Постановление Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 26 апреля 2013 г. N 156 "Об утверждении Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы"

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" в целях развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания, обеспечения удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирования стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики на территории республики Правительство Республики Северная Осетия-Алания постановляет:

1. Утвердить прилагаемую Схему и программу перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы (далее - Республиканская программа).

2. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на Заместителя Председателя Правительства Республики Северная Осетия-Алания К.Э. Габисова.

Председатель Правительства Республики Северная Осетия-Алания

С. Такоев

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы
(утв. постановлением Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 26 апреля 2013 г. N 156)

Паспорт программы

Наименование Программы	Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2014 - 2018 годы (далее - Республиканская программа)
Основание для разработки Республиканской программы	Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"; Положение о Министерстве топлива, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Республики Северная Осетия-Алания; Техническое задание на разработку "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы", утвержденное 28.12.2012
Заказчик	Правительство Республики Северная Осетия-Алания
Основные разработчики Республиканской программы	Министерство топлива, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Республики Северная Осетия-Алания
Исполнители основных мероприятий Республиканской программы	Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Магистральные электрические сети Юга; Северо-Осетинский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"; Филиал ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал"
Участники разработки Республиканской программы	Филиал ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ; Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Магистральные электрические сети Юга; Северо-Осетинский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"; Филиал ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал"
Стратегическая цель Республиканской программы	Повышение уровня надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия-Алания; увеличение мощности генерирующих объектов; повышение качества жизни населения Республики Северная Осетия-Алания
Задачи Республиканской программы	Планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность); формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Республики Северная Осетия-Алания
Сроки реализации Республиканской программы	2014-2018 годы
Ресурсное обеспечение	Реализация мероприятий Республиканской программы планируется за счет средств федерального бюджета и бюджета хозяйствующих субъектов (инвестиции)
Целевые показатели	Численность объектов энергетики; мощность подстанций; протяженность сетей; мощность генерирующих объектов; производство электроэнергии
Система организации контроля	Контроль исполнения Республиканской программы осуществляется Министерством топлива, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Республики Северная Осетия-Алания в пределах своей компетенции совместно с организациями-инвесторами
Объемы и источники финансирования	Расходы регионального бюджета на реализацию Республиканской программы не предусмотрены. Объемы финансирования определены инвестиционными программами хозяйствующих субъектов (инвесторов). Справочная оценка инвестиций составляет 46 325,55 млн рублей
Ожидаемые конечные результаты	Увеличение мощности генерирующих объектов и их количества для обеспечения потребности экономики Республики Северная Осетия-Алания не менее чем на 371,3 МВт; увеличение производства электрической энергии генерирующими предприятиями Республики Северная Осетия-Алания не менее чем на 903,35 млн кВтч; увеличение мощности подстанций; повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия-Алания; повышение пропускной способности электрических сетей; увеличение числа рабочих мест; повышение качества жизни населения; поступление в бюджет Республики Северная Осетия-Алания налоговых и неналоговых доходов

Общие положения

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

Федеральным законом от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

Техническим заданием на разработку Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы.

При разработке Республиканской программы соблюдались положения и требования:

Федерального закона от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации";

постановления Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 г. N 340 "О порядке установления требований к программам энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности";

постановления Региональной службы по тарифам Республики Северная Осетия-Алания от 22 сентября 2010 г. N 50 "Требования к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, в случае регулирования цен (тарифов) на товары, услуги таких организаций".

Республиканская программа сформирована на основании:

Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 13 августа 2012 г. N 387;

проекта Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы;

государственной программы Российской Федерации "Развитие Северо-Кавказского федерального округа" на период до 2025 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 17 декабря 2012 года N 2408-р;

федеральной целевой программы "Юг России (2008-2013 годы)";

федеральной целевой программы "Юг России (2014-2020 годы)";

инвестиционных программ ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Холдинг МРСК", ОАО "РусГидро";

прогноза спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого по Республике Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы;

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

сведений о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

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

ГАРАНТ:

См. Постановление Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 15 ноября 2013 г. N 408 "Об утверждении Государственной программы Республики Северная Осетия-Алания "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности"

ГАРАНТ:

Нумерация разделов приводится в соответствии с источником

2. Общая характеристика Республики Северная Осетия-Алания

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

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

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

Юг Республики Северная Осетия-Алания занят Главным (Водораздельным) и Боковым хребтами, поднимающимися выше 4000 м (Джимарай-Хох, 4776 м - высшая точка республики). Центральную часть республики составляет Осетинская наклонная равнина, к северу от нее расположены низкогорные хребты - Сунженский и Терский, а за ними - Моздокская равнина.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рисунок 1

Административная карта РСО-Алания

"Административная карта РСО-Алания"

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

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

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

Сельское хозяйство обеспечивает текущие потребности населения и пищевой промышленности республики.

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

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

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

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

Индустрия строительных материалов в Республике Северная Осетия-Алания располагает заводами по производству кирпича, бетона, извести, железобетонных изделий, песчано-гравийных смесей, металлических конструкций. За последние годы созданы производства металлочерепицы, армированного пенобетона, полистиролбетона, декоративного стенового камня, высокохудожественных металлических изделий, несъемной пенополистирольной опалубки для монолитного домостроения.

Пищевая промышленность

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

Цветная металлургия

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

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

Электроэнергетика

Доля электроэнергетики в структуре промышленности республики составляет 11,8%. Производство электроэнергии обеспечивают:

гидроэлектростанции (ГЭС): Дзауджикауская, Эзминская, Гизельдонская, Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС, Павлодольская, Беканская и Кора-Урсдонская, Фаснальская общей установленной мощностью 100,92 МВт;

теплоэлектростанция (ТЭС): ОАО "Бесланский маисовый комбинат" мощностью 6 МВт.

На сегодняшний день предприятия-энергопроизводители Северной Осетии удовлетворяют ее потребность в электроэнергии не более чем на 20%. В этой связи планируется ввод в эксплуатацию Зарамагской ГЭС-I на реке Ардон и Кубусской МГЭС на реке Танадон (бассейн реки Урух), что позволит сократить дефицит электроэнергии с 80% до 52%.

В регионе функционируют четыре крупные энергетические компании: ОАО "Севкавказэнерго" (сбытовая), Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Магистральные электрические сети Юга (сетевая), Северо-Осетинский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа" (сетевые), Филиал ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал" (генерирующая).

Машиностроительный комплекс

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

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

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

Агропромышленный комплекс Республики Северная Осетия-Алания за последние годы характеризуется общим ростом объемов производимой продукции, интенсификацией сельскохозяйственного производства.

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

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

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

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

Автомобильный транспорт

Автомобильный транспорт сегодня играет первостепенную роль в осуществлении перевозок Республики Северная Осетия.

По территории Республики проходит прямой путь в Закавказье через Главный Кавказский хребет посредством двух автомобильных дорог федерального значения: Военно-Грузинская от Владикавказа до российско-грузинской границы в Дарьяльском ущелье и Транскавказская автомагистраль, которая проходит по тоннелю сквозь Главного Кавказского хребта и представляет собой кратчайший путь между европейским центром России и государствами Закавказья, Турцией и Ираном. Автомобильные дороги республики входят в систему так называемого Кавказского кольца: Ростов-на-Дону - Баку - Ереван - Тбилиси - Новороссийск.

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

Железнодорожный транспорт

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

Воздушный транспорт

Вблизи города Беслан функционирует международный аэропорт "Владикавказ". Воздушные авиатрассы соединяют Северную Осетию с городами дальнего зарубежья и стран СНГ.

Трубопроводный транспорт

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

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

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

Туристско-рекреационный комплекс Республики Северная Осетия-Алания благодаря уникальным природно-климатическим условиям и богатому историко-культурному наследию на сегодняшний день является одним из наиболее привлекательных для освоения в Северо-Кавказском регионе.

3. Анализ текущего состояния электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания

3.1. Характеристика энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания

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

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

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

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

Энергосистема региона имеет 21 межсистемную линию электропередачи, две из которых межгосударственные, а именно: 3 с энергосистемой Ставропольского края, 5 - с энергосистемой Кабардино-Балкарии, 7 - с энергосистемой Республики Ингушетия, 3 - с энергосистемой Чеченской Республики, 1 - с энергосистемой Республики Дагестан, 1 - с энергосистемой Грузии и 1 - с энергосистемой Республики Южная Осетия.

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

Энергообеспечение осуществляется следующими энергетическими организациями:

1. Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" Магистральные электрические сети Юга.

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

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

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

ОАО "МРСК Северного Кавказа" обеспечивает передачу электроэнергии по принадлежащим ему сетям напряжением от 0,4 до 110 кВ на территории республик Дагестан, Ингушетия, Северная Осетия-Алания, Кабардино-Балкария, Карачаево-Черкесия, Ставропольского края, поддерживая качество электроэнергии в соответствии с действующими стандартами.

3. ГУП "Аланияэлектросеть" подведомственная организация Министерства топлива, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Республики Северная Осетия-Алания осуществляет эксплуатацию электросетевого хозяйства городов Владикавказ, Алагир и электроснабжение их потребителей.

4. Филиал ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал".

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

5. Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС мощностью 15 МВт передана в аренду филиалу ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал".

6. Павлодольская ГЭС мощностью 2,62 МВт и среднегодовой выработкой 4,9 млн кВтч. Собственник - ОАО "РусГидро" (г. Москва).

7. ТЭС ОАО "Бесланский маисовый комбинат" мощностью 6 МВт.

8. Фаснальская МГЭС ОАО "Турбохолод" первая малая гидроэлектростанция каскада ГЭС на реке Сонгутидон (бассейн реки Урух) с установленной мощностью 6,4 МВт и выработкой электроэнергии 9 млн кВтч (средняя за 3 года).

9. Муниципальные электрические сети:

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

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

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

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

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

11. ОАО "Оборонэнергосбыт" (гарантирующий поставщик), осуществляет куплю-продажу электроэнергии организациям (сетевым организациям, хозяйствующим субъектам), находящимся в ведении Министерства обороны Российской Федерации и (или) образованным во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 15 сентября 2008 г. N 1359 "Об открытом акционерном обществе "Оборонсервис", в том числе опосредованно, в административных границах территории Республики Северная Осетия-Алания.

На территории республики функционируют 12 организаций, владеющих на правах собственности или на ином законном основании объектами электросетевого хозяйства и выполняющих монопольные функции по передаче электроэнергии и ОАО "Победит", получающее электроэнергию с ОРЭМ.

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

Основными факторами, сдерживающими развитие комплекса, являются:

высокая (до 90 процентов) степень износа основных фондов;

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

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

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

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

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

3.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания за период 2008-2012 годы

Республика Северная Осетия-Алания является условно дефицитной. Потребление электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания в 2012 году составило 2 305,1 млн кВтч, что на 4 млн кВтч (0,17%) выше, чем в 2011 году, или 88,8% от потребления в 1990 году (ОЭС Юга - 93,9%, ЕЭС России - 98,6%).

Потребность в электроэнергии в 2012 году собственными генерирующими источниками удовлетворена на 14,8%, дефицит ОАО "Севкавказэнерго" компенсирует за счет покупной электроэнергии с оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ). По производству в расчете на душу населения республика занимает одно из последних мест среди регионов страны (0,49 тыс. кВтч против 6,7 тыс. кВтч по стране в целом). Ежегодно около 2,0 млрд кВтч приобретается за пределами республики, что несет риски полной зависимости от внешних поставщиков топливных энергоресурсов.

Наблюдается дисбаланс между располагаемым потенциалом использования гидроэнергетических ресурсов и фактическими гидрогенерирующими мощностями. ГЭС региона используется 6,5% экономически выгодного энергопотенциала рек.

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

Таблица 1

Периоды	Потребление электроэнергии, млн кВтч	Производство электроэнергии, млн кВтч	Доля производства, %
2008 год	2 187,3	354,7	16,2
2009 год	2 140,8	371,8	17,4
2010 год	2 166,2	412,7	19,0
2011 год	2 301,1	367,3	16,0
2012 год	2 305,1	341,2	14,8
Среднегодовой прирост	29,45	-3,38

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

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

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

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

Таблица 2

Наименование энергосистемы	Потребление электроэнергии, млн кВтч					%
	2010 г.	2011 г.	2012 г.	Откл. (+,-) 2011 к 2010	Откл. (+,-) 2012 к 2011	2011 к 2010	2012 к 2011
Северокавказская энергосистема	2166,2	2 301,1	2 305,1	134,9	4,0	6,2	0,17
ОЭС Юга	82408,5	85 748,6	86 509,6	3340,1	761,0	4,1	0,9
Доля в потреблении ОЭС Юга, %	2,63	2,68	2,66	4,0	0,52	-	-
ЕЭС России	988960,6	1001100,0	1016497,9	12139,4	15397,9	1,2	1,5
Доля в потреблении ЕЭС России, %	0,22	0,23	0,23	1,1	0,03	-	-

Основные показатели работы Северокавказской энергосистемы в 2012 году по сведениям системного оператора отражены в таблице 3.

Таблица 3

Показатель	МВт/%/млн кВтч
Установленная мощность на 01.01.2013 г., МВт	106,92
прирост к 2011 г., %	6,4
Нагрузка электростанций на максимум 8 февраля 2012 года, МВт	13,4
прирост к 2011 г., %	- 52,1
Выработка электроэнергии, млн кВтч	341,2
прирост к 2011 г., %	- 7,1
Потребление электроэнергии, млн кВтч	2 305,1
прирост к 2011 г., %	0,17

Динамика потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания за 1990-2012 годы представлена в таблице 4.

Таблица 4

Показатель	1990	1991	1998	2000	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2008- 2012
Электропотребление, млн кВтч	2 596,5	2 539,8	1 857,7	2 075,1	2 137,1	2 153,7	2 144,8	2 187,3	2 140,8	2 166,2	2 301,1	2 305,1	2 220,1
Абсолютный прирост электропотребления, млн кВтч	-	-56,7	-682,1	217,4	62,0	16,6	-8,9	42,5	-46,5	25,4	134,9	4,0	32,06
Среднегодовые темпы прироста, %	-	-2,2	-26,9	11,7	3,0	0,8	-0,4	2,0	-2,1	1,2	6,2	0,14	1,44
Электропотребление ОЭС Юга, млн кВтч	92131,4	91829,7	63135,5	67603,8	73463,1	76423,8	78483,2	80985,1	78099,3	82408,5	85748,6	86 509,6	82 750,2
Абсолютный прирост электропотребления ОЭС Юга, млн кВтч	-	-301,7	28 694,2	4 468,3	5 859,3	2 960,7	2 059,4	2 501,9	-2 885,8	4 309,2	3 340,1	751,0	1 603,4
Среднегодовые темпы прироста ОЭС Юга, %	-	-0,3	-31,2	7,1	8,7	4,0	2,7	3,2	-3,6	5,5	4,1	0,88	1,95
Доля электропотребления РСО-Алания в электропотреблении ОЭС Юга, %	2,82	2,77	2,94	3,07	2,91	2,82	2,73	2,70	2,74	2,63	2,68	2,66	2,68

График изменения потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания за период 1990-2012 годы

"График изменения потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания за период 1990-2012 годы"

3.3. Структура электропотребления в Республике Северная Осетия-Алания за 2008-2012 годы

Энергосистема Республики Северная Осетия-Алания характеризуется низкими среднегодовыми темпами прироста потребления электроэнергии среди регионов, входящих в ОЭС Юга и в среднем по стране. Как следует из таблиц 1-4, среднегодовые темпы прироста электропотребления в республике значительно ниже общероссийских и по югу России. Если среднегодовое потребление электроэнергии в России уже в 2012 году достигло 98,6% от уровня в 1990 году, то потребление электроэнергии в республике в 2012 году составило 88,8% от потребления в 1990 году.

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

Таблица 5

	Вид экономической деятельности	2011 год		2012 год
		млн кВтч	%	млн кВтч	%
1.	Промышленное производство (обрабатывающие производства)	168,05	7,3	151,7	6,58
	в том числе:
1.1.	Производство и распределение электроэнергии, газа, воды	38,6	1,7	38,8	1,7
2.	Строительство	16,3	0,71	17,1	0,74
3.	Транспорт и связь	37,25	1,62	38,05	1,65
4.	Сельское хозяйство	9,34	0,41	8,7	0,38
5.	Сфера услуг	133,13	5,79	135,7	5,88
6.	Бытовое потребление	376,74	16,4	380,8	16,52
7.	Потери в электрических сетях	710,4	30,87	690,78	29,97
8.	Собственные нужды электростанций	2,33	0,1	2,2	0,1
9.	Другие виды экономической деятельности	847,56	36,8	880,07	38,18
	Всего:	2 301,1	100,0	2 305,1	100,0

Структура потребления электроэнергии по видам экономической деятельности, млн кВтч

"Структура потребления электроэнергии по видам экономической деятельности"

Структура электропотребления в Республике Северная Осетия-Алания по группам потребителей в 2012 году:

Таблица 6

Потребители электрической энергии	Количество потребленной энергии, млн кВтч
	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
Бюджетные потребители	193,3	199,7	202,5	213,64	228,08
Промышленные организации	778,1	730,4	768,1	768,5	746,2
Сельскохозяйственные потребители	6,3	6,1	12,6	9,34	8,71
Прочие потребители	296,9	281,0	257,4	222,48	250,53
Население	349,9	354,5	361,2	376,74	380,8
Полезный отпуск	1624,5	1571,7	1601,8	1590,7	1614,32
Потери электроэнергии	562,8	569,1	564,4	710,4	690,78
Потреблено всего:	2 187,3	2 140,8	2 166,2	2301,1	2305,1

Структура потребления по группам потребителей, млн кВтч

"Структура потребления по группам потребителей"

3.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии с указанием потребления электрической энергии и мощности за период 2008-2012 годы

Крупным потребителем электрической энергии является промышленность и, в первую очередь, предприятия цветной металлургии, такие как ОАО "Электроцинк", ОАО "Победит". Цветную металлургию представляют два основных предприятия, расположенные в г. Владикавказ: ОАО "Электроцинк" (кадмий, свинец, цинк, серная кислота, медный купорос), ОАО "Победит" (вольфрамовые карбиды, шипы). Доля ОАО "Электроцинк" в общем объеме электропотребления республикой составляет свыше 20%. Из предприятий стекольной промышленности энергоемким является ОАО "Иристонстекло" (стеклобанка, стеклобанка с винтовым горлом, стеклобутылка, стеклобутылка с винтовым горлом). Среди прочих - энергосбытовые организации городов-перепродавцов и предприятия по производству спирта. По итогам работы за 2012 год только у 6 хозяйствующих субъектов годовое потребление электроэнергии составило свыше 1% от общего потребления Республики Северная Осетия-Алания: ОАО "Электроцинк", ОАО "Победит", МУП "Моздокэнергосбыт", ОАО "Оборонэнергосбыт", МУП "Водопроводные сети" и ВМУП "Тепловые сети". В общей совокупности на них приходится 30% от общего потребления электроэнергии республикой.

Как следует из таблицы 2, в 2011-2012 годах наблюдается рост потребления электроэнергии. Рост потребления электроэнергии связан с экономическим оживлением и восстановительным ростом в секторах экономики, наиболее пострадавшими от кризиса, - обрабатывающей промышленности, в том числе машиностроительном производстве.

Перечень основных потребителей электрической энергии в 2012 году:

Таблица 7

NN п/п	Наименование потребителя	Место расположения	Вид деятельности	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	Максимум нагрузки (заявленный), МВт	Максимум нагрузки (фактический), МВт
1.	ОАО "Электроцинк"	г. Владикавказ, ул. Заводская, 1	27.43 производство цветных металлов	456,8	71,2	66,3
2.	ООО "Моздокэнергосбыт"	г. Моздок, ул. Степная, 23	40.13.2 распределение электроэнергии	71,33	11,0	10,93
3.	ОАО "Победит"	г. Владикавказ, ул. Заводская, 1"а"	27.45 производство твердосплавной продукции	43,2	10,6	6,5
4.	ОАО "Оборонэнергосбыт"	г. Москва, Воронцовский пер, д. 2	40.10.5 оптовая торговля электрической и тепловой энергией	21,48	5,0	4,94
5.	МУП "Водопроводные сети"	г. Владикавказ, ул. Шегрена, 74	41.10 сбор, очистка и распределение воды	41,0	8,0	7,7
6.	ВМУП "Тепловые сети"	г. Владикавказ, ул. Пожарского, 23	40.30.14 производство и распределение тепловой энергии	24,6	3,0	2,8
	Итого:			658,41	108,8	99,17

3.5. Перечень основных энергорайонов на территории Республики Северная Осетия-Алания с указанием потребления электрической энергии и мощности за 2008-2012 годы

Таблица 8

NN п/п	Наименование энергоузла	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.
1.	МУП "Моздокские электрические сети"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	61,632	62,176	66,118	69,386	71,33
	Максимальная нагрузка, МВт	9,36	9,6	10,26	10,57	10,93
2.	МП "Ардонские электрические сети"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	26,567	27,293	27,998	30,121	31,27
	Максимальная нагрузка, МВт	3,82	4,01	4,22	4,48	4,58
3.	ООО "Осетия-Энергосети"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	42,590	40,283	45,072	49,438	50,68
	Максимальная нагрузка, МВт	6,36	6,0	6,72	6,3	9,2
4.	МП "Дигорская городская сетевая компания"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	22,533	22,568	23,718	15,315	17,98
	Максимальная нагрузка, МВт	3,42	3,43	3,53	2,28	3,67
5.	ОАО "РЖД"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	58,530	58,760	59,582	58,827	64,55
	Максимальная нагрузка, МВт	13,16	13,20	13,40	13,23	12,89
6.	ОАО "Электроцинк"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	440,781	421,560	451,533	454,7	476,15
	Максимальная нагрузка, МВт	60,3	59,8	64,0	72,0	66,3
7.	ОАО "Победит"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	39,882	30,662	32,459	41,621	43,24
	Максимальная нагрузка, МВт	5,1	3,9	4,3	6,4	6,5
8.	ВМУП "Владикавказэнерго" (ГУП "Аланияэлектросеть")
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	613,305	618,520	620,089	662,185	711,25
	Максимальная нагрузка, МВт	91,2	92,0	92,3	98,54	122,09

3.6. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания и крупных узлов нагрузки за 1990-2012 годы

Динамика изменения собственного максимума нагрузки представлена в таблице 9.

Таблица 9

	1990	1991	1998	2000	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2008- 2012
Собственный максимум нагрузки, МВт	432	445	354	383	420	427	404	425	404	410	405	444,6	417,7
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт	-	13	- 91	29	37	7	- 23	21	-21	6	- 5	39,6	6
Среднегодовые темпы прироста, %	-	3	- 20.4	8,2	9,7	1,7	- 5,4	- 5,2	- 4,9	1,5	- 1,2	9,8	1,5

Число часов использования максимума нагрузки:

Таблица 10

	1990	1991	1998	2000	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2008- 2012
Электропотребление, млн кВтч	2596,5	2539,8	1857,7	2075,1	2137,1	2153,7	2144,8	2187,3	2140,8	2166,3	2301,1	2305,1	2220,2
Собственный максимум нагрузки, МВт	432	445	354	383	420	427	404	425	404	410	405	444,6	417,7
Число часов использования максимума, час	6010	5707	5247	5418	5088	5043	5309	5146	5299	5283	5681	5185	5315

Изменение максимума нагрузки по Республике Северная Осетия-Алания за период 1990-2012 годы

"Изменение максимума нагрузки по Республике Северная Осетия-Алания за период 1990-2012 годы"

Динамика изменения максимума нагрузки крупных узлов нагрузки:

Таблица 11

Годы	2008	2009	2010	2011	2012
Нагрузка по региону, МВт	425	404	410	405	444,6
рост, %	5,2	- 4,9	1,5	- 1,2	9,8
МУП "Моздокские электрические сети"	9,36	9,6	10,26	10,57	10,93
рост, %	2,4	2,5	6,9	3,0	3,4
МП "Ардонские электрические сети"	3,82	4,01	4,22	4,48	4,58
рост, %	3,8	5,0	5,2	6,2	2,2
ООО "Осетия-Энергосети"	6,36	6,0	6,72	6,3	8,2
рост, %	3,0	-5,7	12,0	-6,25	30,0
МП "Дигорская городская сетевая компания"	3,42	3,43	3,53	2,28	3,67
рост, %	3,6	0,3	2,9	-35,4	61,0
ОАО "РЖД"	13,16	13,20	13,40	13,23	12,89
рост, %	- 1,8	0,3	1,5	-1,3	-2,6
ОАО "Оборонэнерго"	3,2	3,3	3,4	3,51	4,94
рост, %	- 1,5	3,1	3,0	3,2	40,7
ПС 110/6 кВ Электроцинк-I ПС 110/6 кВ Электроцинк-II	60,3	59,8	64,0	72,0	66,3
рост, %	- 0,8	- 0,8	7,0	12,5	-8,0
ПС 110/6 кВ Победит	5,1	3,9	4,3	6,4	6,5
рост, %	- 3,8	- 23,5	2,6	48,8	1,5
ГУП "Аланияэлектросеть"	91,2	92,0	92,3	98,54	122,09
рост, %	0,8	0,9	0,3	6,8	123,9

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

3.7.1. Состав существующих электростанций

Производство электроэнергии на территории Республики Северная Осетия-Алания осуществляется электростанциями по состоянию на 01.01.2013 г.:

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

Павлодольская ГЭС мощностью 2,62 МВт ОАО "РусГидро";

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

ТЭС ОАО "Бесланский маисовый комбинат" мощностью 6 МВт;

Фаснальская МГЭС ОАО "Турбохолод" на реке Сонгутидон (бассейн реки Урух) с установленной мощностью 6,4 МВт.

Состав электростанций Северокавказской энергосистемы в 2012 году по данным Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям представлен в таблице 12.

Таблица 12

Наименование объекта	Мощность, МВт	Наименование компании
Гизельдонская ГЭС	22,8	ОАО "РусГидро"
Эзминская ГЭС	45
Дзауджикауская ГЭС	8
Беканская ГЭС	0,5
Кора-Урсдонская ГЭС	0,6
Павлодольская ГЭС	2,62
Головная ГЭС "Зарамагские ГЭС"	15	ОАО "Зарамагские ГЭС"
ТЭС БМК	6,0	ОАО "БМК"
МГЭС Фаснальская	6,4	ОАО "Турбохолод"
Итого:	106,92

Структура мощности существующих в 2012 году электростанций по принадлежности к энергокомпаниям по данным Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ

"Структура мощности существующих в 2012 году электростанций по принадлежности к энергокомпаниям по данным Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ"

Структура установленной мощности в 2012 году по типам генерирующих мощностей представлена в таблице 13.

Таблица 13

Наименование объекта	Установленная мощность, МВт/Гкал
ТЭС/ТЭЦ, в том числе:
ТЭС БМК	6,0/35,0
ГЭС, в том числе:
Гизельдонская ГЭС	22,8
Эзминская ГЭС	45
Дзауджикауская ГЭС	8
Беканская ГЭС	0,5
Кора-Урсдонская ГЭС	0,6
Головная ГЭС "Зарамагские ГЭС"	15
Павлодольская ГЭС	2,62
Фаснальская МГЭС	6,4
Итого:	106,92/35,0

Структура существующих в 2012 году электростанций по типам генерирующих мощностей

"Структура существующих в 2012 году электростанций по типам генерирующих мощностей"

Состав (перечень) электростанций в Республике Северная Осетия-Алания на 01.01.2014 г.

Таблица 14

Наименование станции	Номер агрегата	Тип оборудования	Год ввода	Вид топлива, энергии	Место расположения	Установленная мощность (на конец 2011 года), МВт
Эзминская ГЭС	1	РО 15-ВМ-160	1954	вода	с. Чми, 1,5 км от южного выезда из с. Чми	15
	2	РО 15-ВМ-160				15
	3	РО 15-ВМ-160				15
Гизельдонская ГЭС	1	П-461-ГИ	1934	вода	Пригородный район,1,8 км от южной окраины с. Кобан	7,6
	2	РО 15-ВМ-160				7,6
	3	РО 15-ВМ-160				7,6
Дзауджикауская ГЭС	1	РО-123-ВБ-140	1949	вода	г. Владикавказ, ул. В. Абаева, 63	3
	2	РО-123-ВБ-160	1948			3,2
	3	РО-123-ВБ-160	1948			3,2
Беканская ГЭС	1	VEW-396/18-6	1945	вода	Ардонский район, с. Бекан	0,25
	2	VEW-396/18-6	1951			0,25
Кора-Урсдонская ГЭС	1	РО-300-ГФ60	2000	вода	Дигорский район, с. Кора-Урсдон	0,32
	2	РО-300-ГФ60	2000			0,32
Зарамагская ГЭС	1	ПЛ70-В-340	2009	вода	Алагирский район, Касарское ущелье, в 2 км ниже с. Нижний Зарамаг	15
Павлодольская ГЭС	1	ПР 245/10-ВБ220	1965	вода	Моздокский район, ст. Павлодольская	1,31
	2	ПР 245/10-ВБ220	1965			1,3
ТЭС БМК	1	Р-6-35-5М	1989	газ	Правобережный район, г. Беслан, ул. Гагарина,1	6,0
Фаснальская МГЭС	1	ГА-9	2008	вода	Ирафский район, с. Фаснал	1,6
	2	ГА-9	2008			1,6
	3	ГА-9	2008			1,6
	4	ГА-10М	2008			1,6

3.7.2. Структура выработки электроэнергии

Структура выработки электроэнергии в 2011 и 2012 годах по объектам генерации представлена в таблице 15.

Таблица 15

Наименование объекта	Выработка электроэнергии, млн кВтч		Структура 2012 г., %	Изменение выработки к предыдущему году, %
	2011 г.	2012 г.
Выработка электроэнергии	367,3	341,2	100	-7,1
в том числе:
ГЭС	366,8	341,2	100	-7,1
ТЭС	0,500	0	0	0

Причинами сокращения выработки электроэнергии явились капитальный ремонт гидроагрегатов Эзминской и Дзауджикауской гидроэлектростанций, а также отклонение от нормы уровня приточности к створам ГЭС.

Структура производства электроэнергии по типам электростанций и видам собственности в 2008-2012 годах представлена в таблице 16.

Таблица 16

Генерирующие объекты	Вид собственности	Производство электроэнергии, млн кВтч
		2008	2009	2010	2011	2012
Филиал ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский Филиал"	ОАО "РусГидро"	354,7	368,7	372,5	328,7	305,3
Зарамагская ГЭС	ОАО "Зарамагские ГЭС"	-	3,1	40,2	38,1	25,3
ТЭС БМК	ОАО "БМК"	0	0	0	0,50	0
Фаснальская МГЭС	ОАО "Турбохолод"	-	-	-	-	10,6
Итого:		354,7	371,8	412,7	367,3	341,2

Структура производства электроэнергии по видам собственности в 2012 году

"Структура производства электроэнергии по видам собственности в 2012 году"

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

3.8.1. Электрические сети филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - Магистральные электрические сети Юга

На территории республики находятся следующие объекты филиала "ФСК ЕЭС" МЭС Юга:

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

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

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

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

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

Обслуживание объектов осуществляет Ставропольское ПМЭС.

Информация об объектах 110 кВ и выше филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга, расположенных на территории Республики Северная Осетия-Алания, приведена в таблицах 17 и 18:

Таблица 17

Воздушные линии всего, (в том числе по территории Республики Северная Осетия-Алания), км		912,988 (192,589)
в том числе:	напряжение 330 (в габаритах 500) кВ
	Невинномысск-500 - Владикавказ-2	316,697 (46,447)
	напряжением 330 кВ
	Владикавказ-2 - Владикавказ-500	11,814 (11,422)
	Владикавказ-500 - Моздок	86,847 (61,703)
	Владикавказ-2 - Грозный	114,43 (12,258)
	Прохладная-2 - Моздок	63,5 (35,336)
	Моздок - Артем	274+2х3 (20,56)
	напряжение 110 кВ
	Северный Портал - Джава	39,7 (4,863)
Подстанции, шт.		4
в том числе:	напряжением 330 (в габаритах 500) кВ
	ПС 330 кВ Владикавказ-500	1
	напряжением 330 кВ	2
	ПС 330 кВ Владикавказ-2
	ПС 330 кВ Моздок
	напряжением 110 кВ	1
	ПС 110 кВ Северный Портал

Таблица 18

Оборудование подстанций		Шт.	Мощность, МВА,МВАр
Силовые трансформаторы (автотрансформаторы)		10	1 149,3
в том числе:	напряжением 330 кВ	6	1 050
	напряжением 110 кВ	4	99,3
Шунтирующие реакторы
в том числе:	напряжением 500 кВ	3	180
	напряжением 330 кВ	-	-
	напряжением 110 кВ	-	-
Батареи статических конденсаторов, синхронные компенсаторы		-	-
в том числе:	напряжением 110 кВ	-	-
	напряжением 6-10 кВ	1	50

Информация об оборудовании 110 кВ и выше филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга, выведенном из эксплуатации в 2012 году, приведена в таблице 19 и 20:

Таблица 19

Наименование объекта	Класс напряжения, кВ	Количество трансформаторов, шт.	Мощность, МВА	Причина вывода, источник информации
-	-	-	-	-

Таблица 20

Наименование объекта	Класс напряжения, кВ	Протяженность, км	Причина вывода, источник информации
-	-	-	-

Информация об оборудовании 110 кВ и выше филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга, которое будет выведено из эксплуатации на период формирования Республиканской программы (2014-2018 годы), приведена в таблице 21:

Таблица 21

Электросетевой объект	Параметры объекта км, МВА, МВАр	Год	Тип мероприятия	Источник информации
-	-	-	-	-

3.8.2. Электрические сети 110 кВ и ниже Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа"

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

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

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

Таблица 22

Оборудование	Количество (тыс. у.е.) по состоянию на 01.01.2013
	2008	2009	2010	2011	2012
ПС 110 кВ	8,014	8,014	8,014	6,863	7,054
ПС-35 кВ	5,324	5,324	5,324	4,203	4,209
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-20 кВ	10,992	10,992	10,992	6,833	7,396
ВЛ 110 кВ	1,233	1,233	1,329	1,064	1,064
ВЛ-35 кВ	0,571	0,571	0,571	0,569	0,569
ВЛ 0,4-10 кВ	7,374	7,374	7,374	7,853	7,853
КЛ 0,4-10 кВ	0,0355	0,0355	0,0355	0,0355	0,0355
Итого:	33,544	33,544	33,64	27,42	28,146

Состав электрических сетей СОФ ОАО "МРСК Северного Кавказа" у.е.

"Состав электрических сетей СОФ ОАО "МРСК Северного Кавказа"

Арендованных электрических сетей в 2012 г. не было.

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

Таблица 23

NN п/п	Наименование показателей	Количество	Мощность, МВА
	1	2	3
	Понизительные подстанции
1.	Понизительные подстанции (ПС) 110/35/6-10 кВ	38	1 145,2
2.	Понизительные подстанции (ПС) 35/6-10 кВ	34	200,3
3.	Резервные силовые трансформаторы в СОФ ОАО "МРСК СК"	-	-
4.	Понизительные подстанции 110 кВ сельскохозяйственного назначения	11	194,1
5.	Понизительные подстанции 35 кВ сельскохозяйственного назначения	30	148,53

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

Таблица 24

NN п/п	Наименование филиала	Кол-во, шт.	Протяженность по трассе, км	Протяженность по цепям, км
1.	Северо-Осетинский
	ВЛ-10 кВ	149	1466	1469
	ВЛ-6 кВ	85	653	653
	ВЛ-0,4 кВ	2020	3111	3111
	ВЛ-110 кВ	71	855	918
	ВЛ-35 кВ	56	455	503
Итого:		2381	6540	6654

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

Таблица 25

Класс напряжения подстанции	Количество подстанций, шт.	Количество силовых трансформаторов, шт.	Установленная мощность, МВА
110	38	68	1 145,2

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

Таблица 26

Тип линии, напряжение, кВ	Количество, шт.	Протяженность, км
		по трассе	по цепям
ВЛ-110	71	854,905	918,015

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

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

Трансформаторы других владельцев:

Таблица 27

Класс напряжения подстанции	Количество подстанций, шт.	Количество силовых трансформаторов, шт.	Установленная мощность, МВА
110	11	21	392,9

Линии электропередачи других владельцев:

Таблица 28

Тип линии, напряжение, кВ	Количество, шт.	Протяженность, км
ВЛ-110	6	44,8

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

Сведения о протяженности линий электропередачи, характеристики электрических сетей напряжением 110 кВ и ниже, состав и количество электротехнического оборудования подстанций муниципальных электрических сетей приведены в таблице 29.

Таблица 29

NN п/п	Наименование сетевых организаций	Подстанции 10/6/0,4 кВ		Линии электропередачи 10-6-0,4 кВ
		шт.	МВА	шт.	км
1.	ГУП "Аланияэлектросеть"	567	115	524	1115,3
2.	ООО "Осетия-Энергосети"	72	24,3	328	402,4
3.	МП "Дигорская городская сетевая компания"	25	9,64	86	352,6
4.	Электрические сети Алагирского района	35	12,7	188	538,1
5.	МП "Ардонские электрические сети"	52	11,65	162	322,1
6.	МУП "Моздокские электрические сети"	106	95,74	402	316,1
	Итого:	857	269,03	1 690	3 046,6

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

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

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

высоковольтные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше: ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Невинномысск, ВЛ 330 кВ Моздок - Прохладная-2, ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный, ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Владикавказ-500, ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок, ВЛ330 кВ Моздок - Артем, ВЛ 110 кВ Северный Портал - Джава (Л-129).

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

Таблица 30

NN п/п	Наименование подстанции	Номер тр-ра	Мощность, МВА	Напряжение, кВ	Диапазон регулирования напряжения
					ПБВ	РПН
1	2	3	4	5	6	7
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга
1.	Владикавказ-2	АТ-1	200	330		15 ступеней
2.	Владикавказ-2	АТ-3	200	330		15 ступеней
3.	Владикавказ-500	АТ-3	200	330		15 ступеней
4.	Владикавказ-500	АТ-4	200	330		15 ступеней
5.	Моздок	АТ-1	125	330		15 ступеней
6.	Моздок	АТ-2	125	330		15 ступеней
7.	Моздок	Т-1	15	110		5 ступеней
8.	Моздок	Т-2	15	110		5 ступеней
9.	Моздок	Т-3	63	110		10 ступеней
10.	Северный Портал	Т-1	6,3	110		115_9*1,78 19 ступеней
Северо-Осетинский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"
11.	Алагир	Т-1	12	110	115_2*2,5
12.	Алагир	Т-2	10	110		115_9*1,78
13.	Ардон-110	Т-1	16	110		115_9*1,78
14.	Ардон-110	Т-2	10	110		115_9*1,78
15.	АЗС	Т-1	7,5	110	110_2*2,5
16.	АЗС	Т-2	6,3	110	110_2*2,5
17.	Беслан	Т-1	25	110		115_9*1,78
18.	Беслан	Т-2	25	110		115_9*1,78
19.	Беслан-Северная	Т-1	16	110		115_9*1,78
20.	Беслан-Северная	Т-2	16	110		115_9*1,78
21.	Владикавказ-1	Т-1	25	110		115_9*1,78
22.	Владикавказ-1	Т-2	20	110	112_4*2,5
23.	Владикавказ-1	Т-3	20	110	110_2*2,5
24.	Верхний Згид	Т-1	6,3	110	110_2*2,5
25.	Восточная	Т-1	10	110		115_4*2,5
26.	Дзуарикау	Т-1	6,3	110	115_2*2,5
27.	Дзуарикау	Т-2	6,3	110		115_9*1,78
28.	Дигора-110	Т-1	10	110		115_4*2,5
29.	Дигора-110	Т-2	10	110		115_9*1,78
30.	Западная	Т-1	16	110		115_9*1,78
31.	Западная	Т-2	14	110	115_2*2,5
32.	Заманкул	Т-1	10	110		115_4*2,5
33.	Зарамаг	Т-1	14	110	115_2*2,5
34.	Зарамаг	Т-2	16	110		115_9*1,78
35.	Змейская	Т-1	7,5	110	115_2*2,5
36.	Змейская	Т-2	10	110		115_9*1,78
37.	Кармадон	Т-1	6,3	110		115_9*1,78
38.	Карца	Т-1	16	110		115_4*2,5
39.	Карца	Т-1	16	110		115_9*1,78
40.	Левобережная	Т-1	25	110		115_9*1,78
41.	Левобережная	Т-2	25	110		115_9*1,78
42.	Мизур	Т-1	16	110		115_9*1,78
43.	Моздок-110	Т-1	16	110		110_4*2,5
44.	Моздок-110	Т-2	16	110		115_4*2,5
45.	Ногир-110	Т-1	16	110		115_9*1,78
46.	Ногир-110	Т-2	16	110		115_9*1,78
47.	Нузал	Т-1	6,3	110		115_9*1,78
48.	Нузал	Т-2	12	110	110_2*2,5
49.	Ольгинская	Т-1	16	110		115_9*1,78
50.	Победит	Т-1	40	110		115_9*1,78
51.	Победит	Т-2	40	110		115_9*1,78
52.	Предмостная	Т-1	10	110		110_4*2,5
53.	Предмостная	Т-2	10	110		110_4*2,5
54.	РП-110	Т-1	32	110		115_4*2,5
55.	РП-110	Т-2	40	110		115_9*1,78
56.	Северо-Западная	Т-1	25	110		115_9*1,78
57.	Северо-Западная	Т-2	25	110		115_4*2,5
58.	Северо-Восточная	Т-1	20	110		115_8*2
59.	Северо-Восточная	Т-2	20	110		115_4*2,5
60.	Терек-110	Т-1	10	110		115_4*2,5
61.	Терек-110	Т-2	10	110		115_9*1,78
62.	Терская	Т-1	16	110		115_9*1,78
63.	Терская	Т-2	16	110		115_9*1,78
64.	Унал	Т-1	6,3	110		110_4*2,5
65.	Фиагдон	Т-1	6,3	110		115_9*1,78
66.	Фиагдон	Т-2	6,3	110		115_9*1,78
67.	ЦРП-1	Т-1	16	110		115_9*1,78
68.	ЦРП-1	Т-2	16	110		115_9*1,78
69.	Чикола-110	Т-1	10	110		115_9*1,78
70.	Чикола-110	Т-2	10	110		115_9*1,78
71.	Электроцинк-1	Т-1	40	110		115_9*1,78
72.	Электроцинк-1	Т-2	31,5	110		115_9*1,78
73.	Эльхотово	Т-1	16	110		115_9*1,78
74.	Юго-Западная	Т-1	25	110		115_9*1,78
75.	Юго-Западная	Т-2	25	110		115_9*1,78
76.	Янтарь	Т-1	40	110		115_9*1,78
77.	Янтарь	Т-2	25	110		115_9*1,78
78.	Павлодольская-110	Т-1	10	110		115_9*1,78
Другие владельцы
79.	Гизельдон ГЭС	Т-1	10	110		115_4*2,5
80.	Гизельдон ГЭС	Т-2	10	110		115_4*2,5
81.	Гизельдон. ГЭС	Т-3	10	110		115_4*2,5
82.	Дзау ГЭС	Т-1	16	110		115_9*1,78
83.	Дзау ГЭС	Т-2	16	110		115_9*1,78
84.	Эзминская ГЭС	Т-1	40	110	121_2*2,5
85.	Эзминская ГЭС	Т-2	40	110		115_9*1,78
86.	Электроцинк-II	Т-1	40	110		115_9*1,78
87.	Электроцинк-II	Т-2	32	110		112_8*1,49
88.	Электроцинк-II	Т-3	25	110		115_9*1,78
89.	Беслан-тяговая	Т-1	25	110		115_9*1,78
90.	Беслан-тяговая	Т-2	25	110		115_9*1,78
91.	Исток	Т-1	6,3	110		115_9*1,78
92.	Исток	Т-2	6,3	110		115_9*1,78
93.	Мичурино-110	Т-1	6,3	110		115_9*1,78
94.	Моздок-тяговая	Т-1	20	110		112_4*2,5
95.	Моздок-тяговая	Т-2	40	110		115_9*1,78
96.	Нар	Т-1	2,5	110		115_9*1,78
97.	Штольня	Т-1	2,5	110		6,6_10*1,5
98.	Бор	Т-1	10	110		115_9*1,78
99.	Бор	Т-2	10	110		115_9*1,78
	Итого:		2687,4

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

Таблица 31

Диспетчерский номер линии	Наименование линии	Напряжение, кВ	Протяженность, км
Филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга
	Моздок - Прохладная-2	330	63,50 (35,336)
	Владикавказ-2 - Грозный	330	114,43 (12,258)
	Владикавказ-2 - Владикавказ-500	330	11,814 (11,422)
	Владикавказ-500 - Моздок	330	86,847 (61,703)
	Невинномысск - Владикавказ-2	330	316,697 (46,447)
	Моздок - Артем	330	274+2х3 (20,56)
129	Северный Портал - Джава	110	39,7 (4,863)
Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа"
1	Юго-Западная - ГизельдонГЭС	110	6,7
			19,1
2	Северо-Западная - Владикавказ-1	110	1,64
3	Северо-Западная - ЦРП-1	110	2,35
4	Юго-Западная - Дзуарикау	110	6,7
			14,93
5	Змейская - Ст. Лескен	110	19,361
7/32	РП-110 - Восточная - Юго-Западная отп. на ПС Северо-Восточная отп. на ДзауГЭС	110	27,9
7/8	РП-110 - ЭзмиГЭС отп. на ПС Северо-Восточная отп. на ДзауГЭС	110	30,49
11	Нузал - Фиагдон	110	8,95
			18,67
14	Алагир - Унал	110	5,68
			16,75
15	Мизур - Нузал	110	3,43
16	Кармадон - ГДГЭС	110	8,57
			8,36
17	Кармадон - Фиагдон	110	9,44
			8,36
18	Мизур - Унал	110	8,3
			0,69
19	Владикавказ-2 - Беслан-тяговая	110	20,988
20	Владикавказ-2 - Владикавказ-1	110	0,207
			4,61
21	Владикавказ-2 - Владикавказ-1	110	4,715
22	Владикавказ-2 - Владикавказ-1	110	2,13
			2,47
23	Беслан - Мичурино-110	110	13,03
24	Янтарь - Ногир-110	110	5,45
25	Эзм. ГЭС - Кармадон	110	12,365
26	Янтарь - Левобережная	110	7,04
			2,4
27	Юго-Западная - Янтарь	110	6,87
			11,14
28	Юго-Западная - Западная	110	2,634
29	Юго-Западная - Западная	110	2,634
30	Юго-Западная - Левобережная	110	10,97
			2,4
31	ЭзмиГЭС - Юго-Западная	110	23,453
70	Беслан - Ногир-110	110	18,34
71	Северо-Западная - ЦРП-1	110	2,35
72	Беслан-тяговая - Беслан	110	2,8
73	РП-110 - В-2	110	3,65
74	РП-110 - В-2	110	3,65
75	РП-110 - Победит	110	4,34
76	РП-110 - Победит	110	4,34
77	Владикавказ-1 - Карца	110	5,3
78	РП-110 - Владикавказ-1	110	2,88
79	АЗС - Алагир	110	5,55
80	Ардон-110 - АЗС	110	12,7
81	Карца - РП-110	110	3,3
82	Алагир - Дзуарикау	110	0,69
			17,69
85	Ардон-110 - Мичурино-110	110	19,9
89	Терек-110 - Екатериноградская	110	8,678
	Екатериноградская - Прохладный		15,736
90	Моздок - Павлодольская-110	110	27,321
	Павлодольская-110 - Терек		0,61
103	Владикавказ-500 - Янтарь	110	22,2
104	Владикавказ-500 - Янтарь	110	22,2
105	Нузал - Верхний Згид	110	7,867
106	Владикавказ-500 - Исток	110	3,92
			20,56
107	РП-110 - В-500	110	14,83
108	РП-110 - В-500	110	14,83
109	Моздок - Моздок-тяговая	110	7,116
110	Моздок - Моздок-тяговая	110	7,116
111	Эльхотово - Змейская	110	8,35
			0,9
112	Ардон-110 - Эльхотово	110	24,3
			0,9
113	Эльхотово - Заманкул	110	20,558
	Заманкул - Беслан-Северная		25,189
114	Беслан-Северная - Исток	110	0,6
			3,92
118	Владикавказ-1 - Янтарь	110	1,9
			0,175
			1,5
124	Фиагдон - Северный Портал	110	0,95
			33,95
125	Северо-Западная - Янтарь	110	1,98
126	Владикавказ-1 - Янтарь	110	2,98
127	Нузал - Штольня	110	10,118
	Штольня - ГЗГЭС		6,78
227	ГЗГЭС - Зарамаг	110	1,78
128	Зарамаг - Нар	110	2,9
			5,8
	Нар - Северный Портал		5,8
130	Моздок-110 - Предмостная	110	9,693
131	Предмостная - Терская	110	15,02
			2,58
133	Владикавказ-500 - Ольгинская	110	1,5
134	Владикавказ-500 - Ольгинская	110	1,5
135	Моздок - Моздок-110	110	3,162
136	Ардон-110 - Дигора-110	110	18,0
137	Моздок - Терская	110	7,314
138	Дигора-110 - Чикола-110	110	19,2
203	Владикавказ-2 - оп. N 36	110	14,375
209	Эльхотово - Муртазово	110	22
Прочие владельцы
33	В-2 - Бор	110	1,8
34	В-2 - Бор	110	1,8
101	Владикавказ-500 - Электроцинк-II	110	20,6
102	Владикавказ-500 - Электроцинк-II	110	20,6
Итого:			1 155,404

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

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

г. Владикавказ - 16;

Моздокский район - 7;

Алагирский район - 13;

Правобережный район - 5;

Ардонский район - 2;

Кировский район - 2;

Ирафский район - 1;

Дигорский район - 1;

Пригородный район - 6.

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

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

Информация об оборудовании 110 кВ и выше, выведенном из эксплуатации 2012 году:

Таблица 32

Наименование объекта	Класс напряжения, кВ	Количество трансформаторов, шт.	Мощность, МВА	Причина вывода
ПС 110/35/6 кВ Беслан	110	1	16	Увеличение мощности

Таблица 33

Наименование объекта	Класс напряжения, кВ	Протяженность, км	Причина вывода
-	-	-	-

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

Таблица 34

Электросетевой объект	Параметры объекта, км, МВА, МВАр	Год	Тип мероприятия	Источник информации
-	-	-	-	-

3.8.5. Основные внешние связи энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания

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

На участке Филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго" - Северо-Осетинский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа" (с энергосистемой Ставропольского края):

ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ - 2;

ВЛ 110 кВ Троицкая - Моздок (Л-158).

На участке Кабардино-Балкарский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа - СОФ ОАО "МРСК Северного Кавказа" (с энергосистемой Кабардино-Балкарской Республики):

ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок;

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

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

ВЛ 110 кВ Муртазово - Эльхотово (Л-209).

На участке СОФ ОАО "МРСК Северного Кавказа" - Ингушский филиал ОАО "МРСК "Северного Кавказа" (с энергосистемой Республики Ингушетия):

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

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

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

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

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

На участке СОФ ОАО "МРСК Северного Кавказа" - ОАО "Нурэнерго" (с энергосистемой Чеченской Республики):

ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный-330;

ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-120);

ВЛ 110 кВ Моздок - Ищерская (Л-129).

На участке СОФ ОАО "МРСК Северного Кавказа" - ОАО "Дагэнергосеть" (с энергосистемой Республики Дагестан):

ВЛ 330 кВ Моздок - Артем.

Межгосударственные связи:

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

ВЛ 110 кВ Эзминская ГЭС - Казбеги" (ВЛ-Дарьяли).

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

ВЛ 110 кВ "Северный Портал - Джава" (Л-129).

Внешние электрические связи энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания представлены в таблице 35.

Таблица 35

N п/п	Класс напряжения, кВ	Наименование объекта	Протяженность, км
со Ставропольской энергосистемой
1.	330	Невинномысск - Владикавказ-2	316,967
2.	110	Троицкая - Моздок (Л-158)	45,0
с Кабардино-Балкарской энергосистемой
1.	330	Прохладная-2 - Моздок	63,5
2.	110	Прохладная-2 - Терек (Л-89)	24,74
3.	110	Ст. Лескен - Змейская (Л-5)	19,361
4.	110	Муртазово - Эльхотово (Л-209)	22,0
с Ингушской энергосистемой
1.	110	Владикавказ-2 - Плиево (Л-203)	14,38
2.	110	Владикавказ-500 - Плиево (Л-12)	14,0
3.	110	Владикавказ-500 - Плиево (Л-13)	23,1
4.	110	Владикавказ-500 - Магас (Л-151)	10,206
5.	110	Владикавказ-500 - Юго-Западная (Л-150)	4,505
с Чеченской энергосистемой
1.	330	Владикавказ-2 - Грозный	114,43
2.	110	Моздок - Ищёрская (Л-120)	46,4
3.	110	Моздок - Ищёрская (Л-129)	47,8
с Дагестанской энергосистемой
1	330	Моздок - Артем	280
Межгосударственные связи:
с Грузинской энергосистемой
1.	110	Эзминская ГЭС - Казбеги (ВЛ-Дарьяли)	24,2
с Юго-Осетинской энергосистемой
1	110	Северный Портал - Джава (Л-129)	39,7

3.9. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за 2008-2012 годы

3.9.1. Балансы электрической мощности

Энергосистема Республики Северная Осетия-Алания является дефицитной по мощности. Потребность в электрической мощности собственными генерирующими объектами удовлетворяется не более 20%. Спрос на мощность по республике удовлетворяется за счет сальдированного перетока электроэнергии из смежных энергосистем: Ставропольской, Дагестанской и Кабардино-Балкарской. Годовой максимум нагрузки потребителей Республики Северная Осетия-Алания зафиксирован 8 февраля 2012 года в 19-00 при частоте электрического тока 50 Гц и температуре наружного воздуха -15,7°С и составил 444,6 МВт, что на 39,6 МВт (9,8%) выше абсолютного максимума 2011 года. Максимум энергосистемы, совмещенный с максимумом ЕЭС России, зафиксированный 21 декабря 2012 года в 10.00 при частоте 50,005 Гц и температуре наружного воздуха -6,3°С, составил 378,8 МВт, что на 10,8 МВт (2,3%) выше показателя 2011 года.

Максимальная нагрузка электростанций республики в час прохождения абсолютного максимума нагрузки энергосистемы (по сведениям системного оператора) составила 13,4 МВт, что на 14,6 МВт ниже аналогичного показателя 2011 года, сальдо внешних перетоков составило 431,2 МВт. Нагрузка станций в час максимума энергосистемы, совмещенного с максимумом нагрузки ЕЭС России, составила 21,6 МВт, что на 6,4 МВт ниже, чем в 2011 году, сальдо внешних перетоков - 357,2 МВт.

Фактический баланс мощности энергосистемы на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС России в 2012 году по сведениям, представленным Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ, совмещенный с максимумом ЕЭС России, представлен в таблице 36.

Таблица 36

Показатели	Единица измерения	Отчетные значения
Потребность
Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России) 21.12.2012 г . в 10.00	тыс. кВт	378,8
Передача мощности	тыс. кВт	-
Итого потребность	тыс. кВт	378,8
Покрытие	тыс. кВт
Установленная мощность на конец 2012 г.	тыс. кВт	106,92
в том числе:	тыс. кВт
АЭС	тыс. кВт	-
ГЭС и ГАЭС	тыс. кВт	100,92
ТЭС, из них:	тыс. кВт	6
КЭС	тыс. кВт	-
ТЭЦ	тыс. кВт	6
ВИЭ	тыс. кВт
Ограничение мощности на час максимума нагрузки	тыс. кВт	77,32
Используемая в балансе мощность	тыс. кВт	21,6
Всего получение мощности	тыс. кВт	357,2
Итого покрытие максимума нагрузки	тыс. кВт	378,8
Избыток (+)/дефицит (-) мощности	тыс. кВт	-357,2
Фактический резерв	тыс. кВт	8

Ограничения установленной мощности на ГЭС связаны с техническим состоянием оборудования, его конструктивными дефектами, износом оборудования, дополнительными требованиями по охране окружающей среды, снижением располагаемого напора ниже расчетного из-за недостатка водных ресурсов.

Ограничение по мощности в момент прохождения зимнего максимума нагрузки составляет 77,32 МВт. Однако недостаток располагаемой мощности на территории Республики Северная Осетия-Алания не приводит к вводу ограничения потребителей, так как имеющиеся межсистемные связи позволяют компенсировать дефицит за счет сальдо-перетока из смежных энергосистем.

Баланс мощности энергосистемы на час прохождения собственного максимума потребления Северокавказской энергосистемой в 2012 году по сведениям, представленным филиалом ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ, представлен в таблице 37.

Таблица 37

Показатели	Единица измерения	Отчетные значения
Потребность
Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России) 8.02.2012 г. в 19.00	тыс. кВт	444,6
Передача мощности	тыс. кВт	-
Итого потребность	тыс. кВт	444,6
Покрытие	тыс. кВт
Установленная мощность на февраль 2012 г.	тыс. кВт	100,52
в том числе:	тыс. кВт
АЭС	тыс. кВт	-
ГЭС и ГАЭС	тыс. кВт	94,52
ТЭС, из них:	тыс. кВт	6
КЭС	тыс. кВт	-
ТЭЦ	тыс. кВт	6
ВИЭ	тыс. кВт
Ограничение мощности на час максимума нагрузки	тыс. кВт	79,12
Плановое ремонтное снижение мощности		-
Используемая в балансе мощность	тыс. кВт	13,4
Всего получение мощности	тыс. кВт	431,2
Итого покрытие максимума нагрузки	тыс. кВт	444,6
Избыток (+)/дефицит (-) мощности	тыс. кВт	-431,2
Фактический резерв	тыс. кВт	8

3.9.2. Балансы электрической энергии

Баланс электрической энергии в энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания обеспечивается за счет собственной выработки электрической энергии гидроэлектростанциями региона, которая составляла в 2012 году 14,8% от потребности, и сальдированного перетока электроэнергии из смежных энергосистем. Объем выработки электроэнергии имеет сезонный характер: 7% в зимний период и до 33% в летний.

Годовой объем потребления и производства электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания в 2012 году по сведениям Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ представлен в таблице 38.

Таблица 38

Месяц	Потребление, млн кВтч	Производство, млн кВтч
январь	241,326	11,330
февраль	247,424	9,960
март	227,088	2,141
апрель	166,257	13,180
май	160,137	48,977
июнь	156,355	54,479
июль	166,521	57,911
август	169,055	54,038
сентябрь	145,206	31,038
октябрь	179,279	16,923
ноябрь	207,661	23,374
декабрь	238,765	17,840
Итого	2 305,07	341,191

Динамика потребления и производства электроэнергии по месяцам 2012 года по сведениям Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ

"Динамика потребления и производства электроэнергии по месяцам 2012 года по сведениям Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ"

Потребление электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания в 2012 году составило 2 305,1 млн кВтч, что выше уровня 2011 года на 4,0 млн кВтч, или 0,17% по сравнению с объемом в 2011 году. В течение года динамика потребления носила неоднородный характер, что вызвано в первую очередь температурным фактором. Тенденция к росту потребления отмечалась на протяжении всего года, что свидетельствует о преодолении негативных явлений, возникших в 2007 - 2009 годах в отечественной экономике вследствие мирового финансового кризиса. Рост электропотребления, обусловленный восстановлением экономики республики, ожидается и в дальнейшем, так как связан с оживлением потребительского спроса и инвестиционной активностью, особенно в инфраструктурные проекты.

В феврале 2012 года наличие дополнительного дня високосного года в совокупности с понижением температуры наружного воздуха в первой декаде обусловили прирост потребления электроэнергии на 32,4 млн кВтч или 5,65 относительно февраля 2011 года.

Баланс электрической энергии в 2012 году по сведениям Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ представлен в таблице 39.

Таблица 39

Показатели	Единица измерения	Отчетные значения
Потребление электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания	млн кВтч	2 305,1
Передача электроэнергии	млн кВтч	-
Выработка электроэнергии, в том числе:	млн кВтч	341,2
АЭС		-
ГЭС		341,2
КЭС
ТЭЦ		0
ВИЭ
Получение электроэнергии из смежных энергосистем (ОРЭМ)	млн кВтч	1 963,9
Число часов использование установленной мощности электростанций
АЭС	часов в год	-
ГЭС	часов в год	3549,6
КЭС	часов в год
ТЭЦ	часов в год
ВИЭ	часов в год

3.10. Теплоснабжение

Республика Северная Осетия-Алания не имеет централизованного теплоснабжения ввиду того, что Северокавказская энергосистема не имеет объектов генерации тепла, поставляющих тепловую энергию потребителям. Теплоснабжение осуществляется муниципальными районными котельными.

Ведомственная ТЭЦ ОАО "Бесланский маисовый комбинат" последние годы не производит тепловую электроэнергию по причине износа оборудования.

Основные крупные потребители тепловой энергии:

городской округ г. Владикавказ, потребность в тепловой энергии - 968,0 тыс. Гкал/год;

городское поселение г. Моздок, потребность в тепловой энергии - 114,34 тыс. Гкал/год.

Источники покрытия - муниципальные районные котельные.

В соответствии с требованиями к схемам теплоснабжения и порядком их разработки и утверждения в республике необходимо разработать схемы теплоснабжения для 7 населенных пунктов: гг. Владикавказ, Моздок, Ардон, Дигора, Беслан, с.с. Эльхотово и Октябрьское. Администрацией местного самоуправления г. Алагир принято решение по ликвидации всех районных котельных и магистральных тепловых сетей.

Во исполнение поручения Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации Д. Козака от 30.06.2012 г. N ДК-П9-3694 администрациями местного самоуправления республики разработаны и утверждены графики разработки и утверждения схем теплоснабжения поселений и городских округов Республики Северная Осетия-Алания.

В настоящее время разработана и утверждена схема теплоснабжения г. Владикавказ в составе Программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры г. Владикавказ на период до 2025 года.

АМС г. Моздок заключен договор с ОАО "Севкавгипроводхоз" (г. Пятигорск) на разработку Программы комплексного развития коммунальной инфраструктуры г. Моздок на период до 2025 года, которая содержит схему теплоснабжения городского поселения.

Фактический топливно-энергетический баланс Республики Северная Осетия-Алания за 2008-2012 годы

Таблица 40

N п/п	Наименование	Единица измерения	Год
			2008	2009	2010	2011	2012
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Поступление топливно-энергетических ресурсов (в т у.т.), в том числе:	тыс. т у.т.	2583,87	2448,37	2262,56	2477,95	2432,31
1.1.	Поступление электроэнергии (далее - ЭЭ) (в т у.т.)	тыс. т у.т.	753,52	737,51	746,26	792,73	794,11
	Поступление ЭЭ, в том числе:	млн кВтч	2 187,30	2 140,80	2 166,20	2 301,10	2 305,10
	собственного производства, в том числе:	млн кВтч	354,7	371,8	412,7	367,3	341,2
	ГЭС	млн кВтч	354,7	371,8	412,7	367,3	341,2
	ТЭС	млн кВтч	-	-	-	-	-
	АЭС	млн кВтч	-	-	-	-	-
	покупная с ОРЭМ		1 832,60	1 769,00	1 753,50	1 933,80	1 963,90
1.2.	Поступление газа (в т у.т.)	тыс. т у.т.	1571,52	1470,77	1295,71	1451,39	1410,30
	Поступление газа, всего:	млн куб. м	1 361,80	1 274,50	1 122,80	1 257,70	1 222,10
	собственного производства	млн куб. м				-
	получено со стороны, в том числе:	млн куб. м	1 361,80	1 274,50	1 122,80	1 257,70	1 222,10
	сжиженный газ	млн куб. м	4,8	5	5,7	6,3	6
	природный газ	млн куб. м	1 357,00	1 269,50	1 117,10	1 251,40	1 216,10
1.3.	Поступление тепла (в т у.т.)	тыс. т у.т.	258,83	240,09	220,60	233,84	227,90
	Поступление тепла, в том числе:	тыс. Гкал	1 741,80	1 615,70	1 484,50	1 573,60	1 533,66
	собственного производства, в том числе:	тыс. Гкал	1 741,80	1 615,70	1 484,50	1 573,60	1 533,66
	ТЭС	тыс. Гкал				-	-
	муниципальными котельными	тыс. Гкал	1 741,80	1 615,70	1 484,50	1 573,60	1 533,66
	покупное со стороны	тыс. Гкал	-	-	-	-	-
1.4.	Прочие ТЭР (в т у.т.)	тыс. т у.т.	-	-	-	-	-
	нефть	тыс. т	-	-	-	-	-
	твердое топливо	тыс. т	-	-	-	-	-
2.	Распределение топливно-энергетических ресурсов (в т у.т.), в том числе:	тыс. т у.т.	2583,87	2448,37	2262,56	2477,95	2432,31
	полезный отпуск (в т у.т.)	тыс. т у.т.	2024,08	1988,34	1680,17	1961,83	1951,57
2.1.	Потребление ЭЭ (в т у.т.)	тыс. т у.т.	753,52	737,51	746,26	792,73	794,11
	Потребление электрической энергии (далее - ЭЭ), всего:	тыс. кВтч	2 187,30	2 140,80	2 166,20	2 301,10	2 305,10
	полезный отпуск ЭЭ потребителям, в том числе:	тыс. кВтч	1 624,50	1 571,70	1 601,80	1590,1	1 614,32
	промышленное производство	тыс. кВтч	181,9	162,6	161,9	168,05	151,7
	строительство	тыс. кВтч	17,2	16,9	16,5	16,3	17,1
	транспорт и связь	тыс. кВтч	39,4	36,6	37,8	37,25	38,05
	сельское хозяйство	тыс. кВтч	6,4	6,1	11,1	9,34	8,7
	сфера услуг	тыс. кВтч	138,8	132,1	134,9	133,13	135,7
	бытовое потребление	тыс. кВтч	349,9	354,5	361,2	376,74	380,8
	собственные нужды	тыс. кВтч	2,34	2,39	2,42	2,33	2,2
	другие виды экономической деятельности	тыс. кВтч	888,56	860,51	875,98	847,56	880,07
	полезный отпуск (в т у.т.)	тыс. т у.т.	559,64	541,45	551,82	547,79	556,13
	потери ЭЭ	тыс. кВтч	562,8	569,1	564,4	711,00	690,78
2.2.	Потребление газа (в т у.т.)	тыс. т у.т.	1571,52	1470,77	1295,71	1451,39	1410,30
	Потребление газа, всего:	млн куб. м	1 361,80	1 274,50	1 122,80	1 257,70	1 222,10
	полезный отпуск газа потребителям	млн куб. м	1 088,70	1 071,00	817,30	1 065,46	1 039,70
	полезный отпуск (в т у.т.)	млн куб. м	1256,36	1235,93	943,16	1229,54	1199,81
	потери газа	млн куб. м	273,1	203,5	305,5	192,24	182,40
2.3.	Потребление тепла (в т у.т.)	тыс. т у.т.	258,83	240,09	220,60	233,84	227,90
	Потребление тепла, всего:	тыс. Гкал	1 741,80	1 615,70	1 484,50	1 573,60	1 533,66
	полезный отпуск тепла потребителям	тыс. Гкал	1 400,30	1 419,60	1 246,20	1 241,60	1 316,45
	полезный отпуск (в т у.т.)	тыс. т у.т.	208,08	210,95	185,19	184,50	195,62
	потери	тыс. Гкал	341,50	196,10	238,30	332,00	217,21

Примечание: перерасчет топливно-энергетических ресурсов в тонны условного топлива осуществлялся по угольному эквиваленту

3.11. Динамика основных показателей энергоэффективности за 2008-2012 годы

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

Среди отраслей промышленности выделяются: цветная металлургия, пищевая, топливно-энергетическая, машиностроение и металлообработка. По итогам социально-экономического развития Республики Северная Осетия-Алания за 2012 год одними из основных причин, тормозящих рост производства, названы такие, как использование низкопродуктивных, энергозатратных и материалоемких технологий, не позволяющих выпускать конкурентоспособную продукцию, сверхнормативный физический износ основных производственных фондов промышленных предприятий, труднодоступность кредитных ресурсов, рост тарифов на электроэнергию, услуги железнодорожного и автомобильного транспорта.

Объем потребления электроэнергии в промышленности в 2012 году составил 746,2 млн кВтч, или 32,4% от общего потребления электроэнергии республикой.

Потенциал энергосбережения электроэнергии к 2018 году в промышленности оценивается от 14% до 20% (40,65-58,07 тыс. т у.т.).

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

проведение энергетических обследований промышленных предприятий;

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

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

внедрение систем энергетического менеджмента на промышленных предприятиях;

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

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

внедрение новых энергосберегающих технологий и оборудования в промышленности;

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

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

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

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

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

внедрение энергоэффективных технологий при утилизации промышленных отходов.

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

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

Основными мероприятиями по реализации данного направления являются:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

применение эффективных опалубочных систем многократного использования;

устройство вентиляции с рекуперацией тепла, уходящего из помещения воздуха;

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

применение систем автономного энергоснабжения объектов капитального строительства.

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

Потенциал энергосбережения электрической энергии к 2018 году оценивается от 7% до 15% (1,18-2,52 тыс. т у.т.).

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

проведение энергетических обследований организаций транспорта;

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

оптимизация транспортных потоков;

снижение потребления энергетических ресурсов на собственные нужды;

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

обучение эффективному вождению.

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

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

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

оснащение автомобильного транспорта приборами регистрации параметров движения;

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

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

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

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

дальнейшая электрификация железных дорог;

внедрение рекуперативного торможения на электрифицированных участках железных дорог;

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

оптимизация планирования перевозок;

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

Ведущие отрасли сельскохозяйственного производства - птицеводство и молочное животноводство.

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

Основными мероприятиями по энергосбережению и повышению энергетической эффективности являются:

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

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

реконструкция и модернизация существующих систем энергоснабжения с внедрением газогенераторных установок;

термореновация производственных помещений;

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

внедрение систем обогрева производственных помещений инфракрасными излучателями;

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

внедрение энергоэффективных систем освещения производственных помещений;

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

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

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

повышение энергетической эффективности сельскохозяйственных машин и оборудования;

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

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

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

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

использование естественного холода;

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

повышение эффективности использования моторного топлива.

Основные показатели энергоэффективности и динамика энергоемкости ВРП за период 2008 - 2012 годы представлены в таблице 41.

Таблица 41

NN п/п	Наименование показателя	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
1.	ВРП, млрд рублей (в текущих ценах)	55,68	58,55	66,34	80,39	82,05
2.	Динамика ВРП (в % к предыдущему году)	105,43	105,15	113,3	121,2	102,1
3.	Потребление ТЭР, тыс. т у.т.	2049,89	1953,01	1835,18	2116,01	2129,32
4.	Динамика потребления ТЭР (в % к предыдущему году)	95,49	76,05	93,97	115,30	100,6
5.	Потребление электроэнергии, млн кВтч	1506,48	1478,15	1558,45	1578,76	1614,32
6.	Численность населения, тыс. чел.	702,5	701,8	700,9	701,0	701,3
7.	Энергоемкость ВРП, кг у.т/тыс. руб.	36,82	33,36	27,66	26,32	25,95
8.	Динамика энергоемкости (в % к предыдущему году)	90,58	90,6	82,91	95,16	98,59
9.	Электроемкость ВРП, кВтч/тыс. руб.	27,05	25,25	23,49	19,63	19,67
10.	Динамика электроемкости (в % к предыдущему году)	93,08	93,34	93,03	83,57	100,2
11.	Потребление электроэнергии на душу населения, кВтч/чел в год	2144,45	2106,23	2223,49	2252,2	2300,2

Следует отметить, что темпы роста выпускаемой продукции, в основном, значительно опережают рост потребления топливно-энергетических ресурсов. Республика имеет положительную тенденцию снижения энергоемкости и электроемкости ВРП за последние годы. Республиканской целевой программой "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Республике Северная Осетия-Алания на 2010 - 2014 годы и на перспективу до 2020 года", утвержденной постановлением Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 23 июля 2010 г. N 205 (в редакции постановления Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 12 ноября 2010 г. N 323), предусмотрено снижение к 2020 году энергоемкости ВРП не менее чем на 40% по отношению к уровню в 2007 году, что определено Концепцией долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 17 ноября 2008 г. N 1662-р, и составит 20,12 т у.т/млн руб.

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

4.1. Износ основных фондов

Гидроэнергетика Республики Северная Осетия-Алания - это активно развивающаяся отрасль экономики. Первая гидроэлектростанция в Северной Осетии была построена в 1897 году в Алагирском ущелье, где сливаются реки Ардон и Садон. Это была первая в России высокогорная гидроэлектростанция, построенная бельгийскими специалистами. Она вырабатывала электроэнергию для нужд обогатительной фабрики и Садонских рудников. Помимо нее до революции частными предпринимателями в Северной Осетии было построено около двадцати электростанций, большинство из которых располагались на реке Терек в черте г. Владикавказ. Общая мощность их достигала 3 МВт. В те годы выработанной ими электроэнергии было достаточно для освещения нескольких государственных учреждений, магазинов и аптек, а также жилых домов достопочтенных горожан. В 30-50 годы прошлого столетия на территории Осетии продолжалось строительство малых гидроэлектростанций. С использованием энергетического потенциала горных рек было построено 50 ГЭС общей мощностью 10 МВт, которые работали в автономном режиме (не входили в единую энергетическую сеть) и, в основном, обеспечивали нужды сельского хозяйства и населения. В последующие годы с ростом зоны централизованного электроснабжения эти станции прекратили свое существование. Им на смену пришли более мощные источники производства электрической энергии. Так, в июле 1934 года введена в эксплуатацию самая высоконапорная и самая мощная на тот период по типу ковшевых турбин Гизельдонская ГЭС, в 1945 году - первый агрегат Беканской ГЭС, в 1950 году - Орджоникидзевская ГЭС (Дзауджикауская ГЭС), в 1951 году - второй агрегат Беканской ГЭС, в 1954 году - Эзминская ГЭС, в 1965 году - Павлодольская ГЭС, в 2000 году - Кора-Урсдонская ГЭС, в 2009 году - Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС, в 2012 году - Фаснальская МГЭС.

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

общий износ основных фондов - более 65%;

износ машин и оборудования - более 87%.

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

Техническое перевооружение и реконструкция объектов Филиала ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал" будут включены в инвестиционную программу ОАО "РусГидро" на 2014 - 2019 годы. Модернизация генерирующего оборудования Эзминской, Дзауджикауской, Гизельдонской (по одному гидроагрегату на ГЭС) и Беканской гидроэлектростанций включена в проект Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы.

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

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

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

Таблица 42

Тип оборудования	2008, %	2009, %	2010, %	2011, %	2012, %
Трансформаторное оборудование	70	74	74	67	68
Коммутационные аппараты	72	73	67	58	60
Общий	71	73,5	70,5	63,5	64
Тип линии
ВЛ 35-110 кВ	65	69	70	60	62
ВЛ-0,4-20 кВ	67	68	70	62	62
КЛ 35-110 кВ	-	-	-	-	-
КЛ 0,4-10 кВ	67	68	69	60	60
Общий	66	67	70	61	61,3

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

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

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

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

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

4.2.1. Характеристика Северо-Осетинского энергорайона

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

К Северо-Осетинскому энергорайону относятся потребители электрической энергии, запитанные от ПС 110 кВ Мизур, ПС 110 кВ Нузал, ПС 110 кВ Штольня, ПС 110 кВ Зарамаг, ПС 110 кВ Фиагдон, ПС 110 кВ Кармадон, ПС 110 кВ Юго-Западная, ПС 110 кВ Западная, ПС 110 кВ Алагир, ПС 110 кВ Янтарь, ПС 110 кВ Северо-Западная, ПС 110 кВ ЦРП, ПС 110 кВ Владикавказ-1, ПС 110 кВ Электроцинк-1, ПС 110 кВ Электроцинк-2, ПС 110 кВ Карца, ПС 110 кВ РП-110, ПС 110 кВ Победит, ПС 110 кВ Северо-Восточная, ПС 110 кВ АЗС, ПС 110 кВ Ардон, ПС 110 кВ Змейская, ПС 110 кВ Дигора, ПС 110 кВ Ольгинская, ПС 110 кВ Ногир, ПС 110 кВ Беслан, ПС 110 кВ Беслан-Тяговая, ПС 110 кВ Беслан-Северная, ПС 110 кВ Мичурино, ПС 110 кВ Исток, ПС 110 кВ В. Згид, ПС 110 кВ Северный Портал, ПС 110 кВ Восточная, ПС 110 кВ Заманкул, ПС 110 кВ Эльхотово, ПС 110 кВ Чикола, ПС 110 кВ Унал, ПС 110 кВ Левобережная, ПС 110 кВ Дзуарикау, ПС 110 кВ Бор и ПС 110 кВ Нар.

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

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

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

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

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

Ограничение по технологическим присоединениям мощности с точки зрения надежности питания потребителей и сохранности оборудования сетей МЭС Юга касается ПС 330 кВ Владикавказ-2 и ПС 330 кВ Владикавказ-500 в связи с отсутствием резерва мощности.

Нагрузка каждого АТ колеблется в период низких температур от 122 МВА (18.00 21.12.2011 г. при =-5°С) до 145 МВА (08.02.2012 при =-10°С).

Таким образом, при отключении одного из АТ ПС 330 кВ Владикавказ-2 произойдет превышение нормальной перегрузочной способности оставшегося в работе АТ, которая составляет 223 МВА для =-5°С и 240 МВА для =-10°С, что не позволяет увеличить нормальную круглосуточную нагрузку указанных АТ. Перегрузочная АТ определена согласно Стандарту организации СТО 56947007-29.180.01.116-2012 "Инструкция по эксплуатации трансформаторов".

Для решения сложившейся ситуации необходимо:

строительство нового центра питания;

увеличение трансформаторной мощности действующих подстанций.

Загрузка за зимний режимный день 19 декабря 2012 авто- и трансформаторов подстанций филиала ОАО "ФЭС ЕЭС" МЭС Юга, расположенных на территории Республики Северная Осетия-Алания, представлена в таблице 43.

Таблица 43

ПС	АТ,Т	, МВА	, кВ	S, МВА	P, МВт	Q, МВАр	% загрузки
ПС 330 кВ Владикавказ-2	АТ-1	200/200/80	330/1151/10,5	119	111	42	59
	АТ-2	200/200/80	330/115/10,5	127	111	63	64
ПС 330 кВ Владикавказ-500	АТ-3	200/200/80	330/115/10,5	107	95,6	46,2	54
	АТ-4	200/200/80	330/115/10,5	113	104	46	57
ПС 330 кВ Моздок	АТ-1	125/125/63	330/115/11	38	33	18	30
	АТ-2	125/125/63	330/115/11	38	33	18	30
	Т-1	15	110/6,6	0	0	0	0
	Т-2	15	110/6,6	0	0	0	0
	Т-3	63	110/10,5/10,5	0	0	0	0
ПС 110 кВ Северный Портал	Т-1	6,3	110/38,5/11	3,2	2,56	1,92	50,79

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

Данные по загрузке трансформаторов ПС 110 кВ Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" за режимный день 19.12.2012 представлены в таблице 44:

Таблица 44

ПС 110 кВ	АТ, Т	Напряжение высокой стороны, кВ	Тип трансформатора	, МВА	S, МВА	P, МВт	Q, МВАр	% загрузки
Алагир	Т-1	115	ТДГ-12000	12
	Т-2	115	ТДН-10000	10	7,5	7,2	2,0	75,0
Ардон	Т-1	115	ТДТН-16000	16	11,6	10,7	4,6	72,5
	Т-2	115	ТДТН-10000	10
АЗС	Т-1	110	ТМГ-7500	7,5
	Т-2	110	ТМТ-6300	6,3	3,0	2,9	0,8	47,6
Беслан	Т-1	115	ТДТН-25000	25
	Т-2	115	ТДТН-25000	25	19,1	17,0	8,8	76,4
Беслан-Северная	Т-1	115	ТДТН-16000	16
	Т-2	115	ТДТН-16000	16	9,3	8,4	4,0	58,1
Владикавказ-1	Т-1	115	ТДТН-25000	25
	Т-2	112	ТДНГ-20000	20	10,9	10,4	3,2	54,5
	Т-3	110	ТДТГ-20000	20	8,5	8,2	2,1	42,5
Верхний Згид	Т-1	110	ТМТ-6300	6,3	0,63	0,6	0,2	10,0
Восточная	Т-1	115	ТДТН-10000	10	5,0	4,9	1,0	50,0
Дзуарикау	Т-1	115	ТМ-6300	6,3	2,1	1,8	1,0	33,3
	Т-2	115	ТМН-6300	6,3
Дигора	Т-1	115	ТДТН-10000	10
	Т-2	115	ТДТН-10000	10	7,5	7,0	2,8	75,0
Западная	Т-1	115	ТДТН-16000	16	6,3	6,2	1,3	39,4
	Т-2	115	ТДТГ-14000	14	7,2	7,1	1,2	51,4
Заманкул	Т-1	115	ТДТН-10000	10	2,3	2,1	1,0	23,0
Зарамаг	Т-1	115	ТДТГ-14000	14	0,63	0,6	0,2	4,5
	Т-2	115	ТДТН-16000	16
Змейская	Т-1	115	ТМТГ-7500	7,5	2,3	2,1	0,9	30,7
	Т-2	115	ТДТН-10000	10
Кармадон	Т-1	115	ТМН-6300	6,3	0,52	0,50	0,10	8,3
Карца	Т-1	115	ТДТН-16000	16	12,6	11,9	4,1	78,8
	Т-2	115	ТДТН-16000	16
Левобережная	Т-1	115	ТДТН-25000	25	12,5	12,2	2,9	50,2
	Т-2	115	ТДТН-25000	25	10,6	10,3	2,5	42,4
Мизур	Т-1	115	ТДТН-16000	16	2,65	2,6	0,5	16,6
Моздок-110	Т-1	110	ТДТН-16000	16	4,84	4,6	1,5	30,3
	Т-2	115	ТДТН-16000	16	6,5	5,9	2,7	40,6
Ногир	Т-1	115	ТДТН-16000	16
	Т-2	115	ТДТН-16000	16	9,9	8,6	4,9	61,9
Нузал	Т-1	115	ТМН-6300	6,3	1,12	1,1	0,2	17,8
	Т-2	110	ТДТГ-12000	12	2,1	2,0	0,7	17,5
Ольгинская	Т-1	115	ТДТН-16000	16	9,1	8,4	3,4	56,9
Павлодольская-110	Т-1	110	ТДТН-10000	10	4,22	3,90	1,6	42,2
Победит	Т-1	115	ТРДН-40000	40	0	0	0	0
	Т-2	115	ТРДН-40000	40	0	0	0	0
Предмостная	Т-1	110	ТДТН-10000	10	5,63	5,3	1,9	56,3
	Т-2	110	ТДТН-10000	10
РП-110	Т-1	115	ТРДН-40000	40	9,00	7,5	5,0	22,5
	Т-2	115	ТРДН-40000	32
Северо-Западная	Т-1	115	ТДТН-25000	25	20,1	19,5	4,8	80,4
	Т-2	115	ТДТН-25000	25
Северо-Восточная	Т-1	115	ТДТН-20000	20	2,5	2,3	0,9	12,5
	Т-2	115	ТДТН-20000	20	4,0	3,7	1,5	20,0
Терек	Т-1	115	ТДТН-10000	10	1,3	1,2	0,5	13,0
	Т-2	115	ТДТН-10000	10
Терская	Т-1	115	ТДТН-16000	16
	Т-2	115	ТДТН-16000	16	1,43	1,3	0,6	8,9
Унал	Т-1	110	ТМ-6300	6,3	0,32	0,50	0,10	5,1
Фиагдон	Т-1	115	ТМН-6300	6,3	3,55	3,5	0,6	56,4
	Т-2	115	ТМН-6300	6,3
ЦРП-1	Т-1	115	ТДТН-16000	16	11,24	11,0	2,3	70,3
	Т-2	115	ТДТН-16000	16	11,0	10,8	2,1	68,8
Чикола	Т-1	115	ТДТН-10000	10	4,1	3,9	1,3	41,0
	Т-2	115	ТДТН-10000	10
Электроцинк-1	Т-1	115	ТДГ-31500	31,5
	Т-2	115	ТРДН-40000	40	5,7	5,0	2,7	14,3
Эльхотово	Т-1	115	ТДТН-16000	16	3,1	2,7	1,5	19,4
Юго-Западная	Т-1	115	ТДТН-25000	25	19,1	17,6	7,3	76,4
	Т-2	115	ТДТН-25000	25
Янтарь	Т-1	115	ТРДН-40000	40
	Т-2	115	ТРДН-25000	25	7,31	7,00	2.1	29,2

Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше за зимний режимный день показал, что в сетях Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" имеет место перегруз трансформаторов в ремонтном и аварийном режимах: ПС 110 кВ ЦРП-1 (2х16 МВА), ПС Моздок 110 кВ (2х16 МВА), ПС Ардон 110 кВ (1х16 МВА, 1х10 МВА). В случае перегруза силовых трансформаторов 110-330 кВ, отсутствия резервных ячеек и т.д, филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга и Северо-Осетинским филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа" осуществляется реконструкция объектов энергетики с заменой устаревшего оборудования и установкой дополнительных ячеек, а также строительство новых энергетических объектов в рамках разработанных инвестиционных программ энергокомпаний.

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

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

Электроснабжение юго-западной части г. Владикавказ в настоящее время осуществляется от ПС 110 кВ Юго-Западная и ПС 110 кВ Левобережная, загрузка которых составляет 76,4% и 76% соответственно, что не позволяет осуществлять подключение строящихся объектов социальной и бытовой инфраструктуры прилегающих к указанным подстанциям районов города.

Интенсивное строительство жилья с сопутствующей инфраструктурой в западной части г. Владикавказ (31-32 микрорайоны, коттеджный поселок "Софьин парк", квартал застройки "Жилье-2010", коттеджный комплекс "Вишневый сад") при отсутствии районных подстанций снижает надежность электроснабжения "спальных" микрорайонов города и ограничивает возможности технологического присоединения новых объектов. В настоящее время отмечен перегруз трансформаторов на стороне 6 кВ ПС 110 кВ Левобережная (102,8%) и загрузка трансформатора под номинал в ремонтном и аварийном режимах. Дефицит мощности в западной части города составляет 30 МВт. Исходя из этого, возникла крайняя необходимость строительства и ввода в эксплуатацию в 2013 - 2014 годах с западной стороны г. Владикавказ ПС 110 кВ Парковая с установленной трансформаторной мощностью 2х25 МВА.

В соответствии с градостроительным планом г. Владикавказ перспективное развитие города намечено с развитием на север с размещением "спального района" с левой стороны от автотрассы Владикавказ-Ардон и промышленной зоны с правой стороны указанной трассы. Согласно проектным проработкам потребная мощность микрорайона "Новый город" составит 22 МВт, промышленная зона - 12 МВт. Для обеспечения электроснабжения указанных объектов необходимо строительство ПС 110 кВ Новая с трансформаторами 2х40 МВА (включение в сеть от ВЛ N 30 110 кВ Юго-Западная - Левобережная).

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

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

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

При вводе ГРК "Мамисон" и Алагирского цементного завода будут перегружены ВЛ - кВ N 4, 11, 14, 15, 16, 17, 18, 79, 82.

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

Ограничение по токовой нагрузке ВЛ 330 Прохладная-2 - Моздок, длительно допустимой и аварийно-допустимой, во всем диапазоне температур окружающего воздуха - 1000А (ограничивающий элемент - высокочастотные заградители на ПС 330 кВ Прохладная-2, ПС 330 кВ Моздок, провод (2АС-300) длительно допустимая токовая нагрузка - 1400А (=25°С)). На период 2011 - 2017 годы запланирована комплексная реконструкция ПС 330 кВ Прохладная-2, в рамках которой предусмотрена замена существующих высокочастотных заградителей (1400А) на высокочастотные заградители с большей пропускной способностью (2000А).

Ввиду имеющегося перегруза линии 35 кВ ВЛ-454 (ПС Юго-Западная - ПС Осетия) необходим выбор новой трассы и замена существующих проводов на провода большего сечения.

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

В осенне-зимний период в схеме плавки гололеда ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок (ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2) в послеаварийных режимах отключения ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2 (ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок) происходит снижение уровня напряжения в Северо-Осетинском энергорайоне ниже аварийно-допустимых значений.

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

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

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

загрузка генераторов Эзминской ГЭС, Гизельдонской ГЭС по реактивной мощности.

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

строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2;

строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок) с ПС 500 кВ Алания (Моздок).

5. Основные направления развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания

5.1. Цели и задачи электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания

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

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

Цели Республиканской программы:

увеличение мощности генерирующих объектов;

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

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

ГАРАНТ:

См. Распоряжение Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 27 мая 2016 г. N 178-р "О создании комиссии по взаимодействию субъектов рынка электроэнергии на территории Республики Северная Осетия-Алания"

обеспечение возможности технологического присоединения электроустановок строящихся объектов хозяйствующих субъектов;

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

Основные задачи Республиканской программы:

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

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

5.2. Крупные инвестиционные проекты, намеченные к реализации в Республике Северная Осетия-Алания в 2013-2018 годах

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

В республике разработана Стратегия социально-экономического развития Республики Северная Осетия-Алания до 2025 года (далее - Стратегия). Целью Стратегии является определение системы мер государственного управления, опирающейся на долгосрочные приоритеты, цели и задачи поли тики органов государственной власти республики. Стратегия обеспечивает взаимоувязку долгосрочных целей, задач и приоритетов социально-экономического развития республики с учетом сложившейся ситуации в регионе, влияния долго временных тенденций макроэкономических процессов, государственной социально-экономической политики, предпосылок и ограничений, которыми располагает Северная Осетия. Стратегия направлена на обеспечение экономического развития региона и повышение уровня жизни населения с учетом требований государственной политики Республики Северная Осетия-Алания и является документом, определяющим долгосрочные цели и ориентиры развития. Для реализации целей Стратегии необходимо масштабное привлечение внебюджетных средств инвесторов в проекты на территории республики.

В настоящее время в республике приняты нормативные правовые акты, направленные на создание благоприятной инвестиционной среды и привлечение инвесторов. В частности, приняты законы Республики Северная Осетия-Алания "Об инвестиционной деятельности в Республике Северная Осетия-Алания", "О налоге на имущество организаций", "О предоставлении льготы по налогу на прибыль вновь вводимым в эксплуатацию на территории Республики Северная Осетия-Алания электрогенерирующим предприятиям" и другие.

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

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

Таблица 45

N п/п	Наименование проекта	Место расположения	Сроки реализации	Объем финансирования для реализации (завершения проекта), млн рублей	Центр питания и напряжение в точках присоединения	Установленная мощность, МВт	Ожидаемое годовое потребление электроэнергии, млн кВтч	Суть проекта (реконструкция существующего имущества или создание нового)
Промышленность
1.	Организация цементного производства на базе Алагирского месторождения мергелей	г. Алагир	2011-2015 годы	13 897,0	Присоединение по 110 кВ к ПС 110 кВ Ардон	27,0	150,0	Создание нового производства
2.	Строительство з-да по производству воды	г. Владикавказ	2013-2014 годы	Не определен	Присоединение по 110 кВ к ПС 110 кВ Ногир	1,940	16,64	Создание нового производства
3.	Строительство завода ООО "Гигант"	г. Владикавказ	1976-2015 годы	Не определен	Присоединение по 35 кВ к ПС 35 кВ ПТФ	1,4	12,26	Создание нового производства
4.	Строительство з-да по производству биоэтанола ООО "Миранда"	г. Владикавказ	2015 г.	Не определен	Присоединение по 35 кВ к ПС 35 кВ ПТФ	4,6	40,3	Создание нового производства
Топливно-энергетический комплекс
5.	Строительство Зарамагских ГЭС	Алагирский район, р. Ардон	1976-2017 годы	27 665,0	Присоединение по 330 кВ к ПС 330 Алагир (ВЛ 330 кВ Нальчик - В-2)	342,0	789,0	Создание нового производства
Туристско-рекреационный комплекс
6.	Строительство горно-рекреационного комплекса "Мамисон"	Алагирский район, Мамисонское ущелье	2012-2020 годы	30 000,0	Присоединение по 110 кВ к ПС 110 кВ Зарамаг	20,64	100,0	Создание нового имущества
7.	Строительство "Комплекса всесезонного парка спорта, отдыха Лысая гора"	г. Владикавказ, северный склон горы Лысая	2014-2016 годы	Не определен	Присоединение по 110 кВ к ПС 110 кВ Юго-Западная	4,5	39,42	Создание нового имущества
Культура
8.	Кавказский музыкально-культурный центр Гергиева	г. Владикавказ, пл. Свободы	2012-2015 годы	4 500,0	Присоединение по 6 кВ к строящейся ПС 110 кВ Городская	3,55	50,0	Создание нового комплекса
9.	Национальный музей	г. Владикавказ, проспект Мира, 11	2014-2015 годы	Не определен	Присоединение по 6 кВ к строящейся ПС 110 кВ Городская	0,450	1,6	Создание нового имущества
10.	Летний театр "Страна Нартов"	г. Владикавказ, район Водной станции	2014 г.	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Парковая	0,6	5,3	Создание нового имущества
Прочие
11.	ОАО "Ариана-С"	г. Беслан, ул. Гагарина, 1 "а"	2013 г.	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Беслан	2,5	3,5	Создание нового производства
12.	Микрорайон "Новый город"	Северо-западная часть г. Владикавказ	2017 г.	Не определен	Присоединение по 6 кВ к строящейся ПС 110 кВ Новая	21,7	47,4	Создание нового имущества
13.	ООО "Прогресс"	г. Ардон, Алагирское шоссе, 47	2012-2013 годы	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Ардон	1,85	6,4	Создание нового производства
14.	СНО "Иристон"	Юго-западная окраина г. Владикавказ	2013 г.	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Юго-Западная	1,2	4,2	Создание нового имущества
15.	60-ти квартирный жилой дом	г. Владикавказ, пос. Редант-2	2012-2013 годы	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 35 кВ Осетия	0,3	1,1	Создание нового имущества
16.	ООО "Жилье 2010"	г. Владикавказ, ул. Тельмана, 8	2012-2013 годы	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Юго-Западная	7,63	26,7	Создание нового имущества
17.	ФГУ Владикавказская КЭЧ	г. Владикавказ, в/городок Хольцман	2014 г.	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Восточная	1,5	8,7	Создание нового имущества
18.	Стадион на 32 тыс. посадочных мест и комплекс Академии футбола для детей	г. Владикавказ, ул. Хадарцева	2014 г.	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Парковая	8,0	70,1	Создание нового имущества
19.	Элеватор ООО "ТриДагро"	Пригородный район, с. Октябрьское	2014 г.	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Карца	1,0	8,8	Создание нового имущества
20.	Элеватор ООО "Агро-Ир"	Алагирский район, с. Рамоново	2014 г.	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Ардон	2,3	8,8	Создание нового имущества
21.	Элеватор ООО "АгроФарн+"	Пригородный район, с. Октябрьское	2014 г.	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Карца	3,68	32,24	Создание нового имущества
22.	Многоквартирные жилые дома м/р N 8, 17, 18	г. Владикавказ,	2014 г.	Не определен	Присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Парковая	1,0	8,8	Создание нового имущества

5.3. Прогнозы потребления мощности и электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы

Прогнозы спроса на электрическую энергию и мощность по Северокавказской энергосистеме составлены на базе фактических показателей электропотребления нагрузок энергосистемы с учетом анализа имеющихся заявок на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям с оценкой прироста потребности в электроэнергии. При составлении прогноза использованы указанные в заявках сведения о максимальной мощности присоединяемых энергопринимающих устройств, сроках их ввода в эксплуатацию, а также о характере нагрузки. При разработке прогнозов использованы Стратегия социально-экономического развития республики до 2025 года, инвестиционные программы хозяйствующих субъектов, а также информация о крупных инвестиционных проектах, намеченных к реализации в период формирования Республиканской программы.

Рост электропотребления будет связан с расширением производства отечественной продукции, осуществлением программ и мероприятий по формированию современных высокотехнологичных производств и реализацией отдельных крупных инвестиционных проектов.

Темпы прироста спроса на электрическую энергию по Северокавказской энергосистеме прогнозируются выше средних по Единой энергосистеме России (2,9% против 2,4% ЕЭС России). Опережающий рост электропотребления в республике будет определяться: наращиванием сельскохозяйственного производства, развитием имеющихся предприятий металлургии, а также индустрии строительных материалов.

5.3.1. Прогноз потребления мощности Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы

Проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы (далее - Схема) на территории республики предусмотрено строительство генерирующих мощностей и развитие сетевой инфраструктуры для обеспечения надежного функционирования Северокавказской энергосистемы в целях обеспечения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность.

В соответствии с проектом Схемы к объектам с высокой вероятностью ввода отнесено завершение в 2017 году строительства ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС на реке Ардон, а также модернизация оборудования действующих ГЭС филиала ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал".

Основные цели и направления инвестиционного проекта строительства ГЭС-I каскада Зарамагских ГЭС:

производство электроэнергии;

сокращение дефицита электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания от 80% до 55%.

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

Схемой и программой развития Единой энергетической системы на 2013 - 2019 годы в 2017 году предусмотрена модернизация оборудования действующих гидроэлектростанций республики:

Эзминской ГЭС с увеличением мощности на 2 МВт;

Дзауджикауской ГЭС с увеличением мощности на 0,3 МВт;

Гизельдонской ГЭС с увеличением мощности на 1,0 МВт;

Беканской ГЭС без увеличения мощности.

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

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

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

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

Прогнозный баланс мощности Северокавказской энергосистемы на час прохождения максимума на период формирования Республиканской программы с учетом ввода генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации (основной вариант) представлен в таблице 46.

Таблица 46

Показатель	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Максимум потребления, МВт	450	464	475	490	497	506
Среднегодовые темпы прироста, %	1,1	3,1	2,4	3,2	1,4	1,8
Нагрузка электростанций, МВт	106,92	106,92	106,92	106,92	452,22*	452,22
Среднегодовые темпы прироста, %	6,4	-	-	-	323,0	-
Доля покрытия, %	23,8	23,0	22,5	21,8	91,0	89,4

* - с учетом ввода в 2017 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС мощностью 342 МВт и увеличения мощности на 3,3 МВт гидроэлектростанций в результате модернизации оборудования действующих станций

График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2018 годы (основной вариант)

"График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2018 годы (основной вариант)"

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

Таблица 47

Показатели	Год
	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Потребность
Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России)	450,0	464,0	475,0	490,0	497,0	506,0
Передача мощности		-	-	-	-
Итого потребность	450,0	464,0	475,0	490,0	497,0	506,0
Покрытие
Установленная мощность	106,92	106,92	106,92	106,92	452,22	452,22
в том числе:
АЭС
ГЭС и ГАЭС	100,92	100,92	100,92	100,92	446,22	446,22
ТЭС, из них:	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
КЭС
ТЭЦ
ВИЭ
Ограничение мощности на час максимума нагрузки	72,82	72,82	72,82	72,82	247,12	247,12
Используемая в балансе мощность	34,1	34,1	34,1	34,1	205,1	205,1
Всего получение мощности	415,9	429,9	440,9	455,9	291,9	300,9
Итого покрытие максимума нагрузки	450,0	464,0	475,0	490,0	497,0	506,0
Избыток (+)/дефицит (-) мощности	-415,9	-429,9	-440,9	455,9	-291,1	-300,9
Фактический резерв		-	-	-	-

В целях развития малой энергетики с учетом пункта 26 Плана мероприятий по реализации Водной стратегии Российской Федерации на период до 2020 года, утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации от 27 августа 2009 г. N 1235-р, по предложению ОАО "РусГидро" строительство Кубусской МГЭС включено в Подпрограмму 1 "Развитие инвестиционной привлекательности Северо-Кавказского федерального округа" Государственной программы развития Северо-Кавказского федерального округа до 2025 года.

Строительство Кубусской МГЭС планируется на реке Танадон в Ирафском районе Республики Северная Осетия-Алания мощностью 24 МВт и среднегодовой выработкой 98,39 млн кВтч.

Месторасположение МГЭС определялось рельефом местности из условий получения наибольшего напора при наименьших объемах общестроительных работ, максимально возможного использования гидроэнергетического потенциала выбранного участка реки с учетом минимизации капитальных вложений.

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

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

На период формирования Республиканской программы предприятием ОАО "Владикавказские тепловые сети" при поддержке АМС г. Владикавказ планируется к вводу в эксплуатацию когенерационная установка (мини-ТЭЦ) на базе многопрофильной больницы по ул. Барбашова мощностью 2 МВт.

Прогнозный баланс мощности Северокавказской энергосистемы на час прохождения максимума на период формирования Республиканской программы с учетом вводов генерирующих объектов, предусмотренных Схемой (дополнительный вариант), представлен в таблице 48.

Таблица 48

Показатель	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Максимум потребления, МВт	450,0	464,0	475,0	490,0	497,0	506,0
Среднегодовые темпы прироста, %	1,1	3,1	2,4	3,2	1,4	1,8
Нагрузка электростанций, МВт	106,92	106,92	106,92	106,92	476,22*	478,22**
Среднегодовые темпы прироста, %	6,4	-	-	-	345,4	0,4
Доля покрытия, %	23,8	23,0	22,5	21,8	95,8	94,5

* - с учетом ввода в 2017 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС мощностью 342 МВт, увеличения мощности на 3,3 МВт гидроэлектростанций в результате модернизации оборудования действующих станций и ввода в 2017 году Кубусской МГЭС мощностью 24 МВт;

** - с учетом ввода в 2018 году мини-ТЭЦ мощностью 2 МВт

График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2018 годы (оптимистический вариант)

"График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2018 годы (оптимистический вариант)"

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

Таблица 49

Показатели	Год
	2013	2014	2015	2016	2017	2018
Потребность
Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России)	450,0	464,0	475,0	490,0	497,0	506,0
Передача мощности		-	-	-	-
Итого потребность	450,0	464,0	475,0	490,0	497,0	506,0
Покрытие
Установленная мощность,	106,92	106,92	106,92	106,92	476,22	478,22
в том числе:
АЭС
ГЭС и ГАЭС	100,92	100,92	100,92	100,92	470,22	472,22
ТЭС, из них:	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
КЭС
ТЭЦ
ВИЭ
Ограничение мощности на час максимума нагрузки	72,82	72,82	72,82	72,82	271,12	273,12
Используемая в балансе мощность	34,1	34,1	34,1	34,1	205,1	205,1
Всего получение мощности	415,9	429,9	440,9	455,9	291,9	300,9
Итого покрытие максимума нагрузки	450,0	464,0	475,0	490,0	497,0	506,0
Избыток (+)/дефицит (-) мощности	-415,9	-429,9	-440,9	455,9	-291,1	-300,9
Фактический резерв	-	-	-	-	-	-

5.3.2. Прогноз потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы

Основной вариант спроса на электроэнергию предусматривает развитие экономики республики в условиях реализации активной государственной политики, направленной на улучшение инвестиционного климата, повышения конкурентоспособности и эффективности бизнеса, на стимулирование экономического роста и модернизации производства. Превышение уровня потребления 2012 года в 2018 году 19,7% при среднегодовом приросте 2,9%. Динамика спроса на электроэнергию по годам прогнозируется неравномерной. Более высокие темпы прироста ожидаются в 2014 - 2015 годах, что обусловлено прогнозируемым повышением внутренних факторов экономического роста (расширение и модернизация производства на действующих объектах и планируемым в эти годы вводом новых мощностей). Снижение темпов прироста после 2015 года связано с ожидаемой технологической модернизацией промышленного производства и применением энерго- и ресурсосберегающих технологий.

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

Таблица 50

Показатель	Всего по республике
	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Потребление, млн кВтч	2 343,0	2 441,0	2 524,0	2 598,0	2 659,0	2 708,0	2 759,0
Среднегодовые темпы прироста, %	1,7	4,2	3,4	2,9	2,3	1,8	1,8
Производство, млн кВтч	365,0	365,0	365,0	365,0	365,0	1210,0*	1 210,0
Среднегодовые темпы прироста, %	7,0	7,0	-	-	-	231,5	-
Доля покрытия, %	15,6	14,95	14,46	14,05	13,73	44,68	43,86
Сальдо-переток (покупная)	1978,0	2 076,0	2 159,0	2 233,0	2 294,0	1 498,0	1549,0
Доля покупной, %	84,4	85,05	85,54	85,95	86,27	55,32	56,14

* - с учетом ввода в эксплуатацию в 2017 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС со среднегодовой выработкой 789,0 млн кВтч и модернизации оборудования действующих ГЭС

График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2019 годы (основной вариант)

"График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2019 годы (основной вариант)"

Структура баланса электроэнергии Северокавказской энергосистемы с учетом ввода объектов генерации с высокой вероятностью реализации (основной вариант) на период формирования Республиканской программы представлена в таблице 51.

Таблица 51

Показатели	Единица измерения	Прогнозные данные
		2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Потребление электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания	млн кВтч	2 343,0	2 441,0	2 524,0	2 598,0	2 659,0	2 708,0	2 759,0
Передача электроэнергии	млн кВтч	-	-	-	-	-	-
Выработка электроэнергии, в том числе:	млн кВтч	365,0	365,0	365,0	365,0	365,0	1 210,0	1 210,0
АЭС	млн кВтч
ГЭС	млн кВтч	365,0	365,0	365,0	365,0	365,0	1 210,0	1 210,0
КЭС	млн кВтч
ТЭЦ	млн кВтч
ВИЭ	млн кВтч
Получение электроэнергии из смежных энергосистем (ОРЭМ)	млн кВтч	1978,0	2 076,0	2 159,0	2 233,0	2 294,0	1 498,0	1549,0
Число часов использование установленной мощности электростанций
АЭС	часов в год
ГЭС	часов в год	3 414	3 414	3 414	3 414	3 414	2 676	2 676
КЭС	часов в год
ТЭЦ	часов в год
ВИЭ	часов в год

Баланс потребления электроэнергии Северокавказской энергосистемы с учетом вводов объектов генерации, не предусмотренных Схемой, на период формирования Республиканской программы (дополнительный вариант):

Таблица 52

Показатель			Всего по республике
	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Потребление, млн кВтч	2 343,0	2441,0	2524,0	2598,0	2659,0	2708,0	2759,0
Среднегодовые темпы прироста, %	1,7	4,2	3,4	2,9	2,3	1,8	1,8
Производство, млн кВтч	365,0	365,0	365,0	365,0	365,0	1308,391	1324,352
Среднегодовые темпы прироста, %	7,0	7,0	-	-	-	258,5	1,2
Доля покрытия, %	15,6	14,95	14,46	14,05	13,73	48,3	48,0
Сальдо-переток (покупная)	1978,0	2076,0	2159,0	2233,0	2294,0	1399,61	1434,65
Доля покупной, %	84,4	85,05	85,54	85,95	86,27	51,7	52,0

* - с учетом ввода в эксплуатацию в 2017 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС со среднегодовой выработкой 789,0 млн кВтч, Кубусской МГЭС со среднегодовой выработкой 98,39 млн кВтч и модернизации оборудования действующих ГЭС

** - с учетом ввода в 2018 году мини-ТЭЦ со среднегодовой выработкой 15,96 млн кВтч

График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2019 годы (дополнительный вариант)

"График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2019 годы (дополнительный вариант)"

Структура баланса электроэнергии Северокавказской энергосистемы с учетом дополнительных вводов объектов генерации (дополнительный вариант) на период формирования Республиканской программы представлена в таблице 53.

Таблица 53

Показатели	Единица измерения	Прогнозные данные
		2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Потребление электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания	млн кВтч	2 343,0	2 441,0	2 524,0	2 598,0	2 659,0	2 708,0	2 759,0
Передача электроэнергии	млн кВтч	-	-	-	-	-	-
Выработка электроэнергии, в том числе:	млн кВтч	365,0	365,0	365,0	365,0	365,0	1 308,39	1 324,35
АЭС	млн кВтч
ГЭС	млн кВтч	365,0	365,0	365,0	365,0	365,0	1 308,39	1 324,35
КЭС	млн кВтч
ТЭЦ	млн кВтч
ВИЭ	млн кВтч
Получение электроэнергии из смежных энергосистем (ОРЭМ)	млн кВтч	1978,0	2 076,0	2 159,0	2 233,0	2 294,0	1 399,61	1 434,65
Число часов использования установленной мощности электростанций
АЭС	часов в год
ГЭС	часов в год	3 414	3 414	3 414	3 414	3 414	2 747	2 769
КЭС	часов в год
ТЭЦ	часов в год
ВИЭ	часов в год

5.3.3. Единый топливно-энергетический баланс Республики Северная Осетия-Алания на 2012 год и поэтапный прогноз до 2020 года*

Таблица 54

N п/п	Наименование	Единица измерения	Год
			Факт 2011	Прогноз 2012	2013	2014	2015	2016	2017	2020
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1.	Поступление топливно-энергетических ресурсов (в т у.т.), в том числе:	тыс. т у.т.	2477,95	2512,78	2557,89	2604,21	2649,97	2703,12	2758,29	2893,71
1.1.	Поступление электроэнергии (далее - ЭЭ) (в т у.т.)	тыс. т у.т.	792,73	798,90	815,09	831,97	847,81	870,55	894,67	943,59
	Поступление ЭЭ, в том числе:	млн кВтч	2 301,10	2 319	2 366	2 415	2 461	2 527	2 597	2 739
	собственного производства, в том числе:	млн кВтч	367,3	397	368,3	368,3	368,5	369,1	372,8	400
	ГЭС	млн кВтч	367,3	397	368,3	368,3	368,5	369,1	372,8	400
	ТЭС	млн кВтч	-	-	-	-	-	-	-	-
	АЭС	млн кВтч	-	-	-	-	-	-	-	-
	покупная с ОРЭМ		1 933,80	1 922,00	1 997,70	2 046,70	2 092,50	2 157,90	2 224,20	2 339,00
1.2.	Поступление газа (в т у.т.)	тыс. т у.т.	1451,39	1477,61	1504,30	1531,36	1558,90	1586,93	1615,46	1694,53
	Поступление газа, всего:	млн куб. м	1 257,70	1 280,43	1 303,56	1 327,00	1 350,86	1 375,15	1 399,88	1 468,40
	собственного производства	млн куб. м	-	-	-	-	-	-	-	-
	получено со стороны, в том числе:	млн куб. м	1 257,70	1 280,43	1 303,56	1 327,00	1 350,86	1 375,15	1 399,88	1 468,40
	сжиженный газ	млн куб. м	6,3	6,5	6,7	6,8	6,9	7,0	7,1	7,4
	природный газ	млн куб. м	1 251,40	1 273,93	1 296,86	1 320,20	1 343,96	1 368,15	1 392,78	1 461,00
1.3.	Поступление тепла (в т у.т.)	тыс. т у.т.	233,84	236,27	238,50	240,88	243,26	245,64	248,16	255,59
	Поступление тепла, в том числе:	тыс. Гкал	1 573,60	1 590,00	1 605,00	1 621,00	1 637,00	1 653,00	1 670,00	1 720,00
	собственного производства, в том числе:	тыс. Гкал	1 573,60	1 590,00	1 605,00	1 621,00	1 637,00	1 653,00	1 670,00	1 720,00
	ТЭС	тыс. Гкал	-	-	-	-	-	-	-	-
	муниципальными котельными	тыс. Гкал	1 573,60	1 590,00	1 605,00	1 621,00	1 637,00	1 653,00	1 670,00	1 720,00
	покупное со стороны	тыс. Гкал	-	-	-	-	-	-	-	-
1.4.	Прочие ТЭР (в т у.т.)	тыс. т у.т.	-	-	-	-	-	-	-	-
	нефть	тыс. т	-	-	-	-	-	-	-	-
	твердое топливо	тыс. т	-	-	-	-	-	-	-	-
2.	Распределение топливно-энергетических ресурсов (в т у.т.), в том числе:	тыс. т у.т.	2477,95	2512,78	2557,89	2604,21	2649,97	2703,12	2758,29	2893,71
	полезный отпуск (в т. у.т.)	тыс. т у.т.	1961,83	1997,20	2033,09	2069,75	2105,95	2147,55	2190,53	2297,44
2.1.	Потребление ЭЭ (в т у.т.)	тыс. т у.т.	792,73	798,90	815,09	831,97	847,81	870,55	894,67	943,59
	Потребление электрической энергии (далее - ЭЭ), всего:	тыс. кВтч	2 301,10	2 319,00	2 366,00	2 415,00	2 461,00	2 527,00	2 597,00	2 739,00
	полезный отпуск ЭЭ потребителям	тыс. кВтч	1590,1	1623,3	1656,2	1690,5	1722,7	1768,9	1817,9	1917,3
	полезный отпуск (в т у.т.)	тыс. т у.т.	547,79	559,23	570,56	582,38	593,47	609,39	626,27	660,51
	потери ЭЭ	тыс. кВтч	711,00	695,70	709,80	724,50	738,30	758,10	779,10	821,70
2.2.	Потребление газа (в т. у.т.)	тыс. т у.т.	1451,39	1477,61	1504,30	1531,36	1558,90	1586,93	1615,46	1694,53
	Потребление газа, всего:	млн куб. м	1 257,70	1 280,43	1 303,56	1 327,00	1 350,86	1 375,15	1 399,88	1 468,40
	полезный отпуск газа потребителям	млн куб. м	1 065,46	1 084,72	1 104,33	1 124,19	1 144,40	1 164,98	1 185,92	1 243,74
	полезный отпуск (в т у.т.)	млн куб. м	1229,54	1251,77	1274,40	1297,32	1320,64	1344,39	1368,55	1435,28
	потери газа	млн куб. м	192,24	195,70	199,22	202,81	206,46	210,18	213,96	224,66
2.3.	Потребление тепла (в т у.т.)	тыс. т у.т.	233,84	236,27	238,50	240,88	243,26	245,64	248,16	255,59
	Потребление тепла, всего:	тыс. Гкал	1 573,60	1 590,00	1 605,00	1 621,00	1 637,00	1 653,00	1 670,00	1 720,00
	полезный отпуск тепла потребителям	тыс. Гкал	1 241,60	1 253,00	1 266,00	1 279,00	1 291,00	1 304,00	1 317,00	1 357,00
	полезный отпуск (в т у.т.)	тыс. т у.т.	184,50	186,20	188,13	190,06	191,84	193,77	195,71	201,65
	потери	тыс. Гкал	332,00	337,00	339,00	342,00	346,00	349,00	353,00	363,00

Примечание: перерасчет топливно-энергетических ресурсов в тонны условного топлива осуществлялся по угольному эквиваленту

* - топливно-энергетический баланс разработан во исполнение п. 40 Плана мероприятий по реализации Стратегии социально-экономического развития Северо-Кавказского федерального округа на период до 2025 года, утвержденного распоряжением Правительства Российской федерации от 27 декабря 2010 г. N 2444-р, и утвержденного Заместителем Председателя Правительства Республики Северная Осетия-Алания К.Э. Габисовым 20 августа 2012 года.

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

5.4.1. Строительство генерирующих мощностей в 2013 - 2018 годах в соответствии со Схемой

Согласно Схеме увеличение мощности генерирующих объектов Северокавказской энергосистемы планируется за счет вводов генерирующих объектов: завершения строительства ГЭС-I каскада Зарамагских ГЭС и модернизации оборудования действующих ГЭС (Эзминской, Гизельдонской, Дзауджикауской и Беканской) Филиала ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал", в соответствии с Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2020 года, одобренной распоряжением Правительства РСО-Алания от 22 февраля 2008 г. N 215-р "О Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 года", проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы и Инвестиционной программой ОАО "РусГидро" на 2012 - 2014 годы (далее - ИП "РусГидро").

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "распоряжением Правительства РФ от 22 февраля 2008 г. N 215-р"

В целях сокращения доли покупной электроэнергии в прогнозируемый период 2014 - 2018 годы в республике разработана Подпрограмма развития гидрогенерирующих мощностей и объектов когенерации в Республике Северная Осетия-Алания на 2013 - 2018 годы (далее - Подпрограмма) к Республиканской программе в соответствии с предложениями ОАО "РусГидро" в государственную программу Российской Федерации "Развитие Северо-Кавказского федерального округа" на период до 2025 года и целевую программу Минэнерго России "Развитие малой гидроэнергетики на малых и средних реках, а также ГТС не энергетического назначения в 2012 - 2017 годах" (Приложение 1).

Последовательность ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации (основной вариант) представлена в таблице 55.

Таблица 55

NN п/п	Наименование	Установленная мощность, МВт	Производство электроэнергии, млн кВтч	Год ввода в эксплуатацию
1.	ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС	342,0	789,0	2017
2.	Увеличение мощности в результате модернизации одного гидроагрегата Эзминской ГЭС	2,0	-	2017
3.	Увеличение мощности в результате модернизации одного гидроагрегата Дзауджикауской ГЭС	0,3	-	2017
4.	Увеличение мощности в результате модернизации одного гидроагрегата Гизельдонской ГЭС	1,0	-	2017
	Итого:	345,3	789,0

После реализации основного варианта Республиканской программы в период 2013 - 2018 годы (ввод ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС и модернизации оборудования действующих ГЭС) установленная мощность электростанций энергосистемы увеличится со 106,92 МВт до 452,22 МВт (323%), производство - с 341,2 млн кВтч до 1 210,0 млн кВтч (254%).

5.4.2. Строительство генерирующих мощностей на территории Республики Северная Осетия-Алания в 2013-2018 годах, не вошедших в Схему

Строительство Кубусской МГЭС в бассейне реки Урух включено в Подпрограмму 1 "Развитие инвестиционной привлекательности Северо-Кавказского федерального округа" государственной программы Российской Федерации "Развитие Северо-Кавказского федерального округа" на период до 2025 года (далее - Подпрограмма 1).

Во исполнение пункта 5 перечня поручений Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. N Пр-839 на территории республики планируется строительство когенерационной установки на базе многопрофильной больницы по ул. Барбашова г. Владикавказ, включенную в Подпрограмму.

Последовательность ввода в эксплуатацию на территории республики дополнительных генерирующих мощностей, не предусмотренных Схемой (дополнительный вариант), представлена в таблице 56.

Таблица 56

NN п/п	Наименование	Установленная мощность, МВт	Производство электроэнергии, млн кВтч	Год ввода в эксплуатацию
1.	Кубусская МГЭС	24,0	98,39	2017
2.	Мини-ТЭЦ на базе многопрофильной больницы	2,0	15,96	2018
	Итого:	26,0	114,35

После реализации дополнительного варианта Республиканской программы в период 2014 - 2018 годов за счет дополнительных вводов генерирующая мощность увеличится со 106,92 МВт до 478,22 МВт (347,3%), производство - с 341,2 млн кВтч до 1 324,35 млн кВтч (288%).

Сводная таблица ввода генерирующих мощностей на территории Республики Северная-Алания# в соответствии со Схемой и ИП "РусГидро" в период формирования Республиканской программы (2014-2018 гг.):

Таблица 57

NN п/п	Наименование	Установленная мощность, МВт	Производство электроэнергии, млн кВтч	Год ввода в эксплуатацию
1.	ГЭСкаскада Зарамагских ГЭС на р. Ардон	342	789,0	2017
2.	Кубусская МГЭС	24,0	98,39	2017
3.	Мини-ТЭЦ	2,0	15,96	2018
4.	Увеличение мощности в результате модернизации	3,3	-	2017
	Итого:	371,3	903,35

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

Прогнозные балансы мощности и потребления электроэнергии, а также структура балансов представлены в разделе 5.3. данной Республиканской программы (таблицы 46-53).

После реализации Подпрограммы мощность объектов генерации дефицит электроэнергии в 2018 году сократится с 80% до 52%.

Строительство гидроэлектростанций на территории Республики Северная Осетия-Алания в 2013 - 2018 годах будет осуществляться за счет средств ОАО "РусГидро" и федерального бюджета в соответствии с Инвестиционной программой ОАО "РусГидро", проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы, Генеральной схемы размещения объектов энергетики на период до 2020 года, Государственной программой Российской Федерации "Развитие Северо-Кавказского федерального округа" на период до 2025 года, Подпрограммой развития гидрогенерирующих мощностей и объектов когенерации в Республике Северная Осетия-Алания на 2013 - 2018 годы и повысит надежность электроснабжения не только действующего хозяйствующего комплекса и населения, но и вновь вводимых объектов.

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

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

Мероприятия по ликвидации "узких мест" электрических сетей Северокавказской энергосистемы предусмотрены Инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 годы, Схемой и программой развития Единой энергетической системы на 2013 - 2019 годы и Инвестиционной программой Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" на 2012 - 2017 годы.

В рамках реализации перспективных проектов в соответствии с Инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" (далее - ИП ФСК) за период 2013 - 2017 годы и проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы в целях усиления сети 330 кВ и обеспечения выдачи мощности ГЭС-I каскада Зарамагских ГЭС намечено обустройство заходов ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 на Зарамагские ГЭС двухцепной линией электропередачи протяженностью по трассе 30 км (2017 год), а также строительство ПС 330 кВ Алагир с двумя трансформаторами мощностью 125 МВА с заходами ВЛ 330 кВ (2019 г.).

Единственной связью с энергосистемой Республики Южная Осетия является ВЛ 110 кВ Северный Портал - Джава. Для усиления межгосударственных связей и обеспечения надежного электроснабжения населения Южной Осетии Схемой предусмотрено строительство в 2018 году до государственной границы ВЛ 110 кВ Зарамаг - Квайса протяженностью 45 км. Срок ввода линии электропередачи в эксплуатацию должен быть синхронизирован с окончанием строительства указанной линии со стороны Южной Осетии.

Для снятия напряженности в вопросах технологического присоединения потребителей Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга приступил к комплексной реконструкции ПС 330 кВ Владикавказ-2. ПС Владикавказ-2 установленной мощностью 400 МВА, введена в эксплуатацию в 1965 году. Она обеспечивает электроснабжение крупных промышленных предприятий региона, среди которых ОАО "Электроцинк", ОАО "Бесланский маисовый комбинат", ООО "Агропромышленный холдинг "Мастер-Прайм. Березка". Работы по реконструкции выполняются в рамках инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 годы. В результате модернизации энергообъекта значительно возрастет надежность электроснабжения более 700 тысяч жителей Республики Северная Осетия-Алания. Реконструкция будет проводиться в условиях действующей подстанции. В ходе работ на ПС 330 кВ Владикавказ-2 будут установлены два автотрансформатора мощностью 2х200 МВА, шунтирующий реактор мощностью 3х60 МВАр, построены здание общеподстанционного пункта управления, две элегазовые ячейки 110 кВ, синхронные компенсаторы будут заменены современными статическими управляемыми тиристорными. Подстанция будет оборудована современной системой плавки гололеда с трансформатором 125 МВА. В рамках реконструкции запланирована установка автоматизированной системы управления технологическими процессами, автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии. Срок окончания реконструкции - 2016 год, ввод новых АТ - в 2015 году.

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

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

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

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

Существенной проблемой, мешающей проведению ремонтной кампании в регионе, является пропускная способность сечений на связях энергосистем Дагестана и Ставропольского края, что в итоге отрицательно сказывается на надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия-Алания. Решение сложившейся ситуации предусмотрено проектом Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2018 годы, включающей в себя строительство транзита ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 и ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок) с целью увеличения пропускной способности сечений "Восток" и "Терек" в нормальных и послеаварийных режимах, строительством ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок) со строительство ПС 500 кВ Алания (Моздок). В рамках увеличения пропускной способности сечения "Терек" в нормальной и ремонтных схемах в условиях недостатка гидроэнергоресурсов в Дагестанской энергосистеме для снятия вопроса ввода ограничений 50-100 МВт необходима замена ВЧ-заградителя на ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 330 кВ Моздок. С целью обеспечения выдачи мощности Зарамагской ГЭС-1 предусмотрено строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 с заходами на Зарамагскую ГЭС-1.

В связи с увеличением перетока при вводе ГРК "Мамисон" и строительства цементного завода будет иметь место перегруз ВЛ 110 кВ N 4, 11, 14, 15, 16, 77, 18, 79, 82. Для снятия напряженности в энергосистеме республики Инвестиционной программой Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" на 2012 - 2017 гг. предусмотрена замена провода АС-95 на АС-150 на указанных линиях электропередачи.

5.6. Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше на территории Республики Северная Осетия-Алания на период 2013-2018 годы

Таблица 58

N п/п	Наименование объекта, класс напряжения	Год начала и окончания строительства	Протяженность/ мощность, км/МВА	Обоснование необходимости строительства	Стоимость строительства, млн рублей
1.	Строительство заходов ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 на Зарамагскую ГЭС-1	2011-2017 гг.	2х30 км	Выдача мощности Зарамагской ГЭС-1	1 148,72
2.	Строительство ПС 330 кВ Алагир с заходами ВЛ 330 кВ (Нальчик - Владикавказ-2)	2011-2019 гг. 2016 г. 1	2х1 км 2х125 МВА	Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия-Алания	2 500,0
3.	Образование новой ВЛ 330 Алания (Моздок) - Артем 2,1 км - заход	2016 г.	2,1 км	В соответствии с решением ПД по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания)" с ПС 500 кВ Моздок (Алания)	6 576,2
4.	Образование новой ВЛ 330 Алания (Моздок) - Моздок (1ц) 2,3 км - заход	2016 г.	2,3 км
5.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (2ц) 1,6 км - заход	2016 г.	1,6 км
6.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2 1,3 км - заход	2016 г.	1,3 км
7.	ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок) с ПС 500 кВ Алания (Моздок)	2010-2016 гг.	265 км 668 МВА УШР-180 МВАр	Увеличение пропускной способности сечений "Восток" и "Терек" в нормальных и послеаварийных режимах
8.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сунжа	2018 г. 2015 г. 2	153 км 22 км - заход	В соответствии с проектными решениями ПС 330 кВ Сунжа	не определена
9.	Строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 с расширением ПС 330 кВ Владикавказ-2	2010-2015 гг.	143,63 км	Усиление электрической сети ОЭС Юга в направлении Дагестанской и Северокавказской энергосистем	5 471,46
10.	Реконструкция ПС 330 кВ Владикавказ-2	2010-2016 гг.	2х200 МВА	Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия-Алания	1 818,67
11.	Замена ВЧ-заградителя на ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС Моздок 330	2013 г. 3		Для увеличения пропускной способности сечений "Терек" в нормальной и ремонтной схеме в условиях недостатка гидроэнергоресурсов в Дагестанской энергосистеме. Необходимость ввода ограничений 50-100 МВт	не определена
12.	Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг - Квайса (до госграницы)	2013-2018 гг.	45 км	Создание нового транзита по ВЛ 110 кВ с целью повышения надежности межгосударственного перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией	340,4
13.	Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Северный Портал	2010-2013 гг.	2х10 МВА	Повышение надежности межгосударственного перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией	640,2
14.	Комплексная реконструкция ВЛ 110 кВ Северный Портал-Джава	2017 г	39,7 км	Повышение надежности межгосударственного перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией	389,06
15.	Строительство РУ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 с КРУЭ 330 кВ	2017 г.	2х230 МВА	Выдача мощности Зарамагской ГЭС-1	1 422,0
16.	Строительство ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань	2013 г.	2х20 км	Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Ингушетия	не определена
17.	Строительство ПС 110 кВ Мамисон	2013 г.	2х25 МВА	Электроснабжение потребителей горно-рекреационного комплекса "Мамисон"	300,5
18.	Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг-Мамисон	2013 г.	2х17 км
19.	Строительство ПС 110 кВ Городская	2010-2013 гг.	2х16 МВА 1 км	Обеспечение надежного электроснабжения существующей нагрузки и возможности технологического присоединения новых потребителей центральной части г. Владикавказ	218,64
20.	Строительство ПС 110 кВ Парковая	2011-2014 гг.	2х25 МВА 0,7 км	Обеспечение электрической энергией западной части г. Владикавказ и прилегающей территории Пригородного района	378,87
21.	Строительство ПС 110 кВ Водозабор	2015-2017 гг.	2х10 МВА	Обеспечение электрической энергией и повышение надежности электроснабжения водозаборных сооружений г. Владикавказ	144,69
22.	Строительство ВЛ 110 кВ от ВЛ 8/31 до ПС 110 кВ Водозабор	2015-2017 гг.	1,5 км	Для подключения строящейся ПС Водозабор	14,16
23.	Строительство ПС 110 кВ Цемзавод-Н с расширением РУ-110 кВ на ПС 110 кВ Ардон	2014 г.	2х25 МВА	Обеспечение электроснабжения электропринимающих устройств цементного завода г. Алагир	225,1
24.	Строительство ВЛ 110 кВ Ардон -Цемзавод	2014 г.	2х8,4 км
25.	Строительство ПС 110 кВ Новая (включение в сеть от ВЛ N 30 Юго-Западная - Левобережная)	2013-2016 гг.	2х40 МВА	Обеспечение электрической энергией северо-западной части г. Владикавказ	228,02
26.	Строительство ПС 110 кВ Мацута	2015-2017 гг.	2х16 МВА	Обеспечение электрической энергией Дигорского ущелья и населенных пунктов южной части Ирафского района	194,7
27.	Строительство ВЛ 110 кВ Чикола - Мацута	2016-2017 гг.	8,0 км	Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В. Згид и ПС Нузал	59,0
28.	Строительство ВЛ 110 кВ Фаснал - Мацута	2015-2017 гг.	12 км	Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В. Згид и ПС Нузал	129,8
29.	Строительство ВЛ N 457 в габаритах 110 кВ В. Згид - Фаснал	2011-2017 гг.	14,0 км	Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В. Згид и ПС Нузал	101,13
30.	Строительство ВЛ 110 кВ Чикола - Эльхотово	2011-2016 гг.	40 км	Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Чикола и ПС Эльхотово	240,35
31.	Строительство ВЛ 110 кВ Алагир 330 - Парковая	2012-2017 гг. 4	40 км	Повышение надежности электроснабжения г. Владикавказ от сети 330 кВ	189,5
32.	Строительство захода ВЛ 110 кВ Алагир-110 - Унал (Л-14) на ПС 330 Алагир с образованием новой ВЛ 110 кВ Алагир-330 - Алагир-110	2012-2016 гг. 5	3 (2,0) км	Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330	16,5
33.	Строительство захода участка ВЛ 110 кВ Алагир-110 - Унал-110 (Л-N14) на ПС Алагир 330 с образованием новой ВЛ 110 кВ Алагир 330 - Унал	2012-2016 гг. 5	25,43 (2,0) км	Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330	16,5
34.	Строительство захода участка ВЛ N 82 Алагир-110 - Дзуарикау на ПС Алагир 330 с образованием новой ВЛ 110 кВ Алагир-330 - Алагир-110	2012-2016 гг. 5	3 (0,6) км	Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330	5,22
35.	Строительство захода участка ВЛ 110 кВ Алагир-110 - Дзуарикау (Л N 82) на ПС 330 кВ с образованием новой линии ВЛ 110 кВ Алагир-330 - Дзуарикау	2012-2016 гг. 5	21,38 (0,6) км	Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330	5,22
36.	Строительство ВЛ 110 кВ Алагир 330 - АЗС	2016-2017 гг.	3,3 (8,55) км	Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330	24,78
37.	Образование новой ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Парковая	2013-2014 гг.	10,5 км	Повышение надежности электроснабжения г. Владикавказ от сети	Не определена
38.	Образование новой ВЛ 110 кВ Парковая - Янтарь	2013-2014 гг.	13,5 км	Повышение надежности электроснабжения г. Владикавказ от сети	Не определена
	Итого:				22 799,39

Примечание:

1 - срок, определенный Инвестиционной программой ИП ФСК на 2013-2017 гг.;

2 - срок, предлагаемый Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ и согласованный ИП ОАО "СО ЕЭС", проектом ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2014-2018 гг., - 2015 год;

3 - срок, предлагаемый Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ;

4 - определенный ИП МРСК СК срок не синхронизирован со сроком ввода ПС 330 кВ Алагир (2019 г.);

5 - определенный ИП МРСК СК срок не синхронизирован со сроком ввода ПС 330 кВ Алагир (2019 г.).

5.7. Сводные данные по развитию электрической сети напряжение 330 и ниже с выделением данных сети 110 кВ по годам

Таблица 59

N п/п	Наименование объекта	Год окончания строительства, протяженность/мощность, км/МВА, МВт
		2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Напряжение 330 кВ
1.	Строительство заходов ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 на Зарамагскую ГЭС-1					2х30 км
2.	Строительство ПС 330 кВ Алагир с заходами ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2							2х1 км 2х125 МВА
3.	Образование новой ВЛ 330 Алания (Моздок) - Артем				2,1 км - заход
4.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (1ц)				2,3 км - заход
5.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (2ц)				1,6 км - заход
6.	Строительство ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2				1,3 км - заход
7.	Строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок) с ПС 500 кВ Алания (Моздок)				265 км 668 МВА УШР-180 МВАр
8.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сунжа						153 км 22 км - заход
9.	Строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 с расширением ПС 330 кВ Владикавказ-2				143,63 км
10.	Реконструкция ПС 330 кВ Владикавказ-2			2х200 МВА
11.	Замена ВЧ-заградителя на ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС Моздок 330 кВ	Предполагаемый ввод
12.	Строительство РУ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1					2х230 МВА
Напряжение 110 кВ
13.	ВЛ 110 кВ Зарамаг - Квайса (до госграницы)						45 км
14.	Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Северный Портал	2х10 МВА
15.	Комплексная реконструкция ВЛ 110 кВ Северный Портал-Джава					39,7 км
16.	ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань	2х20 км
17.	Строительство ПС 110 кВ Мамисон	2х25 МВА
18.	Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг - Мамисон	2х17 км
19.	Строительство ПС 110 кВ Городская	2х16 МВА 1 км
20.	Строительство ПС 110 кВ Парковая		2х25 МВА 0,7 км
21.	Строительство ПС 110 кВ Водозабор				10 МВА	10 МВА
22.	Строительство ВЛ 110 кВ от ВЛ 8/31 до ПС 110 кВ Водозабор					1,5 км
23.	Строительство ПС 110 кВ Цемзавод-Н с расширением РУ-110 кВ на ПС Ардон		2х25 МВА
24.	Строительство ВЛ 110 кВ Ардон-Цемзавод		2х8,4 км
25.	Строительство ПС 110 кВ Новая (включение в сеть от ВЛ N 30 Юго-Западная - Левобережная)				2х40 МВА
26.	Строительство ПС 110 кВ Мацута					2х16 МВА
27.	Строительство ВЛ 110 кВ Чикола - Мацута					8 км
28.	Строительство ВЛ 110 кВ Фаснал - Мацута					12 км
29.	Строительство ВЛ N 457 в габаритах 110 кВ В. Згид - Фаснал					14 км
30.	Строительство ВЛ 110 кВ Чикола - Эльхотово				40 км
31.	Строительство ВЛ 110 кВ Алагир 330 - Парковая					40 км
32.	Строительство захода ВЛ 110 кВ Алагир-110 - Унал (Л-14) на ПС 330 Алагир с образованием новой ВЛ 110 кВ Алагир-330 - Алагир-110				3 (2,0) км
33.	Строительство захода участка ВЛ 110 кВ Алагир-110 - Унал-110 (Л-N14) на ПС Алагир 330 с образованием новой ВЛ 110 кВ Алагир 330 - Унал				25,43 (2,0) км
34.	Строительство захода участка ВЛ N 82 Алагир-110 - Дзуарикау на ПС Алагир 330 с образованием новой ВЛ 110 кВ Алагир-330 - Алагир-110				3 (0,6) км
35.	Строительство захода участка ВЛ 110 кВ Алагир-110 - Дзуарикау (Л N 82) на ПС 330 кВ с образованием новой линии ВЛ 110 кВ Алагир-330 - Дзуарикау				21,38 (0,6) км
36.	Строительство ВЛ 110 кВ Алагир 330 - АЗС					3,3 (8,55) км
37.	Образование новой ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Парковая		10,5 км
38.	Образование новой ВЛ 110 кВ Парковая - Янтарь		13,5 км

Примечание: сроки мероприятий по объектам 110 кВ схемы привязки ПС 330 кВ подлежат синхронизации со сроками ввода ПС 330 кВ Алагир (2019 год)

6. Сводный перечень новых и расширяемых энергетических объектов на территории Республики Северная Осетия-Алания на период 2013-2018 годы в соответствии со Схемой и инвестиционными программами хозяйствующих субъектов

Таблица 60

N п/п	Наименование объекта, класс напряжения	Год начала и окончания строительства	Протяженность/ мощность, км/МВА, МВт	Обоснование необходимости строительства	Стоимость строительства, млн рублей	Источник информации
1.	Строительство ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС	1976-2017 гг.	342 МВт	Увеличение мощности генерирующих объектов	19 708,88, в том числе: ОАО "РусГидро) - 10653,62 ФБ - 9 055,26	Проект Схемы и программы развития ЕЭС на 2013 - 2019 гг.
2.	Увеличение мощности в результате модернизации гидроагрегатов действующих ГЭС	2017 г.	3,3 МВт	Увеличение мощности генерирующих объектов	не определена	Проект Схемы и программы развития ЕЭС на 2013 - 2019 гг.
3.	Строительство Кубусской МГЭС	2017 г.	24,0	Увеличение мощности генерирующих объектов	3 747,28 , в том числе: ОАО "РусГидро" - 2 568,68 ФБ - 1 178,6	Государственная программа РФ "Развитие Северо-Кавказского федерального округа" на период до 2025 года
4.	Мини-ТЭЦ на базе многопрофильной больницы по ул. Барбашова, г. Владикавказ	2018 г.	2,0	Увеличение мощности генерирующих объектов	70,0	ИП ОАО "Тепловые сети" на 2013 - 2018 гг.
5.	Строительство заходов ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 на Зарамагскую ГЭС-1	2011-2017 гг.	2х30 км	Выдача мощности Зарамагской ГЭС-1	1 148,72	Проект Схемы и программы развития ЕЭС на 2013 - 2019 гг., ИП ФСК на 2013 - 2017 гг.
6.	Строительство ПС 330 кВ Алагир с заходами ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2	2011-2019 гг. 2016 г. 1	2х1 км 2х125 МВА	Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия-Алания	2 500,0	Проект Схемы и программы развития ЕЭС на 2013 - 2019 гг., ИП ФСК на 2013 - 2017 гг.
7.	Образование новой ВЛ 110 кВ Алания (Моздок) - Артем 2,1 км - заход	2016 г.	2,1 - заход		6 576,2	Проект Схемы и программы развития ЕЭС на 2013 - 2019 гг., ИП ФСК на 2013 - 2017 гг.
8.	Образование новой ВЛ 330 Алания (Моздок) - Моздок (1ц)	2016 г.	2,3 км - заход	В соответствии с решением ПД по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания)" с ПС 500 кВ Моздок (Алания)		Проект Схемы и программы развития ЕЭС на 2013 - 2019 гг., ИП ФСК на 2013 - 2017 гг.
9.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (2ц)	2016 г.	1,6 км - заход
10.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2	2016 г.	1,3 км - заход
11.	ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок) с ПС 500 кВ Алания (Моздок)	2010-2016 гг.	265 км 668 МВА УШР-180 МВАр	Увеличение пропускной способности сечений "Восток" и "Терек" в нормальных и послеаварийных режимах		Проект Схемы и программы развития ЕЭС на 2013 - 2019 гг., ИП ФСК на 2013 - 2017 гг.
12.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сунжа	2018 г. 2015 г. 2	153 км 22 км - заход	В соответствии с проектными решениями ПС 330 кВ Сунжа	не определена	Проект Схемы и программы развития ЕЭС на 2013 - 2019 гг.
13.	Строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 с расширением ПС 330 кВ Владикавказ-2	2010-2015 гг.	143,63 км	Усиление электрической сети ОЭС Юга в направлении Дагестанской и Северокавказской энергосистем	5 471,46	Проект Схемы и программы развития ЕЭС на 2013 - 2019 гг., ИП ФСК на 2013 - 2017 гг.
14.	Реконструкция ПС 330 кВ Владикавказ-2	2010-2016 гг.	2х200 МВА	Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия-Алания	1 818,67	ИП ФСК на 2013 - 2017 гг.
15.	Замена ВЧ-заградителя на ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС Моздок 330	2013 г. 3		Для увеличения пропускной способности сечений "Терек" в нормальной и ремонтной схеме в условиях недостатка гидроэнергоресурсов в Дагестанской энергосистеме. Необходимость ввода ограничений 50-100 МВт	не определена	расчеты
16.	Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг - Квайса (до госграницы)	2013-2018 гг.	45 км	Создание нового транзита по ВЛ 110 кВ с целью повышения надежности межгосударственного перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией	340,4	Проект Схемы и программы развития ЕЭС на 2013 - 2019 гг., ИП ФСК на 2013 - 2017 гг.
18.	Комплексная реконструкция ВЛ 110 кВ Северный Портал-Джава	2017 г	39,7 км	Повышение надежности межгосударственного перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией	389,06	ИП ФСК на 2013 - 2017 гг.
19.	Строительство РУ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 с КРУЭ 330 кВ	2017 г.	2х230 МВА	Выдача мощности Зарамагской ГЭС-1	1 422,0	Проект Схемы и программы развития ЕЭС на 2013 - 2019 гг., ИП ФСК на 2013 - 2017 гг.
20.	Строительство ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань	2013 г.	2х20 км	Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Ингушетия	не определена	ТУ на технологическое присоединение к сетям ФСК от 15.06.2011 г. ДТП N 248/ТП-М5/
21.	Строительство ПС 110 кВ Мамисон	2013 г.	2х25 МВА	Электроснабжение потребителей горно-рекреационного комплекса "Мамисон"	300,5	ТУ от 11.08.2009 г. ДТП N 500/2009 от 05.11.2009
22.	Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг-Мамисон	2013 г.	2х17 км
23.	Строительство ПС 110 кВ Городская	2010-2013 гг.	2х16 МВА	Обеспечение надежного электроснабжения существующей нагрузки и возможности технологического присоединения новых потребителей центральной части г. Владикавказ	218,64	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
24.	Строительство ПС 110 кВ Парковая	2011-2014 гг.	2х25 МВА 0,7 км	Обеспечение электрической энергией западной части г. Владикавказ и прилегающей территории Пригородного района	378,87	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
25.	Строительство ПС 110 кВ Водозабор	2015-2017 гг.	2х10 МВА	Обеспечение электрической энергией и повышение надежности электроснабжения водозаборных сооружений г. Владикавказ	144,69	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
26.	Строительство ВЛ 110 кВ от ВЛ 8/31 до ПС 110 кВ Водозабор	2016-2017 гг.	2х1,5 км	Для подключения строящейся ПС Водозабор	14,16	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
27.	Строительство ПС 110 кВ Цемзавод-Н с расширением РУ-110 кВ на ПС 110 кВ Ардон	2014 г.	2х25 МВА	Обеспечение электроснабжения электропринимающих устройств цементного завода г. Алагир	225,1	ТУ от 15.03.2011 ДТП N 215/2012 от 28.06.2012
28.	Строительство ВЛ 110 кВ Ардон - Цемзавод	2014 г.	2х8,4 км
29.	Строительство ПС 110 кВ Новая (включение в сеть от ВЛ N 30 Юго-Западная - Левобережная)	2013-2016 гг.	2х40 МВА	Обеспечение электрической энергией северо-западной части г. Владикавказ	228,02	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
30.	Строительство ПС 110 кВ Мацута	2017 г.	2х16 МВА	Обеспечение электрической энергией Дигорского ущелья и населенных пунктов южной части Ирафского района	194,7	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
31.	Строительство ВЛ 110 кВ Чикола - Мацута	2016-2017 гг.	8,0 км	Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В. Згид и ПС Нузал	59,0	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
32.	Строительство ВЛ 110 кВ Фаснал - Мацута	2015-2017 гг.	12 км	Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В. Згид и ПС Нузал	129,8	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
33.	Строительство ВЛ N 457 в габаритах 110 кВ В. Згид - Фаснал	2011-2017 гг.	14,0 км	Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Фаснал, ПС Мацута, ПС Чикола, ПС В. Згид и ПС Нузал	101,13	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
34.	Строительство ВЛ 110 кВ Чикола - Эльхотово	2011-2016 гг.	40 км	Обеспечение транзита электроэнергии между ПС Чикола и ПС Эльхотово	240,35	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
35.	Строительство ВЛ 110 кВ Алагир 330 - Парковая	2012-2017 гг. 4	40 км	Повышение надежности электроснабжения г. Владикавказ от сети 330 кВ	189,5	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
36.	Строительство захода ВЛ 110 кВ Алагир-110 - Унал (Л-14) на ПС 330 Алагир с образованием новой ВЛ 110 кВ Алагир-330 - Алагир-110	2012-2016 гг. 5	3 (2,0) км	Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330	16,5	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
37.	Строительство захода участка ВЛ 110 кВ Алагир-110 - Унал-110 (Л-N14) на ПС Алагир 330 с образованием новой ВЛ 110 кВ Алагир 330 - Унал	2012-2016 гг. 5	25,43 (2,0) км	Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330	16,5	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
38.	Строительство захода участка ВЛ N 82 Алагир-110 - Дзуарикау на ПС Алагир 330 с образованием новой ВЛ 110 кВ Алагир-330 - Алагир-110	2012-2016 гг. 5	3 (0,6) км	Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330	5,22	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
39.	Строительство захода участка ВЛ 110 кВ Алагир-110 - Дзуарикау (Л N 82) на ПС 330 кВ с образованием новой линии ВЛ 110 кВ Алагир-330 - Дзуарикау	2012-2016 гг. 5	21,38 (0,6) км	Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330	5,22	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
40.	Строительство ВЛ 110 кВ Алагир 330 - АЗС		3,3 (8,55) км	Перезавод существующих ВЛ 110 кВ в РУ 110 кВ строящейся ПС Алагир-330	24,78	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
41.	Образование новой ВЛ 110 кВ Юго-Западная - Парковая	2013-2014 гг.	10,5 км	Повышение надежности электроснабжения г. Владикавказ от сети	Не определена	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
42.	Образование новой ВЛ 110 кВ Парковая - Янтарь	2013-2014 гг.	13,5 км	Повышение надежности электроснабжения г. Владикавказ от сети	Не определена	ИП МРСК СК на 2012 - 2017 гг., утв. приказом Минэнерго от 12.12.2012 N 616
	Итого,					46 325,55
	в том числе:
	ОАО "ФСК ЕЭС"					20 306,71
	ОАО "РусГидро"					13 222,3
	ОАО "МРКС СК"					1 967,08
	ОАО "Теплосети"					70,0
	ФБ					10 233,86
	Прочие					525,6

Примечание:

1 - срок, определенный Инвестиционной программой ИП ФСК на 2013-2017 гг.;

2 - срок, предполагаемый Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ;

3 - срок, определенный Инвестиционной программой ИП ФСК на 2013-2017 гг.;

4 - определенный ИП МРСК СК срок не синхронизирован со сроком ввода ПС 330 кВ Алагир (2019 г.);

5 - определенный ИП МРСК СК срок не синхронизирован со сроком ввода ПС 330 кВ Алагир (2019 г.).

7. Механизмы и инструменты реализации Республиканской программы

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

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

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

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

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

8. Ожидаемые результаты от реализации мероприятий Республиканской программы

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

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

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

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

сокращение дефицита электроэнергии за счет строительства генерирующих объектов энергетики;

обеспечение устойчивого электроснабжения потребителей республики;

создание условий для бескризисного преодоления нарушений электроснабжения региона;

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

обеспечение занятости населения;

увеличение налоговых отчислений в бюджеты всех уровней;

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

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

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

сокращение потерь электрической энергии в сетях;

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

применение возобновляемых источников энергии.

ГАРАНТ:

См. Распоряжение Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 30 ноября 2016 г. N 355-ра "О территориальной межведомственной рабочей группе по топливно-энергетическому комплексу в Республике Северная Осетия-Алания"

Приложение 1

к Схеме и программе перспективного

развития электроэнергетики Республики

Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы

Подпрограмма
"Развитие гидрогенерирующих мощностей и объектов когенерации в Республике Северная Осетия-Алания на 2013-2018 годы"

Паспорт Подпрограммы

Наименование Подпрограммы	Развитие гидрогенерирующих мощностей и объектов когенерации в Республике Северная Осетия-Алания на период 2013-2018 годы (далее - Подпрограмма)
Основание для разработки Подпрограммы	Постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"; Положение о Министерстве топлива, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Республики Северная Осетия-Алания
Заказчик	Правительство Республики Северная Осетия-Алания
Основные разработчики Подпрограммы	Министерство топлива, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Республики Северная Осетия-Алания
Исполнители основных мероприятий Подпрограммы	ОАО "РусГидро"; Филиал ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал"; хозяйствующие субъекты
Участники разработки Подпрограммы	Филиал ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ; ОАО "РусГидро"; Филиал ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал"
Стратегическая цель Подпрограммы	Увеличение мощности генерирующих объектов и их количества для обеспечения потребности в электроэнергии за счет увеличения ее выработки собственными электростанциями
Задачи Подпрограммы	Формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Республики Северная Осетия-Алания
Сроки реализации Подпрограммы	2013-2018 годы
Ресурсное обеспечение	Реализация мероприятий Подпрограммы планируется за счет средств хозяйствующих субъектов (инвестиции)
Целевые показатели Подпрограммы	Мощности генерирующих объектов (МВт); производство электроэнергии (млн кВтч)
Система организации контроля	Контроль исполнения Республиканской программы осуществляется Министерством топлива, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Республики Северная Осетия-Алания в пределах своей компетенции совместно с организациями-инвесторами
Объемы и источники финансирования	Расходы республиканского бюджета на реализацию Подпрограммы не предусмотрены. Объемы финансирования определены инвестиционными программами хозяйствующих субъектов (инвесторов) и федеральным бюджетом. Справочная оценка инвестиций составляет 13 222,3 млн рублей
Ожидаемые конечные результаты	Увеличение мощности генерирующих объектов и их количества для обеспечения потребности экономики Республики Северная Осетия-Алания не менее чем на 371,3 МВт; увеличение производства электрической энергии генерирующими предприятиями Республики Северная Осетия-Алания не менее чем на 903,35 млн кВтч; увеличение числа рабочих мест; поступление в бюджет Республики Северная Осетия-Алания налоговых и неналоговых доходов

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

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

В настоящее время основу электрогенерирующей базы Республики Северная Осетия-Алания представляет Филиал ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал", в состав которого входят пять гидроэлектростанций суммарной установленной мощностью 79,52 МВт. Кроме этого, производство электроэнергии осуществляется Головной ГЭС каскада Зарамагских ГЭС на реке Ардон мощностью 15 МВт, ТЭС ОАО "Бесланский маисовый комбинат" мощностью 6 МВт, Павлодольская ГЭС мощностью 2,62 МВт, Фаснальской МГЭС мощностью 6,4 МВт и когенерационная установка ООО "АСЭН-Энерго" мощностью 2,06 МВт в районе завода "Бином".

На долю всех генерирующих мощностей приходится не более 20% потребляемой в республике электроэнергии, общий объем которой находится на уровне 2,0-2,3 млрд кВтч. Основную же часть этого количества энергии составляет электроэнергия, приобретенная на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ). Основными поставщиками этого рынка являются тепловые электростанции Северо-Кавказского региона, работающие на дорогом и дефицитном органическом топливе, что существенно сказывается на цене электроэнергии, отпускаемой с оптового рынка.

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

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

2. Цели и задачи

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

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

Целью Подпрограммы развития гидрогенерирующих мощностей и объектов когенерации в Республике Северная Осетия-Алания на 2013 - 2018 годы (далее - Подпрограмма) является обоснование хозяйственной необходимости, технической возможности, экономической значимости и социальной целесообразности строительства гидроэлектростанций на реках республики и объектов когенерации.

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

обеспечение устойчивого электроснабжения удаленных населенных пунктов горной местности;

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

создание условий для бескризисного преодоления нарушений электроснабжения региона;

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

обеспечение занятости населения.

3. Гидроэнергетические ресурсы рек Республики Северная Осетия-Алания

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

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

Таблица 1

Категория рек	Количество рек	Мощность, МВт	Энергия, млн кВтч	Доля от объема, %
Основные реки	83	2 384,9	20 892,6	91,9
Мелкие реки	2 270	138,4	1 830,8	8,1
Итого:	2 353	2 523,3	22 723,4	100

Характеристики наиболее мощных рек республики представлены в таблице 2.

Таблица 2

NN п/п	Название реки	Мощность, МВт	Энергия, млн кВтч	Доля от суммарной мощности основных рек, %	Удельная мощность, кВт/км
1.	Терек	640,7	5 613	26,86	3 490
2.	Ардон	468,1	4 101	19,63	4 776
3.	Урух	353,8	3 099	14,83	4 325
4.	Фиагдон	151,3	1 325,5	6,34	2 023
5.	Гизельдон	115,8	1 014,6	4,85	1 380
6.	Сонгутидон	58,3	469,8	2,44	2 470
7.	Цейдон	49,4	432,5	2,07	3 430
8.	Белая	40,2	351,8	1,68	744
9.	Билягидон	36,7	321,6	1,53	2 566
10.	Камбилеевка	34,3	300,5	1,44	366
11.	Геналдон	33,2	291	1,39	1 272
12.	Нардон	32,5	284,3	1,36	1 035
13.	Караугомдон	30,8	269,8	1,29	2 139
14.	Садон	25,2	220,9	1,06	1 867
15.	Сардидон	23,1	202,3	0,10	2 044
	Итого	2 093,4	18 297,6	87,77

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

С 2006 года рост потребления электроэнергии в республике составляет менее 3% в год. В связи с вводом в эксплуатацию заводов по производству строительной извести, кирпича и других стройматериалов, организаций, производящих товары народного потребления, новых туристических комплексов и баз альпинистов, увеличения спроса на электроэнергию, обусловленного развитием аграрно-промышленных предприятий, ожидаемый рост потребления к 2018 году превысит 17,5% по сравнению с его объемом в 2012 году.

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

Производство электроэнергии в республике в настоящее время осуществляют:

Филиал ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал".

В его состав входят 5 гидроэлектростанций: Дзауджикауская, Эзминская, Гизельдонская, Беканская и Кора-Урсдонская. Общая установленная мощность электростанций - 76,9 МВт. Головная организация - ОАО "РусГидро" (г. Москва). Гизельдонская ГЭС введена в эксплуатацию в 1934 г., Беканская ГЭС - в 1948 г., Дзауджикауская ГЭС - в 1950 г., Эзминская ГЭС - в 1954 г., Павлодольская ГЭС - в 1965 году Кора-Урсдонская ГЭС - в 2000 г.

Гизельдонская ГЭС расположена на реке Гизельдон у селения Кобан Пригородного района. Построенная по плану ГОЭЛРО, Гизельдонская ГЭС мощностью 22,8 МВт и среднегодовой выработкой 56,9 млн кВтч является старейшей действующей гидроэлектростанцией Северного Кавказа и одной из старейших в России. На момент ввода в эксплуатацию (1934 г.), Гизельдонская ГЭС была самой высоконапорной гидроэлектростанцией в Европе, а в настоящее время она использует самый большой напор воды среди ГЭС России и является наиболее мощной российской ГЭС, использующей ковшовые гидроагрегаты. Большая часть оборудования ГЭС находится в эксплуатации с момента ее пуска - более 70 лет;

Беканская ГЭС расположена в Ардонском районе у села Бекан на озере Бекан мощностью 0,54 МВт и среднегодовой выработкой 0,808 млн кВтч. В здании ГЭС размещены два радиально-осевых гидроагрегата мощностью по 0,252 МВт, работающих при напоре 6,5 м, при расходе воды через каждую турбину 5,6 куб. м/сек. Уникальность ГЭС заключается в том, что для выработки энергии используется чистая родниковая вода, что существенно снижает износ турбин. Плотина ГЭС образует водохранилище суточного регулирования - озеро Бекан площадью около 65 га, питаемое водой около 300 родников (в районе водоема расположена зона разгрузки подземных вод). Водохранилище зимой не замерзает, является местом зимовки перелетных водоплавающих птиц, используется для рыбоводства;

Дзауджикауская ГЭС находится на реке Терек в г. Владикавказ мощностью 8 МВт и среднегодовой выработкой 41,9 млн кВтч. Станция построена по деривационной схеме. В здании станции установлены 3 радиально-осевых гидроагрегата, работающих при расчетном напоре воды 27,5 м;

Эзминская ГЭС расположена на реке Терек. Станция построена по деривационной схеме. Мощность станции - 45 МВт, среднегодовая выработка - 231 млн кВтч. В здании станции установлено 3 радиально-осевых гидрогенератора мощностью по 15 МВт, работающих при расчетном напоре 161 м;

Кора-Урсдонская ГЭС мощностью 0,63 МВт и среднегодовой выработкой 0,8 млн кВтч расположена в Дигорском районе у села Кора-Урсдон на реке Урсдон. Станция построена по деривационной схеме. В здании ГЭС размещены два радиально-осевых гидроагрегата РО-30-ГФ60 мощностью по 0,315 МВт, работающих при напоре 18,9 м при расходе воды через каждую турбину 2,15 куб. м/сек;

Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС на реке Ардон. В настоящий момент функционирует одна станция - Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС установленной мощностью 15 МВт и среднегодовой выработкой 23 млн кВтч, которая введена в эксплуатацию в сентябре 2009 года. На основе арендного договора с дочерним зависимым обществом ОАО "РусГидро" Головная ГЭС каскада Зарамагских ГЭС эксплуатируется филиалом ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал";

Павлодольская ГЭС находится на Павлодольском гидроузле, осуществляющем водозабор в Терско-Кумский канал из реки Терек у станицы Павлодольская на территории ФГУ "Управление эксплуатации Терско-Кумского гидроузла". Установленная мощность - 2,62 МВт, среднегодовая выработка - 12,5 млн кВтч. Оборудование станции - 2 пропеллерных гидроагрегата ПР 245/10-ВБ220 мощностью по 1,31 МВт, работающих при напоре 7,5 м. Собственник - ОАО "РусГидро";

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

Фаснальская МГЭС расположена на реке Сонгутидон в Ирафском районе. Фаснальская МГЭС мощностью 6,4 МВт и среднегодовой выработкой 20,37 млн кВтч - первая малая гидроэлектростанция каскада МГЭС в бассейне реки Урух. Собственник - ОАО "Турбохолод";

Мини-ТЭЦ ООО "АСЭН-Энерго" - когенерационная установка QUANTO С1000 ООО "АСЭН-Энерго" с установленной мощностью 2,06 МВт и 2,32 Гкал/час и среднегодовой выработкой электроэнергии - 17,2 млн кВтч и тепла - 17 тыс. Гкал (источник электрической и тепловой энергии, не зарегистрированный в Филиале ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ, но фактически осуществляющий продажу электрической и тепловой энергии на розничном рынке потребителям ВМУП "Тепловые сети").

Эзминская, Гизельдонская и Дзауджикауская ГЭС и Фаснальская МГЭС - станции деривационного типа. Беканская и Кора-Урсдонская ГЭС - маломощные станции, не оказывающие влияющего воздействия на баланс выработки электрической энергии.

Состав существующих электростанций по сведениям органов исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания по состоянию на 01.01.2013 с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям представлен в таблице 3.

Таблица 3

Наименование объекта	Мощность, МВт/Гкал/час	Наименование компании
Гизельдонская ГЭС	22,8	ОАО "РусГидро"
Эзминская ГЭС	45
Дзауджикауская ГЭС	8
Беканская ГЭС	0,5
Кора-Урсдонская ГЭС	0,6
Павлодольская ГЭС	2,62
Головная ГЭС ОАО "Зарамагские ГЭС"	15	ОАО "Зарамагские ГЭС"
ТЭС БМК	6/35	ОАО "Бесланский маисовый комбинат"
Фаснальская МГЭС	6,4	ОАО "Турбохолод"
Мини-ТЭЦ ООО "АСЭН-Энерго"	2,06/2,32	ООО "АСЭН-Энерго"
Итого:	108,98/37,32*

Примечание: с учетом установленной мощности мини-ТЭЦ ООО "АСЭН-Энерго"

Структура мощности существующих в 2012 году электростанций по принадлежности к энергокомпаниям (по данным органов исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания)

"Структура мощности существующих в 2012 году электростанций по принадлежности к энергокомпаниям (по данным органов исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания)"

Структура существующих в 2012 году электростанций по типам генерирующих мощностей

"Структура существующих в 2012 году электростанций по типам генерирующих мощностей"

Техническое состояние основных фондов действующих электростанций, за исключением Головной ГЭС каскада Зарамагских ГЭС, Фаснальской МГЭС и мини-ТЭЦ, характеризуется следующими данными:

общий износ основных фондов - более 65%;

износ машин и оборудования - более 87%.

Оборудование ГЭС устарело и подлежит модернизации.

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

Таблица 4

Периоды	Потребление электроэнергии		Производство электроэнергии		Доля производства в объеме потребления, %
	млн кВтч	рост в %	млн кВтч	рост в %
2006 год	2 153,7	0,77	333,2	14,3	15,5
2007 год	2 144,8	-0,41	325,7	-2,3	15,2
2008 год	2 187,3	1,98	354,7	8,9	16,2
2009 год	2 140,8	-2,13	371,8	4,8	17,4
2010 год	2 166,2	1,19	412,7	11,0	19,1
2011 год	2 301,1	6,22	367,3	-11,0	16,0
2012 год	2 305,1	0,2	349,7*	-4,8	15,2
Среднегодовой прирост	25,2	1,17	2,75	0,82	-

Примечание:

* - с учетом производства мини-ТЭЦ ООО "АСЭН-Энерго"

График фактического потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания за 2006-2012 годы

"График фактического потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания за 2006-2012 годы"

5. Строительство гидрогенерирующих установок

Согласно материалам сценарных условий развития электроэнергетики, разработанных на 2012 - 2018 гг., даже в оптимистическом варианте республика остается с дефицитным балансом до 55%.

Современное освоение гидроэнергетического потенциала территории республики можно разбить на 3 блока:

продолжение строительства каскада ГЭС на реке Ардон;

строительство малых и средних ГЭС в бассейне реки Урух;

строительство малых ГЭС на других реках республики.

1. Каскад гидроэлектростанций на реке Ардон.

По первоначальному замыслу каскад Зарамагских ГЭС планировался из 4 станций:

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

В 2009 году введена в эксплуатацию приплотинная Головная ГЭС каскада ГЭС на реке Ардон. В соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы (далее - Схема) ввод в эксплуатацию ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС намечен в 2017 году.

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

2. Строительство каскада ГЭС на реке Урух.

Река Урух - один из левобережных притоков реки Терек, берет начало на северных склонах Главного Кавказского хребта и при длине реки 104 км перепад высот между истоком и устьем составляет 2510 м. Гидроэнергетический потенциал реки около 345 МВт. Верхний участок реки Урух характеризуется весьма развитой гидрографической сетью. Помимо самого ствола реки сток на этом участке формируется его притоками - Танадон, Караугом, Билягидон, Айгамуга.

Река Урух и ее притоки давно привлекают внимание специалистов. Сравнительно стабильный расход воды, возможность создания регулирующих емкостей, не наносящих заметного ущерба природе и человеку, большие уклоны рек с высокой удельной мощностью водотока определяют широкий потенциал использования гидроэнергетических ресурсов. Из 16 наиболее крупных водотоков Северной Осетии 5 относятся к бассейну р. Урух. Суммарный гидроэнергетический потенциал этих водотоков составляет 2 850 млн кВтч, что выше среднегодового уровня потребления электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания. Более половины этого потенциала сконцентрировано в верхнем течении реки Урух.

Постановлением Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 13 июня 2007 года N 146 утверждена Концепция использования гидроэнергетического потенциала бассейна реки Урух. Закрытым акционерным обществом "Межотраслевое научно-техническое объединение "ИНСЭТ" (г. Санкт-Петербург) разработана схема размещения 17 гидроэлектростанций установленной мощностью 227,6 МВт и среднегодовой выработкой 977,54 млн кВтч, в том числе:

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

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

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

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

Строительство Кубусской МГЭС на реке Танадон мощностью 24 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии 98,39 млн кВтч по предложению ОАО "РусГидро" включено в подпрограмму "Повышение инвестиционной привлекательности Северо-Кавказского федерального округа" в рамках государственной программы Российской Федерации "Развитие Северо-Кавказского федерального округа на период до 2025", утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 17.12.2012 N 2408-р, за счет средств федерального бюджета и ОАО "РусГидро". Начало строительства - 2013 год, завершение - 2017 год.

Затраты на строительство Кубусской МГЭС:

всего 3 747,28 млн рублей,

в том числе:

ОАО "РусГидро" - 2 568,68 млн рублей;

федеральный бюджет - 1 178,6 млн рублей.

Строительство сетевой инфраструктуры в бассейне реки Урух предполагается вести с учетом Концепции Федеральной целевой программы "Юг России (2008-2013 годы)" и "Юг России (2014-2020 годы)".

3. Строительство малых ГЭС на других реках республики.

В настоящее время имеются наработки по строительству малых ГЭС в створах других рек, а именно: Фиагдонской МГЭС и Фиагдонской-2 на реке Фиагдон, Буронской МГЭС на реке Цейдон, Моздокской МГЭС на 21-ом км Терско-Кумского канала, МГЭС "Баддон", МГЭС "Садон", МГЭС "Архондон", МГЭС "Цмикомдон", МГЭС "Льядон", МГЭС "Адайкомдон", МГЭС "Верхняя Гизельдонская", МГЭС "Нижняя Гизельдонская" на реках по названиям станций, МГЭС "Нижняя Эзминская" на реке Терек, МГЭС "Бирагзангская" и МГЭС "Дзуарикауская" на реке Ардон. ОАО "РусГидро" направлены предложения по строительству в Северо-Кавказском федеральном округе указанных малых ГЭС для включения в Государственную программу "Энергоэффективность и развитие энергетики".

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

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

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

МГЭС на р. Хайдон (приток р. Ардон);

Верхнефиагдонская МГЭС на р. Фиагдон;

МГЭС на р. Цариитдон (пос. Хидикус);

МГЭС на р. Саджилдон;

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

МГЭС на концевом сбросе Малокабардинского канала в р. Терек;

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

МГЭС на головном водозаборе гидроузла Алханчуртского канала.

6. Строительство и модернизация гидроэнергетических объектов, включенных в Схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы

Строительство ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС на реке Ардон мощностью 342 МВТ и среднегодовой выработкой 789 млн и модернизация оборудования с увеличением мощности действующих ГЭС на 3,3 МВт включены в Схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы (далее - Схема) за счет средств ОАО "РусГидро".

Основные цели и направления инвестиционного проекта строительства ГЭС-I каскада Зарамагских ГЭС:

производство электроэнергии;

сокращение дефицита электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания от 80% до 55%.

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

Предложения по формированию Инвестиционной программы ОАО "РусГидро" на 2015 - 2017 годы в части строительства ГЭС-I сделаны с учетом актуализированного Сводно-сметного расчета (ССР). Утвержденный ранее ССР полностью исчерпан ввиду долгостроя и ряда объективных причин:

повышение требований сейсмичности гидротехнических сооружений с 7 баллов до 9;

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

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

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

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

Полная стоимость строительства Зарамагских ГЭС с учетом актуализации ССР составляет 34 400 млн рублей, остаточная стоимость на начало 2013 года - 19 708,88 млн рублей.

Показатели экономической эффективности реализации инвестиционного проекта:

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

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

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

Схемой и программой развития Единой энергетической системы на 2013 - 2019 годы в 2017 году предусмотрена модернизация оборудования действующих гидроэлектростанций республики:

Эзминской ГЭС с увеличением мощности на 2 МВт;

Дзауджикауской ГЭС с увеличением мощности на 0,3 МВт;

Гизельдонской ГЭС с увеличением мощности на 1,0 МВт;

Беканской ГЭС без увеличения мощности.

Строительство ГЭС-1 ОАО "Зарамагских ГЭС" и модернизация оборудования в рамках Схемы осуществляется в целях:

устойчивого развития производства электроэнергии на базе возобновляемых источников энергии;

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

создания условий системной надежности и безопасности;

положительного влияния на социально-экономические условия и развитие региона.

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

Таблица 5

NN п/п	Наименование	Установленная мощность, МВт	Производство электроэнергии, млн кВтч	Год ввода в эксплуатацию
1.	ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС	342	789,0	2017
2.	Модернизация оборудования действующих ГЭС (Эзминской, Гизельдонской, Дзауджикауской и Беканской)	3,3	-	2017
	Итого:	345,3	789,0

Структура перспективных балансов мощности на период формирования Подпрограммы, разработанных органами исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания, с учетом ввода объектов с высокой вероятностью реализации в соответствии со Схемой, представлена в таблице 6 (основной вариант).

Таблица 6

Периоды	Потребность		Покрытие за счет собственных источников		Доля покрытия в объеме потребности, %
	МВт	рост в %	МВт	рост в %
2013 год	450	1,3	108,98 1	-	24,2
2014 год	464	3,1	108,98	-	23,5
2015 год	475	2,4	108,98	-	22,9
2016 год	490	3,2	108,98	-	22,2
2017 год	497	1,4	454,28 2	316,84	91,4
2018 год	506	1,8	454,28	-	89,8
2019 год	515	1,8	454,28	-	88,2
Среднегодовой прирост	10,8	2,4	57,55	52,8

1 - с учетом ввода в 2012 году Фаснальской МГЭС мощностью 6,4 МВт и мини-ТЭЦ "АСЭН-Энерго" мощностью 2,06 МВт;

2 - с учетом ввода в эксплуатацию в 2017 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС мощностью 342 МВт и увеличения мощности действующих ГЭС на 3,3 МВт в результате модернизации оборудования

График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2018 годы (основной вариант)

"График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2018 годы (основной вариант)"

Структура перспективной потребности в электроэнергии и покрытие ее за счет собственного производства, исходя из баланса, разработанного органами исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания, с учетом ввода объектов с высокой вероятностью реализации в соответствии со Схемой, представлена в таблице 7 (основной вариант).

Таблица 7

Периоды	Потребление электроэнергии		Производство электроэнергии		Доля производства в объеме потребления, %
	млн кВтч	рост в %	млн кВтч	рост в %
2013 год	2 343,0	1,6	365,0	4,4	15,6
2014 год	2 441,0	4,2	365,0	-	15,0
2015 год	2 524,0	3,4	365,0	-	14,5
2016 год	2 598,0	2,9	365,0	-	14,0
2017 год	2 659,0	2,3	365,0	-	13,7
2018 год	2 708,0	1,8	1 210,0	231,5	44,7
2019 год	2 759,0	1,9	1 210,0	-	43,9
Среднегодовой прирост	69,33	3,0	140,8	38,6	-

1 - с учетом ввода в 2012 году Фаснальской МГЭС с выработкой 20,37 млн кВтч;

2 - с учетом ввода ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС с выработкой 789 млн кВтч увеличения мощности в 2017 году действующих ГЭС на 3,3 МВт в результате модернизации оборудования

График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2019 годы (основной вариант)

"График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2019 годы (основной вариант)"

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

7. Строительство объектов гидрогенерации и когенерации, не вошедших в Схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы

В целях развития малой энергетики с учетом пункта 26 Плана мероприятий по реализации Водной стратегии Российской Федерации на период до 2020 года, утвержденного распоряжением Правительства Российской Федерации от 27 августа 2009 г. N 1235-р, строительство Кубусской МГЭС по предложению ОАО "РусГидро" включено в государственную программу развития Северо-Кавказского федерального округа до 2025 года.

Строительство Кубусской МГЭС планируется на реке Танадон в Ирафском районе Республики Северная Осетия-Алания мощностью 24 МВт и среднегодовой выработкой 98,39 млн кВтч.

Месторасположение МГЭС определялось рельефом местности из условий получения наибольшего напора при наименьших объемах общестроительных работ, максимально возможного использования гидроэнергетического потенциала выбранного участка реки с учетом минимизации капитальных вложений.

Основные цели и задачи:

устойчивое развитие производства электроэнергии на базе возобновляемых источников энергии;

обеспечения надежного электроснабжения потребителей, с учетом баланса потребления и реального уровня производства энергии, максимального использования имеющихся собственных энергетических ресурсов;

создание условий системной надежности и безопасности;

положительное влияние на социально-экономические условия и развитие региона.

Таблица 8

NN п/п	Наименование	Установленная мощность, МВт	Производство электроэнергии, млн кВтч	Год ввода в эксплуатацию
1.	МГЭС "Кубусская" на р. Танадон	24,0	98,39	2017
	Итого:	24,0	98,39

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

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

На период формирования Подпрограммы предприятием ОАО "Владикавказские сети" при поддержке АМС г. Владикавказ планируется к вводу в эксплуатацию когенерационная установка - мини-ТЭЦ на базе многопрофильной больницы по ул. Барбашова мощностью 2 МВт.

Ввод в эксплуатацию мини-ТЭЦ в Республике Северная Осетия-Алания представлен в таблице 9.

Таблица 9

NN п/п	Наименование	Установленная мощность, МВт	Среднегодовая выработка электроэнергии, млн кВтч	Год ввода в эксплуатацию
1.	Мини-ТЭЦ на базе котельной Республиканской клинической больницы	2	15,96	2018
	Итого:	2	15,96

Сводный перечень ввода генерирующих объектов на территории республики на период формирования Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания в 2013-2018 годах:

Таблица 10

NN п/п	Наименование	Установленная мощность, МВт	Производство электроэнергии, млн кВтч	Год ввода в эксплуатацию
1.	ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС	342	789,0	2017
2.	Модернизация оборудования действующих ГЭС (Эзминской, Гизельдонской, Дзауджикауской и Беканской)	3,3	-	2017
3.	Кубусская МГЭС	24,0	98,39	2017
4.	Мини-ТЭЦ многопрофильной больницы	2,0	15,96	2018
	Итого:	371,3	903,35

Региональная структура перспективных балансов мощности, разработанных на 2013 - 2018 годы органами исполнительной власти с учетом дополнительных вводов мощности, представлена в таблице 11 (дополнительный вариант).

Таблица 11

Периоды	Потребность		Покрытие за счет собственных источников		Доля покрытия в объеме потребности, %
	МВт	рост в %	МВт	рост в %
2013 год	450	1,3	108,981	-	24,2
2014 год	464	3,1	108,98	-	23,5
2015 год	475	2,4	108,98	-	22,9
2016 год	490	3,2	108,98	-	22,2
2017 год	497	1,4	478,282	338,9	96,2
2018 год	506	1,8	480,283	0,4	94,9
Среднегодовой прирост	11,2	2,9	73,6	67,5

1 - с учетом ввода в 2012 году согласно Схеме Фаснальской МГЭС мощностью 6,4 МВт и мини-ТЭЦ "АСЭН-Энерго" мощностью 2,06 МВт;

2 - с учетом модернизации в 2017 году оборудования действующих ГЭС на 3,3 МВт, ввода в эксплуатацию ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС мощностью 342 МВт, Кубусской МГЭС мощностью 24 МВт;

3 - с учетом ввода в действие когенерационной установки на базе многопрофильной больницы мощностью 2 МВт.

График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2018 годы (дополнительный вариант)

"График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на период 2013-2018 годы (дополнительный вариант)"

Динамика перспективной потребности в электроэнергии и покрытие ее за счет собственного производства электростанциями, исходя из баланса, разработанного органами исполнительной власти, с учетом всех предполагаемых вводов генерирующих установок (дополнительный вариант), представлена в таблице 12.

Таблица 12

Периоды	Потребление электроэнергии		Производство электроэнергии		Доля производства в объеме потребления, %
	млн кВтч	рост в %	млн кВтч	рост в %
2013 год	2 343,0	1,6	365,0 1	7,0	15,6
2014 год	2 441,0	4,2	365,0	-	15,0
2015 год	2 524,0	3,4	365,0	-	14,5
2016 год	2 598,0	2,9	365,0	-	14,0
2017 год	2 659,0	2,3	365,0	-	13,7
2018 год	2 708,0	1,8	1 308,39 2	258,5	48,3
2019 год	2 759,0	1,9	1 324,35 3	1,2	48,0
Среднегодовой прирост	69,3	3,0	159,9	43,8

1 - с учетом ввода в 2012 году Фаснальской МГЭС с выработкой 20,37 млн кВтч;

2 - с учетом ввода в 2017 году ГЭС-1 каскада Зарамагских ГЭС со среднегодовой выработкой 789,0 млн кВтч, Кубусской МГЭС с выработкой 98,39 млн кВтч и модернизации действующего оборудования с увеличением мощности на 3,3 МВт.

3 - с учетом ввода в 2018 году мини-ТЭЦ со среднегодовой выработкой 15,96 млн кВтч

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

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

8. Механизмы реализации Подпрограммы

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

В реализации Подпрограммы предполагается участие государственных корпораций, акционерных обществ с участием государства, частных инвесторов. В целях прогнозирования и объективной оценки развития производственных мощностей на территории республики в Подпрограмме учитывается реализация мероприятий Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы, Инвестиционной программы ОАО "РусГидро", иных республиканских и муниципальных программ, предложений ОАО "РусГидро" по развитию генерирующих мощностей на территории Северо-Кавказского федерального округа.

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

Таблица 13

NN п/п	Наименование	Источники финансирования	Стоимость строительства, млн руб.
1.	ГЭСкаскада Зарамагских ГЭС на р. Ардон	Инвестиционная программа ОАО "РусГидро"	19 708,88, в том числе: ФБ - 9 055,26 ОАО "РусГидро" - 10 653,620
2.	МГЭС "Кубусская" на р. Танадон	Федеральный бюджет и Инвестиционная программа ОАО "РусГидро"	3 747,28, в том числе: ФБ - 1 178,6 ОАО "РусГидро" - 2 568,68
3.	Мини-ТЭЦ на базе котельной Республиканской клинической больницы	ОАО "Владикавказские тепловые сети"	70,0
4.	Увеличение мощности в результате модернизации	Инвестиционная программа ОАО "РусГидро"	не определена
	Итого:		23 526,16
	Федеральный бюджет		10 233,86
	ОАО "РусГидро"		13 222,30
	ОАО "Владтеплосети"		70,0

9. Анализ рисков реализации Подпрограммы и описание мер управления рисками реализации Подпрограммы

Реализация Подпрограммы подвержена влиянию следующих групп рисков:

возникновения террористических угроз, крупных стихийных бедствий (землетрясений, селей), которые могут негативно сказаться на результатах реализации мероприятий Подпрограммы, привлечении в регион инвестиций частных инвесторов;

минимизация влияния данных рисков возможна за счет реализации мер по предупреждению террористической угрозы и угрозы стихийных бедствий, предотвращению чрезвычайных ситуаций, пресечению правомерными действиями деятельности преступных бандформирований и укреплению общественной безопасности в Республике Северная Осетия-Алания;

прекращения или недостаточного финансирования мероприятий подпрограммы.

Важнейшим фактором снижения данного риска является эффективное планирование, обеспечение реализуемых мероприятий необходимой обосновывающей документацией, обеспечение мер государственной поддержки в рамках действующего законодательства и исполнение Российской Федерацией обязательств по финансированию.

10. Ожидаемый эффект от реализации Подпрограммы

Реализация мероприятий, предусмотренных Подпрограммой, обеспечит:

сокращение дефицита электроэнергии с 80% до 52% в 2019 году;

покрытие потребности в мощности 95% в 2018 году;

обеспечение устойчивого электроснабжения удаленных населенных пунктов горной местности Дигорского, Алагирского и Ирафского районов республики;

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

создание условий для бескризисного преодоления нарушений электроснабжения региона;

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

обеспечение занятости населения - создание около 400 рабочих мест;

налоговые отчисления в бюджет двух уровней свыше 1 000 млн рублей в год.

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

Именно это и стало основой для разработки Подпрограммы, которая сочетается с требованиями и положениями Инвестиционной программы ОАО "РусГидро", Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы, Генеральной схемы размещения объектов энергетики на период до 2020 года, Федеральной целевой программы "Юг России на 2008 - 2013 годы", государственной программой Российской Федерации "Развитие Северо-Кавказского федерального округа на период до 2025 года" и повышает надежность электроснабжения не только действующего хозяйствующего комплекса и населения, но и вводимых объектов экономики республики.

Приложение 5

к Схеме и программе перспективного

развития электроэнергетики Республики

Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы

Баланс
нагрузок по СОФ ОАО "МРСК СК" в режимный день 20 июня 2012 г.

N п.п	Наименование ПС	N в схеме СКЭ	N в схеме ОДУ	U	04-00				U	10-00				U	22-00
				Кв	Потребление		Генерация		Кв	Потребление		Генерация		Кв	Потребление		Генерация
					РмВт	QмВр	РмВт	QмВр		РмВт	QмВр	РмВт	QмВр		РмВт	QмВр	РмВт	QмВр
	ш.330	10		339					337					335
	ш.110	153		118					113					116
	АТ-301-Н	66
	АТ-302-Н
	АТ-101	94
	АТ-102			10,0	0,1	0,1			10,0	0,3	0,1			10,0	0,2	0,1
	пол.РПН			/7					/11					/9
	*
1.	Моздок-330 1сш		21523	118	0,0	0,0			113	0,0	0,0			116	0,0	0,0
1.	Моздок-330 2сш		21524	118	0,1	0,1			113	0,3	0,1			116	0,2	0,1
	ш.330	6		345					340					342
	ш.110	146		118					115					116
	АТ-303-Н	75
	АТ-304-Н	77
	АТ-101	35
	АТ-102	36
	пол.РПН			6/6					6/6					6/6
	*
2.	Владикавказ-500 1сш		21520	118	0,0	0,0		0,0	115	0,0	0,0		0,0	116	0,0	0,0		0,0
2.	Владикавказ-500 2сш		21521	118	0,0	0,0		0,0	115	0,0	0,0		0,0	116	0,0	0,0		0,0
	ш.330	5		340					333					334
	ш.110	145		117					115					116
	АТ-301-Н	49
	АТ-303-Н	74
	АТ-101	73
	АТ-102	30
	СК-2	30
	пол.РПН			6/6					6/6					6/6
	*
3.	Владикавказ-2 1сш		21504	117	0,0	0,0		0,0	115	0,0	0,0		0,0	116	0,0	0,0		0,0
3.	Владикавказ-2 2сш		21505	117	0,0	0,0		0,0	115	0,0	0,0		0,0	116	0,0	0,0		0,0
	ш.110	101		113					110					112
	Н-Т-1	111
	Т-31
	Т-61	301		6,3	0,2	0,2			6,3	1	0,5			6,3	2	0,8
	пол.РПН			7					7					7
	*
4.	Мизур		21649	113	0,2	0,2		0,0	110	1,0	0,5		0,0	112	2,0	0,8		0,0
	Ш.110	102		113					113					113
	Т-61			6,2	0,7	0,6			6,2	0,8	0,6			6,2	0,8	0,6
	Н-Т-2	121
	Т-32	201		37	0,3	0,2			36,5	0,3	0,2			36,5	0,3	0,2
	Т-62	302
	пол.РПН			9					9					9
	*
	Нузал 1с		21660	113	0,7	0,6			113	0,8	0,6			113	0,8	0,6
	Нузал 2с		21661	113	0,3	0,2			113	0,3	0,2			113	0,3	0,2
5.	Нузал		21660	113	1,0	0,8		0,0	113	1,1	0,8		0,0	113	1,1	0,8		0,0
6.	Штольня
	ш.110	103		113	0,3	0,1			113	0,3	0,1			113	0,3	0,2
	Т-61	439
	пол.РПН
	*
6.	Штольня		21655	113	0,3	0,1		0,0	113	0,3	0,1		0,0	113	0,3	0,2		0,0
	Ш.110	104		114					114					114
	Н-Т-1	124
	Н-Т-2
	Т-31	613		35,5	0,2	0,1			35,5	0,1	0			35,5	0,2	0,1
	Т-32
	Т-61	440		6,4	0,1	0,1			6,4	0,2	0,1			6,4	0,2	0,1
	Т-62
	пол.РПН			9					9					9
	*
7.	Зарамаг		21556	114	0,3	0,2		0,0	114	0,3	0,1		0,0	114	0,4	0,2		0,0
	Ш.110	105		116,5					115,9					115,8
	Т-61	307		6,3	0,7	0,6			6,3	0,9	0,6			6,4	1,1	0,6
	Т-62
	пол.РПН			8					8					8
	*
	Фиагдон 1с		21657	116,5	0,7	0,6			115,9	0,9	0,6			115,8	1,1	0,6
	Фиагдон 2с		21658	116,5	0,0	0,0			115,9	0,0	0,0			115,8	0,0	0,0
8.	Фиагдон		21657	116,5	0,7	0,6		0,0	115,9	0,9	0,6		0,0	115,8	1,1	0,6		0,0
	ш.110	106		116,5					116					116
	Н-Т-1	149
	Т-31	626
	Т-61	308		6,4	0,1	0,1			6,4	0,2	0,1			6,4	0,3	0,1
	пол.РПН			7					7					7
	*
	Кармадон 1с		21552	116,5	0,1	0,1			116	0,2	0,1			116	0,3	0,1
	Кармадон 2с		21553	116,5					116					116
9.	Кармадон		21552	116,5	0,1	0,1		0,0	116	0,2	0,1		0,0	116	0,3	0,1		0,0
	ш.110	108		115					115					114
	Н-Т-1	283
	Н-Т-2
	Т-31	284		38	4	3,4			38	4,6	3,5			37	4,6	3,3
	Т-32	288
	Т-61	397		6,5	1,9	1,3			6,3	3,2	1,7			6,4	3,7	1,5
	Т-62
	пол.РПН			10/10					10/10					10/10
	*
	Юго-Западная 1с		21549	115	5,9	4,7			115	7,8	5,2			114	8,3	4,8
	Юго-Западная 2с		21550	115	0,0	0,0			115	0,0	0,0			114	0,0	0,0
10.	Юго-Западная		21549	115	5,9	4,7		0,0	115	7,8	5,2		0,0	114	8,3	4,8		0,0
	ш.110 Т-1	109		114,0					114,0					114,0
	ш.110 Т-2	110
	Т-61	312		6,4	2,3	1,6			6,3	4,2	1,9			6,3	4,2	1,8
	Т-62	315		6,5	2,4	1,0			6,5	3,9	1,2			6,4	4,3	1,2
	пол.РПН			8/					8/					8/
	*
11.	Западная Т-1		21559	114,0	2,3	1,6			114,0	4,2	1,9			114,0	4,2	1,8
11.	Западная Т-2		21561	0,0	2,4	1,0			0,0	3,9	1,2			0,0	4,3	1,2
12.	Алагир
	Ш.110	112		116,0					115,0					115,0
	Т-61			6,5	2,4	2,0			6,3	3,3	2,3			6,3	4,0	2,0
	Т-62	316
	пол.РПН			/9					/9					/9
	*
	Алагир 1с		21542	116,0	2,4	2,0			115,0	3,3	2,3			115,0	4,0	2,0
	Алагир 2с		21543	116,0	0,0	0,0			115,0	0,0	0,0			115,0	0,0	0,0
12.	Алагир		21542	116,0	0,0	0,0		0,0	115,0	0,0	0,0		0,0	115,0	0,0	0,0		0,0
	ш.110	113		117,0					115,0					115,0
	Т-61
	Т-62	317		6,2	2,8	1,8			6,0	4,5	2,7			6,1	4,3	2,0
	пол.РПН			9/10					9/10					9/10
	*
	Янтарь 1с		21527	117,0					115,0					115,0
	Янтарь 2с		21528	117,0	2,8	1,8			115,0	4,5	2,7			115,0	4,3	2,0
13.	Янтарь		21527	117,0	2,8	1,8		0,0	115,0	4,5	2,7		0,0	115,0	4,3	2,0		0,0
	ш.110 Т-1	116		117,0					115,2					115,7
	ш.110 Т-2	114
	Т-61	320		6,4	4,6	3,1			6,3	7,1	3,7			6,3	8,5	3,6
	Т-63	318			2,0	1,5				2,3	1,3				4,0	1,8
	пол.РПН			9/4/9					9/4/9					9/4/9
	*
	С-Западная 1с		21563	117,0	4,6	3,1			115,2	7,1	3,7			115,7	8,5	3,6
	С-Западная 2с		21564	0,0	2,0	1,5			0,0	2,3	1,3			0,0	4,0	1,8
14.	С-Западная		21563	0,0	6,6	4,6		0,0	0,0	9,4	5,0		0,0	0,0	12,5	5,4		0,0
15.	ЦРП
	ш.110 Т-1	117
	ш.110 Т-2	115
	Т-61	321		6,3	3,4	2,2			6,4	5,8	2,4			6,2	5,9	2,4
	Т-62	319		6,3	2,4	1,6			6,4	4,5	1,9			6,2	4,4	1,8
	пол.РПН			8/9					8/9					8/9
	*
15.	ЦРП Т-1		21567	0,0	3,4	2,2			0,0	5,8	2,4			0,0	5,9	2,4
15.	ЦРП Т-2		21570	0,0	2,4	1,6			0,0	4,5	1,9			0,0	4,4	1,8
	Ш.110 I сш	118		117,0					114,9					115,0
	Ш.110 II сш
	Н-Т-1	122
	Н-Т-3
	Т-31	204
	Т-33
	Т-61	324		6,4	5,9	3,0			6,3	10,0	4,9			6,3	10,1	5,1
	Т-62
	Т-63
	пол.РПН			10/4					10/4					10/4
	*
16.	Владикавказ-1		21508	117,0	5,9	3,0		0,0	114,9	10,0	4,9		0,0	115,0	10,1	5,1		0,0
	ш.110 Т-1	120
	ш.110 Т-2	119
	Т-61	327		6,2					6,0					6,0
	Т-62	326		6,3	7,0	4,1			6,2	5,0	3,1			6,2	7,0	3,8
	пол.РПН			9					9					9
	*
17.	Э-Цинк-1 Т-1		21572	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
17.	Э-Цинк-1 Т-2		21573	0,0	7,0	4,1			0,0	5,0	3,1			0,0	7,0	3,8
	ш.110 Т-1	21
	ш.110 Т-2	22
	Т-61	28		6,0	30,0	16,5			5,9	29,0	17,0			6,0	29,0	16,3
	Т-62	29		6,3	24,0	15,0			6,2	26,0	18,0			6,2	22,0	13,7
	пол.РПН
	*
18.	Э-Цинк-2 Т-1		21575	0,0	30,0	16,5			0,0	29,0	17,0			0,0	29,0	16,3
18.	Э-Цинк-2 Т-2		21574	0,0	24,0	15,0			0,0	26,0	18,0			0,0	22,0	13,7
	ш.110	123
	Н-Т-1	212
	Н-Т-2	210
	Т-31	213		36,6	3,2	2,7			36,3	3,7	2,9			36,3	4,6	2,8
	Т-32	211
	Т-61			6,2	2,3	1,7			6,2	3,2	1,8			6,2	4,4	1,9
	Т-62	423
	пол.РПН			5/10					5/10					5/10
	*
19.	Карца		21651	0,0	5,5	4,4		0,0	0,0	6,9	4,7		0,0	0,0	9,0	4,7		0,0
	Ш.110	125		116,0					116,0					117,0
	Т-61			6,7	3,3	3,8			6,6	6,5	6,8			6,7	4,6	4,9
	Т-62	405
	пол.РПН			7/13					7/13					7/13
	*
	РП-110 1с		21512		3,3	3,8				6,5	6,8				4,6	4,9
	РП-110 2с		21513		0,0	0,0				0,0	0,0				0,0	0,0
20.	РП-110		21512	116,0	3,3	3,8		0,0	116,0	6,5	6,8		0,0	117,0	4,6	4,9		0,0
	ш.110 Т-1	126
	ш.110 Т-2	127
	Т-61	333			0,0	0,0				0,0	0,0				0,0	0,0
	Т-62	334			0,0	0,0				0,0	0,0				0,0	0,0
	пол.РПН
	*
21.	Победит Т-1		21690	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
21.	Победит Т-2		21691	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
	ш.110 Т-1	129
	ш.110 Т-2	136
	Т-61	335		6,2	0,4	0,3			6,3	0,8	0,6			6,3	0,7	0,4
	Т-62	336		6,3	2,1	1,6			6,3	2,5	1,8			6,3	2,4	1,6
	пол.РПН			7/4					7/4					7/4
	*
22.	С-Восточная Т-1		21681	0,0	0,4	0,3			0,0	0,8	0,6			0,0	0,7	0,4
22.	С-Восточная Т-2		21682	0,0	2,1	1,6			0,0	2,5	1,8			0,0	2,4	1,6
	Ш.110	137
	Т-61
	T-62	442		6,5	1,0	1,0			6,3	1,5	1,4			6,3	1,9	1,1
	пол.РПН			2					2					2
	*
23.	АЗС		21590	0,0	1,0	1,0		0,0	0,0	1,5	1,4		0,0	0,0	1,9	1,1		0,0
	Ш.110	138		115,0					113,0					113,0
	Н-Т-1	277
	Н-Т-2	221
	Т-31	222		36,3	4,0	3,4			35,5	4,6	3,7			35,7	6,5	3,4
	Т-32
	Т-101	345		10,4	3,6	1,2			10,1	4,4	1,8			10,2	5,4	2,0
	Т-102	406
	пол.РПН			8/11					8/11					8/11
	*
	Ардон 1с		21535	115,0	7,6	4,6			113,0	9,0	5,5			113,0	11,9	5,4
	Ардон 2с		21536	115,0	0,0	0,0			113,0	0,0	0,0			113,0	0,0	0,0
24.	Ардон		21535	115,0	7,6	4,6		0,0	113,0	9,0	5,5		0,0	113,0	11,9	5,4		0,0
	Ш.110	139		118,0					115,0					116,0
	Н-Т-1
	Н-Т-2	156
	Т-31			35,0					35,0					34,9
	Т-32	229
	Т-101			10,6	0,9	0,8			10,3	1,1	0,9			10,4	1,6	0,9
	Т-102	360
	пол.РПН			9					9					9
	*
25.	Змейская		21592	118,0	0,9	0,8		0,0	115,0	1,1	0,9		0,0	116,0	1,6	0,9		0,0
	Ш.110	140		115,0					114,0					114,5
	Н-Т-1
	Н-Т-2	232
	Т-31
	Т-32	233		37,0	1,0	1,0			37,2	1,0	0,8			37,2	1,6	0,9
	Т-101
	Т-102	354		10,6	2,6	2,3			10,4	2,6	2,3			10,4	3,5	2,2
	*РПН			6/11					6/11					6/11
26.	Дигора		21595	115,0	3,6	3,3		0,0	114,0	3,6	3,1		0,0	114,5	5,1	3,1		0,0
	ш.110 Т-1	147
	Н-Т-1	252
	Т-31	253		35,0	1,5	1,0			35,0	1,4	1,1			35,0	2,7	1,1
	Т-61	369		6,0	1,4	1,1			6,0	1,6	1,1			6,0	2,7	1,3
	пол.РПН
	*
27.	Ольгинская Т-1		21669	0,0	2,9	2,1		0,0	0,0	3,0	2,2		0,0	0,0	5,4	2,4		0,0
27.	Ольгинская Т-2		21668	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0		0,0
	Ш.110	142
	Н-Т-2	236
	Т-32	238		36,4	3,1	2,9			36,0	3,2	2,9			35,5	3,2	2,8
	Т-62	357		6,2	2,1	0,4			6,2	3,1	0,6			6,2	4,1	1,0
	пол.РПН			9/9					9/9					9/9
	*
28.	Ногир		21598	0,0	5,2	3,3		0,0	0,0	6,3	3,5		0,0	0,0	7,3	3,8		0,0
	Ш.110	143		117,4					115,2					115,8
	Н-Т-1	298
	Н-Т-2	240
	Т-31	241		38,0	1,1	1,4			36,5	1,0	1,3			37,0	0,9	1,1
	Т-32
	Т-61	362
	Т-62	361		6,2	2,7	2,5			6,1	4,1	3,1			6,1	4,5	2,5
	*РПН			8/7					8/7					8/7
	Беслан 1с		21529	117,4	1,1	1,4			115,2	1,0	1,3			115,8	0,9	1,1
	Беслан 2с		21530		2,7	2,5				4,1	3,1				4,5	2,5
29.	Беслан		21529	117,4	3,8	3,9		0,0	115,2	5,1	4,4		0,0	115,8	5,4	3,6		0,0
	Ш.110	144		103,0					103,0					103,0
	Н-Т-1
	Н-Т-2	158
	Т21
	Т-22	249		27,5	0,6	0,0			27,5	2,2	1,1			27,5	1,1	0,0
	Т-61
	Т-62	392		6,2	3,4	2,9			6,2	3,6	2,7			6,2	3,9	2,7
	*
30.	Беслан-тяговая		21601	103,0	4,0	2,9		0,0	103,0	5,8	3,8		0,0	103,0	5,0	2,7		0,0
	Ш.110	148		117,0					115,0					115,0
	Н-Т-1	256
	Н-Т-2
	Т-31	257
	Т-32			36,6	1,4	1,3			35,8	1,3	1,0			35,8	2,4	1,4
	Т-61	372
	Т-62			6,2	3,1	2,6			6,1	3,7	2,7			6,1	3,8	2,6
	пол.РПН			7/8					7/8					7/8
	*
31.	Беслан-Северная		21604	117,0	4,5	3,9		0,0	115,0	5,0	3,7		0,0	115,0	6,2	4,0		0,0
	Ш.110	150		114,0					114,0					115,0
	Н-Т-1	159
	Н-Т-2
	Т-31	258
	Т-32			36,0	0,8	0,6			36,0	0,9	0,6			36,0	1,0	0,6
	Т-61	375			2,5	1,8				2,8	1,8				3,1	2,0
	Т-62			6,4	0,4	0,2			6,5	0,4	0,2			6,5	0,6	0,3
	* РПН			3/-					3/-					3/-
32.	Предмостная		21607	114,0	3,7	2,6		0,0	114,0	4,1	2,6		0,0	115,0	4,7	2,9		0,0
	Ш.110	152		119,0					113,5					116,0
	Н-Т-1	160
	Н-Т-2	166
	Т-31	261		36,0	0,2	0,1			34,5	0,2	0,1			35,2	0,2	0,1
	Т-32	260		36,0	1,1	1,0			34,5	1,2	0,9			35,2	1,2	0,9
	Т-61	378		6,4	2,2	1,1			6,1	3,6	1,2			6,2	3,5	1,0
	Т-62	379		6,4	1,3	0,5			6,1	2,3	1,0			6,2	2,3	0,9
	пол.РПН			2/3					2/3					2/3
	*
33.	Моздок-110		21610	119,0	4,8	2,7		0,0	113,5	7,3	3,2		0,0	116,0	7,2	2,9		0,0
	Ш.110	154
	Н-Т-1
	Н-Т-2	167
	Т-21			27,5	0,1	0,1			27,5	0,1	0,1			27,5	0,1	0,1
	Т-22	268
	Т-61			6,0	0,6	0,4			6,0	1,0	0,6			6,0	1,0	0,5
	Т-62	386
	пол.РПН			10					10					10
	*
34.	Моздок-тяговая Т-1		21615	0,0	0,7	0,5		0,0	0,0	1,1	0,7		0,0	0,0	1,1	0,6		0,0
34.	Моздок-тяговая Т-2		21614	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0		0,0
	Ш.110	155		120,0					115,0					117,0
	Н-Т-1	270
	Н-Т-2
	Т-31	271		36,9					35,4					36,0
	Т-32
	Т-101	387		10,5	0,3	0,1			10,2	0,3	0,1			10,4	0,4	0,2
	Т-102
	пол.РПН			2/5					2/5					2/5
	*
35.	Терек		21617	120,0	0,3	0,1		0,0	115,0	0,3	0,1		0,0	117,0	0,4	0,2		0,0
	ш.110	157
	Т-101	452			0,3	0,2				0,3	0,2				0,3	0,2
	пол.РПН
	*
36.	Мичурино		21619	0,0	0,3	0,2		0,0	0,0	0,3	0,2		0,0	0,0	0,3	0,2		0,0
	Ш.110	161
	Т-61	420			0,1	0,1				0,2	0,2				0,1	0,1
	Т-62
	пол.РПН
	*
37.	Исток		21621	0,0	0,1	0,1		0,0	0,0	0,2	0,2		0,0	0,0	0,1	0,1		0,0
	Ш.110	162
	Н-Т-1	607
	Т-31	608		36,0	0,4	0,2			36,0	0,4	0,2			36,0	0,5	0,2
	T-61	446		6,3	0,1	0,1			6,2	0,2	0,1			6,2	0,2	0,1
	пол.РПН
	*
38.	В.Згид		21675	0,0	0,5	0,3	0,0	0,0	0,0	0,6	0,3	0,0	0,0	0,0	0,7	0,3	0,0	0,0
	ш.110	163
	T-101	441			0,5	0,5				0,4	0,3				0,6	0,5
	пол.РПН
	*
39.	С-Портал		21624	0,0	0,5	0,5		0,0	0,0	0,4	0,3		0,0	0,0	0,6	0,5		0,0
	Ш.110	164
	Т-61	422		6,2	1,8	1,2			6,1	2,5	1,3			6,1	3,2	1,2
	пол.РПН			3					3					3
	*
40.	Восточная		21626	0,0	1,8	1,2		0,0	0,0	2,5	1,3		0,0	0,0	3,2	1,2		0,0
	Ш.110	165		118,0					114,0					115,0
	Т-101			10,7					10,4					10,5
	Т-102	393		10,7	0,5	0,3			10,4	0,6	0,3			10,5	1,0	0,4
	пол.РПН			6/7					6/7					6/7
	*
41.	Терская		21628	118,0	0,5	0,3		0,0	114,0	0,6	0,3		0,0	115,0	1,0	0,4		0,0
	Ш.110	169
	Н-Т-1	285
	Т-31	286			2,5	1,2				2,3	1,1				2,9	1,4
	Т-101			10,5					10,5					10,5
	пол.РПН
	*
42.	Павлодольская		21631	0,0	2,5	1,2		0,0	0,0	2,3	1,1		0,0	0,0	2,9	1,4		0,0
	Ш.110	170
	Н-Т-1	168
	Т-31	289		36,2	0,6	0,4			36,0	0,7	0,4			36,0	1,1	0,5
	Т-101	344		10,7	0,3	0,3			10,4	0,7	0,6			10,4	0,4	0,3
	пол.РПН			2					2					2
	*
43.	Заманкул		21634	0,0	0,9	0,7		0,0	0,0	1,4	1,0		0,0	0,0	1,5	0,8		0,0
	Ш.110	171		117,4					114,9					115,5
	Т-101	399		10,8	1,2	0,6			10,1	1,4	0,7			10,2	1,9	0,8
	пол.РПН			8					8					8
	*
	Эльхотово 1с		21554	117,4	1,2	0,6			114,9	1,4	0,7			115,5	1,9	0,8
	Эльхотово 2с		21555
44.	Эльхотово		21554	117,4	1,2	0,6		0,0	114,9	1,4	0,7		0,0	115,5	1,9	0,8		0,0
	Ш.110	172		110,0					112,0					112,0
	Н-Т-1
	Н-Т-2	290
	Т-31			36,0	0,4	0,3			35,0	0,4	0,3			35,0	0,6	0,3
	Т-32	231
	Т-101			10,5	1,2	0,6			10,0	1,2	0,6			10,0	1,4	0,8
	Т-102	411
	пол.РПН			9					9					9
	*
45.	Чикола		21637	110,0	1,6	0,9		0,0	112,0	1,6	0,9		0,0	112,0	2,0	1,1		0,0
46.	Унал
	Ш.110	173
	Т-61	450		7,2	0,1	0,1			7,0	0,2	0,1			7,2	0,2	0,1
	пол.РПН
	*
46.	Унал		21640	0,0	0,1	0,1		0,0	0,0	0,2	0,1		0,0	0,0	0,2	0,1		0,0
	Ш.110	176		117,0					115,0					115,0
	Т-101 Н-Т-1	414		10,7	1,6	1,2			10,6	2,6	1,5			10,7	3,5	1,4
		413		10,7	0,0	0,0			10,6	0,0	0,0			10,7	0,0	0,0
		415		6,4	2,2	1,5			6,3	3,6	1,6			6,4	4,8	1,8
				6,4	2,4	1,6			6,3	4,0	1,7			6,4	5,1	4,9
				9/8					9/8					9/8
	пол.РПН
47.	Левобережная		21643	117,0	4,6	3,1			115,0	10,2	4,8			115,0	13,4	8,1
	Ш.110	178		118,0					116,0					116,0
	Т-101	419		10,6	0,9	0,8			10,5	0,7	0,5			10,4	1,2	0,8
	пол.РПН			8					8					8
	*
48.	Дзуарикау		21646	118,0	0,9	0,8		0,0	116,0	0,7	0,5		0,0	116,0	1,2	0,8		0,0
	Ш.110	181			0,3	0,6				0,4	0,6				0,3	0,6
49.	Бор		21665	0,0	0,3	0,6		0,0	0,0	0,4	0,6		0,0	0,0	0,3	0,6		0,0
	Ш.110
	Т-61				0,2	0,1				0,2	0,1				0,3	0,1
	пол.РПН
	*
50.	Нар		21695	0,0	0,2	0,1		0,0	0,0	0,2	0,1		0,0	0,0	0,3	0,1		0,0
	Потр ОАО СКЭ				175,1	116,9				219,2	133,8				240,0	128,9
1.	Эзминская ГЭС
	Ш.110	132		118,4					116,8					117,5
	Т-101	338		11,0	0,7	0,4	30,8	7,1	11,1	0,6	0,4	30,9	9,4	10,9	0,9	0,4	30,6	6,2
	Т-102	342		11,1	0,3	0,3	14,0	3,2	11,2	0,2	0,2	14,0	4,7	10,9	0,4	0,4	14,0	2,0
	пол.РПН			4/11					4/11					4/11
	*
	Эзминская ГЭС 1с		21538		0,7	0,4	30,8	7,1		0,6	0,4	30,9	9,4		0,9	0,4	30,6	6,2
	Эзминская ГЭС 2с		21537		0,3	0,3	14,0	3,2		0,2	0,2	14,0	4,7		0,4	0,4	14,0	2,0
	Эзминская ГЭС	ИТОГО:	21538	118,4	1,0	0,7	44,8	10,3	116,8	0,8	0,6	44,9	14,1	117,5	1,3	0,8	44,6	8,2
2.	ГизГЭС
	ш.110	107		119,0					117,0					119,0
	Т-61 N 3	309
	Т-62 N 2	310		6,4	0,4	0,3	12,5	3,2	6,4	0,4	0,3	13,2	5,1	6,6	0,4	0,3	14,9	6,8
	Т-63 N 1	311
	пол.РПН			3					3					3
	*
	ГизГЭС	ИТОГО:	21545	119,0	0,4	0,3	12,5	3,2	117,0	0,4	0,3	13,2	5,1	119,0	0,4	0,3	14,9	6,8
3.	Дзау ГЭС
	ш.110 Т-1	131
	ш.110 Т-2	134
	Н-Т-1	214
	Н-Т-2	215
	Т-31	216
	Т-32	217		36,4	4,9	3,3			36,1	7,2	4,3			36,4	7,0	4,0
	Т-61	337
	Т-62	339		6,4	3,1	1,9	8,5	2,6	6,3	3,7	1,6	8,6	2,9	6,4	4,4	1,0	8,8	2,4
	пол.РПН			6/14					6/14					6/14
	Дзау ГЭС 1сш	Итого:	21688	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
	Дзау ГЭС 2сш	Итого:	21687	0,0	8,0	5,2	8,5	2,6	0,0	10,9	5,9	8,6	2,9	0,0	11,4	5,0	8,8	2,4
4	Гол Зар ГЭС
	ш.110			116,0					115,4					114,9
	Т-1			9,5	0,1	0,1	10,6	-12,2	10,0	0,1	0,1	10,1	-4,1	12,7	0,1	0,1	7,8	-3,6
	пол.РПН			3					3					3
	*
	Гол Зар ГЭС	Итого:	21557	116,0	0,1	0,1	10,6	-12,2	115,4	0,1	0,1	10,1	-4,1	114,9	0,1	0,1	7,8	-3,6
	Павлодольская ГЭС						1,6	0,3				1,6	0,3				1,6	0,3
	Сумма ГЭС				9,4	6,2	78,0	16,4		12,1	6,8	78,4	22,4		13,1	6,1	77,7	14,1
	ПЕРЕТ с сет РАО
1	НГРЭС Л-504	10532			122,1	30,0				120,1	30,0				141,2	31,0
2	Прохл-2 Л-330-05	10540			134,4	85,0				104,3	50,0				139,5	69,0
3	Чирюрт Л-330-06/07	10532			-104,3	24,0				-17,2	40,0				-7,9	38,0
	ИТОГО:				152,2	139,0		0,0		207,2	120,0		0,0		272,8	138,0		0,0
	М-330
	АТ-1
	АТ-2				25,2	18,0				28,4	2,0				42,8	20,0
	В-2
	АТ-1				25,4	25,0				41,1	30,0				54,1	30,0
	АТ-3				24,7	30,0				40,7	30,0				53,8	50,0
	СК-2
	В-500
	АТ-3				35,0	40,0				44,4	35,0				57,1	35,0
	АТ-4				38,9	45,0				48,6	45,0				62,0	45,0
	ИТОГО:				149,2	158,0				203,2	142,0				269,8	180,0
	Перет с сосед АО
	СКЭ-КБЭ
1	Лескен Л-5	10592			32,4	1,9				25,2	0,8				31,3	0,9
2	Екатерин Л-89	10617			15,0	2,4				12,6	11,3				18,0	2,5
3	Муртазово Л-209	10554
	ИТОГО:				47,4	4,3		0,0		37,8	12,1		0,0		49,3	3,4		0,0
	СКЭ-СЭ
1	Троицкая Л-158	10523			0,5	-0,6				-1,7	1,1				-2,1	-1,5
	СКЭ-НурЭ
1	Ищерская Л-120	10523			-14,8	-5,0				-11,4	-0,6				-20,0	-8,0
	Ищерская Л-129				-14,8	-6,0				-11,4	-0,2				-19,7	-7,0
	ИТОГО:				-29,6	-11,0				-22,8	-0,8				-39,7	-15,0
	СКЭ-ИЭ
1	ВЛ-448+ВЛ-491	10504			-2,0	-1,0				-2,0	-1,0				-2,0	-1,0
2	О.Назрань Л-12	10520			-23,5	-21,0				-24,9	-23,0				-40,3	-25,0
3	О.Назрань Л-13	10520			-21,4	-16,0				-22,5	-17,0				-36,2	-18,0
4	Л-203				0,0	0,0				0,0	0,0				-7,1	-3,0
5	Ю-Западная Л-150	10520			-5,2	-3,0				-5,0	-3,0				-0,8	0,0
6	Магас Л-151	10520			-7,3	-3,0				-6,8	-3,0				-11,0	-4,0
	ИТОГО:				-59,4	-44,0				-61,2	-47,0				-97,4	-51,0
	СКЭ-Грузия				-6,9	1,4				-10,0	0,9				-13,1	0,6
	Сальдо пер СКЭ				101,2	108,1				145,3	228,3				166,8	254,5
	Всего:				179,2	124,5				223,7	250,7				244,5	268,6

Приложение 7

к Схеме и программе перспективного

развития электроэнергетики Республики

Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы

Баланс
нагрузок по СОФ ОАО "МРСК СК" в режимный день 19 декабря 2012 г.

N п.п	Наименование ПС	N в схеме СКЭ	N в схеме ОДУ	U	04-00				U	10-00				U	22-00
				Кв	Потребление		Генерация		Кв	Потребление		Генерация		Кв	Потребление		Генерация
					РмВт	QмВр	РмВт	QмВр		РмВт	QмВр	РмВт	QмВр		РмВт	QмВр	РмВт	QмВр
	ш.330	10		338					330					330
	ш.110	153		118					115					115
	АТ-301-Н	66
	АТ-302-Н
	АТ-101	94		10,0	0,3	0,1			10,0	0,3	0,1			10,0	0,3	0,1
	АТ-102
	пол.РПН			6/6					6/6					6/6
	*
1.	Моздок-330 1сш		21523	118	0,3	0,1			115	0,3	0,1			115	0,3	0,1
1.	Моздок-330 2сш		21524	118	0,0	0,0			115	0,0	0,0			115	0,0	0,0
	ш.330	6		335					330					325
	ш.110	146		115					114					112
	АТ-303-Н	75
	АТ-304-Н	77
	АТ-101	35		10,5					10,5					10,5
	АТ-102	36
	пол.РПН			5/5					5/5					5/5
	*
2.	Владикавказ-500 1сш		21520	115	0,0	0,0		0,0	114	0,0	0,0		0,0	112	0,0	0,0		0,0
2.	Владикавказ-500 2сш		21521	115	0,0	0,0		0,0	114	0,0	0,0		0,0	112	0,0	0,0		0,0
	ш.330	5		334					328					328
	ш.110	145		115					113					112
	АТ-301-Н	49
	АТ-303-Н	74
	АТ-101	73		10,5					10,4					10,4
	АТ-102	30
	СК-2	30						2,0					30,0					30,0
	пол.РПН			6/6					6/6					6/6
	*
3.	Владикавказ-2 1сш		21504	115	0,0	0,0		0,0	113	0,0	0,0		0,0	112	0,0	0,0		0,0
3.	Владикавказ-2 2сш		21505	115	0,0	0,0		0,0	113	0,0	0,0		0,0	112	0,0	0,0		0,0
	ш.110	101
	Н-Т-1	111
	Т-31
	Т-61	301		6	2,1	0,5			5,9	2,5	0,5			6,2	2,6	0,5
	пол.РПН			9					9					10
	*
4.	Мизур		21649	0	2,1	0,5		0,0	0	2,5	0,5		0,0	0	2,6	0,5		0,0
	Ш.110	102		109					106					105
	Т-61			6,1					5,9					6,1
	Н- Т-2	121
	Т-32	201		36	1,1	0,2			35	1,1	0,2			34	1	0,1
	Т-62	302			1,9	0,6				2,0	0,7				1,5	0,6
	пол.РПН			9					9					11
	*
	Нузал 1с		21660	109	0,0	0,0			106	0,0	0,0			105	0,0	0,0
	Нузал 2с		21661	109	3,0	0,8			106	3,1	0,9			105	2,5	0,7
5.	Нузал		21660	109	3,0	0,8		0,0	106	3,1	0,9		0,0	105	2,5	0,7		0,0
6.	Штольня
	ш.110	103		110	0,3	0,1			107	0,5	0,1			107	0,4	0,1
	Т-61	439
	пол.РПН
	*
6.	Штольня		21655	110	0,3	0,1		0,0	107	0,5	0,1		0,0	107	0,4	0,1		0,0
	Ш.110	104		115					108					108
	Н-Т-1	124
	Н-Т-2
	Т-31	613		35	0,3	0,1			33	0,2	0,1			33	0,2	0,1
	Т-32
	Т-61	440		6	0,3	0,1			5,9	0,3	0,1			5,9	0,3	0,1
	Т-62
	пол.РПН			-/5					-/5					-/5
	*
7.	Зарамаг		21556	115	0,6	0,2		0,0	108	0,5	0,2		0,0	108	0,5	0,2		0,0
	Ш.110	105		112					109,4					108,2
	Т-61	307		6	3,4	0,6			5,9	3,5	0,6			5,8	3,5	0,6
	Т-62
	пол.РПН			8					8					8
	*
	Фиагдон 1с		21657	112	3,4	0,6			109,4	3,5	0,6			108,2	3,5	0,6
	Фиагдон 2с		21658	112	0,0	0,0			109,4	0,0	0,0			108,2	0,0	0,0
8.	Фиагдон		21657	112	3,4	0,6		0,0	109,4	3,5	0,6		0,0	108,2	3,5	0,6		0,0
	ш.110	106		112					109,4					108,2
	Н-Т-1	149
	Т-31	626
	Т-61	308		6	0,5	0,1			5,9	0,5	0,1			5,8	0,5	0,1
	пол.РПН			7					7					7
	*
	Кармадон 1с		21552	112	0,5	0,1			109,4	0,5	0,1			108,2	0,5	0,1
	Кармадон 2с		21553	112					109,4					108,2
9.	Кармадон		21552	112	0,5	0,1		0,0	109,4	0,5	0,1		0,0	108,2	0,5	0,1		0,0
	ш.110	108		113					110,4					110
	Н-Т-1	283
	Н-Т-2
	Т-31	284		37	9,7	6,1			35,87	10,1	5,8			35,7	10,4	5,8
	Т-32	288		37					35,92					35,8
	Т-61	397		6,3	4,6	1,3			6,1	6,6	1,5			6,03	7,2	1,5
	Т-62			6,3					6,2					6,14
	пол.РПН			-/10					-/10					-/10
	*
	Юго-Западная 1с		21549	113	14,3	7,4			110,4	16,7	7,3			110	17,6	7,3
	Юго-Западная 2с		21550	113	0,0	0,0			110,4	0,0	0,0			110	0,0	0,0
10.	Юго-Западная		21549	113	14,3	7,4		0,0	110,4	16,7	7,3		0,0	110	17,6	7,3		0,0
	ш.110 Т-1	109		114,0					111,0					110,0
	ш.110 Т-2	110		113,0					109,0					109,0
	Т-61	312		6,3	3,5	1,2			6,1	5,8	1,4			6,1	6,2	1,3
	Т-62	315		6,4	4,8	1,0			6,2	7,1	1,1			6,2	7,1	1,2
	пол.РПН			8/4					8/4					8/4
	*
11.	Западная Т-1		21559	114,0	3,5	1,2			111,0	5,8	1,4			110,0	6,2	1,3
11.	Западная Т-2		21561	113,0	4,8	1,0			109,0	7,1	1,1			109,0	7,1	1,2
12.	Алагир
	Ш.110	112		114,0					110,0					109,0
	Т-61
	Т-62	316		6,5	5,4	2,0			6,2	6,4	2,1			6,1	7,2	2,0
	пол.РПН			11					11					11
	*
	Алагир 1с		21542	114,0	0,0	0,0			110,0	0,0	0,0			109,0	0,0	0,0
	Алагир 2с		21543	114,0	5,4	2,0			110,0	6,4	2,1			109,0	7,2	2,0
12.	Алагир		21542	114,0	5,4	2,0		0,0	110,0	6,4	2,1		0,0	109,0	7,2	2,0		0,0
	ш.110	113		115,0					113,0					113,0
	Т-61			6,2					6,0					6,0
	Т-62	317		6,1	4,7	1,9			6,0	6,8	2,4			6,0	7,0	2,1
	пол.РПН			9/10					9/10					9/10
	*
	Янтарь 1с		21527	115,0					113,0					113,0
	Янтарь 2с		21528	115,0	4,7	1,9			113,0	6,8	2,4			113,0	7,0	2,1
13.	Янтарь		21527	115,0	4,7	1,9		0,0	113,0	6,8	2,4		0,0	113,0	7,0	2,1		0,0
	ш.110 Т-1	116		116,0					115,0					112,0
	ш.110 Т-2	114		116,0					115,0					112,0
	Т-61	320		6,2	11,7	4,1			6,5	16,9	4,3			5,8	19,5	4,8
	Т-63	318		6,2					6,1					5,8
	пол.РПН			8/9					8/9					8/9
	*
	С-Западная 1с		21563	116,0	11,7	4,1			115,0	16,9	4,3			112,0	19,5	4,8
	С-Западная 2с		21564	116,0	0,0	0,0			115,0	0,0	0,0			112,0	0,0	0,0
14.	С-Западная		21563	116,0	11,7	4,1		0,0	115,0	16,9	4,3		0,0	112,0	19,5	4,8		0,0
15.	ЦРП
	ш.110 Т-1	117
	ш.110 Т-2	115
	Т-61	321		6,3	6,5	2,0			6,1	10,2	2,1			5,9	11,0	2,3
	Т-62	319		6,3	5,5	1,7			6,0	9,2	2,0			5,9	10,8	2,1
	пол.РПН
	*
15.	ЦРП Т-1		21567	0,0	6,5	2,0			0,0	10,2	2,1			0,0	11,0	2,3
15.	ЦРП Т-2		21570	0,0	5,5	1,7			0,0	9,2	2,0			0,0	10,8	2,1
	Ш.110 I сш	118		116,0					113,6					112,0
	Ш.110 II сш
	Н-Т-1	122
	Н-Т-3
	Т-31	204
	Т-33
	Т-61	324
	Т-62			6,5	6,5	2,6			6,4	11,0	3,5			6,3	10,4	3,2
	Т-63				5,0	1,8				7,5	2,1				8,2	2,1
	пол.РПН			9/4/-					9/4/-					9/4/-
	*
16.	Владикавказ-1		21508	116,0	11,5	4,4		0,0	113,6	18,5	5,6		0,0	112,0	18,6	5,3		0,0
	ш.110 Т-1	120
	ш.110 Т-2	119
	Т-61	327		6,1					5,9					5,8
	Т-62	326		6,3	3,0	2,2			6,1	5,0	2,7			6,1	3,3	2,0
	пол.РПН
	*
17.	Э-Цинк-1 Т-1		21572	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
17.	Э-Цинк-1 Т-2		21573	0,0	3,0	2,2			0,0	5,0	2,7			0,0	3,3	2,0
	ш.110 Т-1	21
	ш.110 Т-2	22
	Т-61	28		6,1	27,4	14,2			5,9	30,0	16,5			5,9	22,8	11,5
	Т-62	29		6,1	26,9	18,2			6,0	23,8	16,2			6,0	24,1	15,4
	пол.РПН
	*
18.	Э-Цинк-2 Т-1		21575	0,0	27,4	14,2			0,0	30,0	16,5			0,0	22,8	11,5
18.	Э-Цинк-2 Т-2		21574	0,0	26,9	18,2			0,0	23,8	16,2			0,0	24,1	15,4
	ш.110	123
	Н-Т-1	212
	Н-Т-2	210
	Т-31	213
	Т-32	211		36,2	4,3	2,3			36,2	5,1	2,3			36,0	5,6	2,3
	Т-61
	Т-62	423		6,3	4,3	1,7			6,2	5,6	1,7			6,1	6,3	1,8
	пол.РПН			5/10					5/10					5/10
	*
19.	Карца		21651	0,0	8,6	4,0		0,0	0,0	10,7	4,0		0,0	0,0	11,9	4,1		0,0
	Ш.110	125
	Т-61			6,4	4,3	3,4			6,4	7,5	5,0			6,4	6,4	4,2
	Т-62	405		6,2					6,0					6,1
	пол.РПН			-/13					-/13					-/13
	*
	РП-110 1с		21512		4,3	3,4				7,5	5,0				6,4	4,2
	РП-110 2с		21513		0,0	0,0				0,0	0,0				0,0	0,0
20.	РП-110		21512	0,0	4,3	3,4		0,0	0,0	7,5	5,0		0,0	0,0	6,4	4,2		0,0
	ш.110 Т-1	126
	ш.110 Т-2	127
	Т-61	333
	Т-62	334
	пол.РПН
	*
21.	Победит Т-1		21690	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
21.	Победит Т-2		21691	0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0			0,0	0,0	0,0
	ш.110 Т-1	129
	ш.110 Т-2	136
	Т-61	335		6,3	1,7	0,9			6,2	2,6	1,1			6,3	2,3	0,9
	Т-62	336		6,3	2,3	1,0			6,2	4,1	1,7			6,2	3,7	1,5
	пол.РПН			7/4					7/4					7/4
	*
22.	С-Восточная Т-1		21681	0,0	1,7	0,9			0,0	2,6	1,1			0,0	2,3	0,9
22.	С-Восточная Т-2		21682	0,0	2,3	1,0			0,0	4,1	1,7			0,0	3,7	1,5
	Ш.110	137
	Т-61
	T-62	442		6,5	2,2	0,8			6,1	2,8	1,1			6,1	2,9	0,8
	пол.РПН			/1					/1					/1
	*
23.	АЗС		21590	0,0	2,2	0,8		0,0	0,0	2,8	1,1		0,0	0,0	2,9	0,8		0,0
	Ш.110	138		113,0					112,5					112,5
	Н-Т-1	277
	Н-Т-2	221
	Т-31	222		37,5	2,8	1,7			37,3	3,0	1,5			37,4	3,3	1,4
	Т-32
	Т-101	345		10,6	5,7	2,6			10,5	7,2	3,0			10,4	7,4	3,2
	Т-102	406
	пол.РПН			10/11					10/11					10/11
	*
	Ардон 1с		21535	113,0	8,5	4,3			112,5	10,2	4,5			112,5	10,7	4,6
	Ардон 2с		21536	113,0	0,0	0,0			112,5	0,0	0,0			112,5	0,0	0,0
24.	Ардон		21535	113,0	8,5	4,3		0,0	112,5	10,2	4,5		0,0	112,5	10,7	4,6		0,0
	Ш.110	139		115,4					114,5					116,7
	Н-Т-1
	Н-Т-2	156
	Т-31
	Т-32	229		35,6					36,0					36,4
	Т-101
	Т-102	360		10,7	1,4	0,8			10,6	1,6	0,8			10,8	2,1	0,9
	пол.РПН			9					9					9
	*
25.	Змейская		21592	115,4	1,4	0,8		0,0	114,5	1,6	0,8		0,0	116,7	2,1	0,9		0,0
	Ш.110	140		114,7					112,0					112,7
	Н-Т-1
	Н-Т-2	232
	Т-31
	Т-32	233		37,2	2,3	1,1			36,0	2,5	1,0			36,3	2,9	1,0
	Т-101
	Т-102	354		10,5	3,4	2,0			10,3	3,7	1,8			10,5	4,1	1,8
	*РПН			11					11					11
26.	Дигора		21595	114,7	5,7	3,1		0,0	112,0	6,2	2,8		0,0	112,7	7,0	2,8		0,0
	ш.110 Т-1	147
	Н-Т-1	252
	Т-31	253			3,5	1,4			36,0	4,1	1,6			35,0	4,6	1,8
	Т-61	369			3,0	1,4			6,2	3,2	1,4			6,1	3,8	1,6
	пол.РПН			8					8					8
	*
27.	Ольгинская Т-1		21669	0,0	6,5	2,8		0,0	0,0	7,3	3,0		0,0	0,0	8,4	3,4		0,0
27.	Ольгинская Т-2		21668	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0		0,0
	Ш.110	142
	Н-Т-2	236
	Т-32	238		36,1	3,9	2,8			36,0	4,0	2,8			35,0	4,0	2,7
	Т-62	357		6,4	3,0	1,6			6,3	4,2	2,0			6,2	4,6	2,2
	пол.РПН			11/9					11/9					11/9
	*
28.	Ногир		21598	0,0	6,9	4,4		0,0	0,0	8,2	4,8		0,0	0,0	8,6	4,9		0,0
	Ш.110	143		115,6					110,5					109,1
	Н-Т-1	298
	Н-Т-2	240
	Т-31	241
	Т-32			38,5	7,1	5,4			37,0	8,1	4,9			36,7	9,3	5,4
	Т-61	362
	Т-62	361		6,5	5,5	3,2			6,3	7,5	3,8			6,2	7,7	3,4
	*РПН			12					12					12
	Беслан 1с		21529	115,6	0,0	0,0			110,5	0,0	0,0			109,1	0,0	0,0
	Беслан 2с		21530		12,6	8,6				15,6	8,7				17,0	8,8
29.	Беслан		21529	115,6	12,6	8,6		0,0	110,5	15,6	8,7		0,0	109,1	17,0	8,8		0,0
	Ш.110	144
	Н-Т-1
	Н-Т-2	158
	Т21
	Т-22	249		27,5	1,1	0,6			27,5	2,8	1,7			27,5	1,7	0,6
	Т-61
	Т-62	392		6,2	4,5	2,5			6,2	5,6	2,2			6,2	5,0	2,3
	*РПН			12					12					12
30.	Беслан-тяговая		21601	0,0	5,6	3,1		0,0	0,0	8,4	3,9		0,0	0,0	6,7	2,9		0,0
	Ш.110	148		115,0					111,0					112,0
	Н-Т-1	256
	Н-Т-2
	Т-31	257
	Т-32			37,2	2,6	1,5			36,1	2,8	1,4			36,2	3,6	1,4
	Т-61	372
	Т-62			6,3	4,1	2,7			6,1	4,9	2,7			6,1	4,8	2,6
	пол.РПН			7/10					7/10					7/10
	*
31.	Беслан-Северная		21604	115,0	6,7	4,2		0,0	111,0	7,7	4,1		0,0	112,0	8,4	4,0		0,0
	Ш.110	150		115,0					115,0					115,0
	Н-Т-1	159
	Н-Т-2
	Т-31	258		37,0	0,1	0,1			37,0	0,1	0,1			37,0	0,1	0,1
	Т-32
	Т-61	375		6,4	3,5	1,7			6,4	5,0	1,7			6,4	5,2	1,8
	Т-62
	* РПН			1/3					1/3					1/3
32.	Предмостная		21607	115,0	3,6	1,8		0,0	115,0	5,1	1,8		0,0	115,0	5,3	1,9		0,0
	Ш.110	152		118,0					115,0					115,0
	Н-Т-1	160
	Н-Т-2	166
	Т-31	261		37,0	0,3	0,3			36,0	0,5	0,3			35,0	0,3	0,2
	Т-32	260		37,0	1,1	0,9			36,0	1,2	0,8			35,0	1,1	0,9
	Т-61	378		6,4	2,7	1,3			6,3	4,1	1,4			6,3	4,3	1,3
	Т-62	379		6,4	3,2	1,6			6,3	4,7	1,8			6,3	4,8	1,8
	пол.РПН			2/4					2/4					2/4
	*
33.	Моздок-110		21610	118,0	7,3	4,1		0,0	115,0	10,5	4,3		0,0	115,0	10,5	4,2		0,0
	Ш.110	154		110,0					110,0					110,0
	Н-Т-1
	Н-Т-2	167
	Т-21
	Т-22	268		27,5	0,2	0,1			27,5	0,2	0,1			27,5	0,2	0,1
	Т-61
	Т-62	386		6,0	1,6	0,3			6,0	2,8	0,8			6,0	1,9	0,2
	пол.РПН			10					10					10
	*
34.	Моздок-тяговая Т-1		21615	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0		0,0
34.	Моздок-тяговая Т-2		21614	110,0	1,8	0,4		0,0	110,0	3,0	0,9		0,0	110,0	2,1	0,3		0,0
	Ш.110	155		120,5					117,0					118,0
	Н-Т-1	270
	Н-Т-2
	Т-31	271		36,0	0,4	0,2			35,0	0,5	0,2			35,4	0,5	0,2
	Т-32
	Т-101	387		10,5	0,5	0,2			10,3	0,6	0,3			10,4	0,7	0,3
	Т-102
	пол.РПН			2					2					2
	*
35.	Терек		21617	120,5	0,9	0,4		0,0	117,0	1,1	0,5		0,0	118,0	1,2	0,5		0,0
	ш.110	157
	Т-101	452		11,2	0,5	0,5			11,0	0,6	0,5			11,0	0,5	0,5
	пол.РПН			2					2					2
	*
36.	Мичурино		21619	0,0	0,5	0,5		0,0	0,0	0,6	0,5		0,0	0,0	0,5	0,5		0,0
	Ш.110	161
	Т-61	420			0,3	0,7				0,3	0,7				0,3	0,7
	Т-62
	пол.РПН
	*
37.	Исток		21621	0,0	0,3	0,7		0,0	0,0	0,3	0,7		0,0	0,0	0,3	0,7		0,0
	Ш.110	162
	Н-Т-1	607
	Т-31	608		36,0	0,4	0,1			36,1	0,5	0,1			36,0	0,4	0,1
	T-61	446		6,2	0,1	0,1			6,1	0,1	0,1			6,0	0,1	0,1
	пол.РПН			-					-					-
	*
38.	В.Згид		21675	0,0	0,5	0,2	0,0	0,0	0,0	0,6	0,2	0,0	0,0	0,0	0,5	0,2	0,0	0,0
	ш.110	163
	T-101	441			0,9	0,5				1,2	0,5				1,1	0,5
	пол.РПН
	*
39.	С-Портал		21624	0,0	0,9	0,5		0,0	0,0	1,2	0,5		0,0	0,0	1,1	0,5		0,0
	Ш.110	164
	Т-61	422		6,2	3,4	1,0			6,1	4,6	0,9			6,2	4,9	1,0
	пол.РПН			3					3					3
	*
40.	Восточная		21626	0,0	3,4	1,0		0,0	0,0	4,6	0,9		0,0	0,0	4,9	1,0		0,0
	Ш.110	165		119,0					115,0					115,0
	Т-101
	Т-102	393		10,7	0,8	0,4			10,3	1,0	0,5			10,3	1,3	0,6
	пол.РПН			6/7					6/7					6/7
	*
41.	Терская		21628	119,0	0,8	0,4		0,0	115,0	1,0	0,5		0,0	115,0	1,3	0,6		0,0
	Ш.110	169
	Н-Т-1	285
	Т-31	286			3,7	1,9				3,6	1,6				3,9	1,6
	Т-101
	пол.РПН
	*
42.	Павлодольская		21631	0,0	3,7	1,9		0,0	0,0	3,6	1,6		0,0	0,0	3,9	1,6		0,0
	Ш.110	170
	Н-Т-1	168
	Т-31	289		35,0	1,1	0,4			34,7	1,2	0,5			34,9	1,5	0,6
	Т-101	344		10,2	0,5	0,2			10,2	0,9	0,5			10,0	0,6	0,3
	пол.РПН			2					2					2
	*
43.	Заманкул		21634	0,0	1,6	0,6		0,0	0,0	2,1	1,0		0,0	0,0	2,1	0,9		0,0
	Ш.110	171		114,1					110,4					109,4
	Т-101	399		10,2	1,9	1,0			10,0	2,3	1,2			9,9	2,7	1,5
	пол.РПН			6					6					6
	*
	Эльхотово 1с		21554	114,1	1,9	1,0			110,4	2,3	1,2			109,4	2,7	1,5
	Эльхотово 2с		21555
44.	Эльхотово		21554	114,1	1,9	1,0		0,0	110,4	2,3	1,2		0,0	109,4	2,7	1,5		0,0
	Ш.110	172		114,0					110,0					110,0
	Н-Т-1
	Н-Т-2	290
	Т-31			36,0	1,0	0,6			35,8	1,1	0,5			35,8	1,4	0,6
	Т-32	231
	Т-101			10,2	2,1	0,8			10,0	2,4	0,7			10,0	2,5	0,7
	Т-102	411
	пол.РПН			12					12					12
	*
45.	Чикола		21637	114,0	3,1	1,4		0,0	110,0	3,5	1,2		0,0	110,0	3,9	1,3		0,0
46.	Унал
	Ш.110	173
	Т-61	450		6,9	0,4	0,1			6,6	0,5	0,1			6,6	0,3	0,1
	пол.РПН			-					-					-
	*
46.	Унал		21640	0,0	0,4	0,1		0,0	0,0	0,5	0,1		0,0	0,0	0,3	0,1		0,0
	Ш.110	176		115,0					115,0					110,0
	Т-101 Н-Т-1	414		10,3	3,2	0,9			10,2	4,1	1,0			10,2	4,6	1,0
		413		10,4	0,7	0,4			10,2	0,9	0,4			10,1	1,1	0,4
		415		6,4	4,6	1,7			6,3	6,6	1,8			6,1	7,6	1,9
				6,3	5,8	1,8			6,2	8,3	1,8			6,0	9,2	2,1
	пол.РПН			7/8					7/8					7/8
47.	Левобережная		21643	115,0	14,3	4,8			115,0	19,9	5,0			110,0	22,5	5,4
	Ш.110	178		116,0					112,0					112,0
	Т-101	419		11,0	1,7	1,1			10,2	1,7	1			10,2	1,8	1
	пол.РПН			9					9					9
	*
48.	Дзуарикау		21646	116,0	1,7	1,1		0,0	112,0	1,7	1,0		0,0	112,0	1,8	1,0		0,0
	Ш.110	181			0,2	0,3				0,5	0,5				0,5	0,5
49	Бор 1с		21665
49.	Бор 2с		21666		0,2	0,3				0,5	0,5				0,5	0,5
	Ш.110
	Т-61				0,5	0,1				0,6	0,1				0,5	0,1
	пол.РПН
	*
50.	Нар		21695	0,0	0,5	0,1		0,0	0,0	0,6	0,1		0,0	0,0	0,5	0,1		0,0
	Потр ОАО СКЭ				267,3	129,2				339,6	139,3				344,3	130,6
1.	Эзминская ГЭС
	Ш.110	132		116,7					112,0					111,3
	Т-101	338		10,8	2,0	0,7	12,1	12,0	10,4	2,3	0,9	12,2	15,0	10,4	2,2	0,6	13,8	11,0
	Т-102	342		10,9					10,6					10,4
	пол.РПН			4/11/17					4/11/17					4/11/17
	*
	Эзминская ГЭС 1с		21538		2,0	0,7	12,1	12,0		2,3	0,9	12,2	15,0		2,2	0,6	13,8	11,0
	Эзминская ГЭС 2с		21537		0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0		0,0	0,0	0,0	0,0
	Эзминская ГЭС	ИТОГО:	21538	116,7	2,0	0,7	12,1	12,0	112,0	2,3	0,9	12,2	15,0	111,3	2,2	0,6	13,8	11,0
2.	ГизГЭС
	ш.110	107		115,6					111,7					110,4
	Т-61 N 3	309		6,3	0,7	0,2	2,5	4,0	6,1	0,7	0,2	2,5	4,0	6,0	0,7	0,2	2,5	4,0
	Т-62 N 2	310
	Т-63 N 1	311
	пол.РПН			2/3/3					2/3/3					2/3/3
	*
	ГизГЭС	ИТОГО:	21545	115,6	0,7	0,2	2,5	4,0	111,7	0,7	0,2	2,5	4,0	110,4	0,7	0,2	2,5	4,0
3.	Дзау ГЭС
	ш.110 Т-1	131
	ш.110 Т-2	134
	Н-Т-1	214
	Н-Т-2	215
	Т-31	216		36,5					36,6					36,2
	Т-32	217		36,5	4,4	1,6			36,3	7,3	2,6			36,5	6,6	2,0
	Т-61	337		6,3	2,0	0,4			6,2	2,6	0,5			6,1	3,0	0,6
	Т-62	339		6,3	2,3	0,9	1,8	2,0	6,3	3,7	0,9	1,8	2,0	6,3	4,2	1,0	1,9	1,6
	пол.РПН			6/7					8/8					8/9
	Дзау ГЭС 1сш	ИТОГО:	21688	0,0	2,0	0,4	0,0	0,0	0,0	2,6	0,5	0,0	0,0	0,0	3,0	0,6	0,0	0,0
	Дзау ГЭС 2сш	ИТОГО:	21687	0,0	6,7	2,5	1,8	2,0	0,0	11,0	3,5	1,8	2,0	0,0	10,8	3,0	1,9	1,6
4	Гол Зар ГЭС
	ш.110			112,6					108,4					106,4
	Т-1			6,0	0,1	0,0			5,8	0,1	0,0			5,8	0,1	0,0
	пол.РПН
	*
	Гол Зар ГЭС	ИТОГО:	21557	112,6	0,1	0,0	0,0	0,0	108,4	0,1	0,0	0,0	0,0	106,4	0,1	0,0	0,0	0,0
	Павлодолская ГЭС						2,0	0,0				2,0	0,0				2,0	0,0
	Сумма ГЭС				11,5	3,8	18,4	18,0		16,7	5,1	18,5	21,0		16,8	4,4	20,2	16,6
	ПЕРЕТ с сет РАО
1	НГРЭС Л-504	10532			365,9	44,9				395,8	40,5				396,2	48,2
2	Прохл-2 Л-330-05	10540			398,9	-32,8				393,4	-66,7				370,1	-46,1
3	Чирюрт Л-330-06/07	10532			-215,0	72,0				-163,6	113,5				-142,6	97,0
	ИТОГО:				549,8	84,1		0,0		625,6	87,3		0,0		623,7	99,1		0,0
	М-330
	АТ-1				18,0	15,0				25,0	18,0				33,0	18,0
	АТ-2				18,0	15,0				25,0	18,0				33,0	17,0
	В-2
	АТ-1				77,0	34,6				102,6	39,8				105,9	39,6
	АТ-3				76,0	44,0				102,5	60,0				106,0	61,0
	СК-2
	В-500
	АТ-3				70,5	39,8				88,4	42,3				91,7	43,4
	АТ-4				76,0	38,6				94,7	42,4				98,3	42,7
	Итого:				335,5	187,0				438,2	220,5				467,9	221,7
	Перет с сосед АО
	СКЭ-КБЭ
1	Лескен Л-5	10592			42,6	-4,0				38,1	-7,0				48,2	-3,5
2	Екатерин Л-89	10617			32,6	5,2				27,3	2,0				28,8	6,2
3	Муртазово Л-209	10554
	Итого:				75,2	1,2		0,0		65,4	-5,0		0,0		77,0	2,7		0,0
	СКЭ-СЭ
1	Троицкая Л-158	10523			2,2	0,3				-1,4	-1,3				-1,1	-0,3
	СКЭ-НурЭ
1	Ищерская Л-120	10523			-28,0	-12,5				-30,0	-12,5				-36,5	-15,2
	Ищерская Л-129				-26,6	-12,0				-28,6	-12,0				-34,8	-15,0
	ИТОГО:				-54,6	-24,5				-58,6	-24,5				-71,3	-30,2
	СКЭ-ИЭ
1	ВЛ-448+ВЛ-491	10504			-2,0	-1,0				-2,0	-1,0				-2,0	-1,0
2	О.Назрань Л-12	10520			-23,5	-17,6				-27,1	-18,2				-35,5	-21,1
3	О.Назрань Л-13	10520			-28,3	-17,5				-32,8	-18,0				-41,8	-20,6
4	Л-203				-19,1	-14,4				-19,6	-15,1				-26,9	-17,0
5	Ю-Западная Л-150	10520			0,0					0,0					0,0
6	Магас Л-151	10520			-11,8	-5,1				-12,8	-5,1				-15,3	-5,9
	Итого:				-84,7	-55,6				-94,3	-57,4				-121,5	-65,6
	СКЭ-Грузия				-23,0	2,0				-27,1	2,0				-28,0	2,0
	Сальдо пер СКЭ				250,6	110,4				322,2	221,6				323,0	229,4
	Всего:				269,0	128,4				340,7	242,6				343,2	246,0

Приложение 9

к Схеме и программе перспективного

развития электроэнергетики Республики

Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы

Перечень
источников, используемых при формировании исходных данных для разработки Республиканской программы

NN п/п	Наименование источника
1.	Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, утвержденная Правительством Российской Федерации
2.	Проект Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2013 - 2019 годы
3.	Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемый Республикой Северная Осетия-Алания по основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Республики Северная Осетия-Алания
4.	Ежегодный отчет о функционировании Единой энергетической России и данные мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики
5.	Отчетные данные о работе энергосистемы на территории Республики Северная Осетия-Алания
6.	Результаты инвентаризации и технического аудита электрооборудования, конструкций и сооружений, срок службы которых заканчивается в течение расчетного периода, предоставляемые распределительными и генерирующими организациями на территории Республики Северная Осетия-Алания
7.	Сведения сетевых организаций о заявках на технологическое присоединение и заключенных договорах на осуществление технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям на территории Республики Северная Осетия-Алания
8.	Стратегия социально-экономического развития Северо-Кавказского федерального округа до 2025 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 06.09.2010 г. N 1485-р
9.	Стратегия социально-экономического развития Республики Северная Осетия-Алания до 2030 года
10.	Предложения Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по развитию распределительных сетей, основанные на результатах расчетов использования перспективной расчетной модели для Республики Северная Осетия-Алания, а также сетевых и генерирующих организаций и органов исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания по развитию сетей и объектов генерации на территории республики
11.	Предложения Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по ликвидации сетевых и балансовых ограничений (выявленных "узких мест") и разработанный им прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Республике Северная Осетия-Алания
12.	Энергетическая стратегия России до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 г. N 1715-р
13.	Стратегия развития электроэнергетики Северо-Кавказского федерального округа до 2015 года и на перспективу до 2025 года
14.	Государственная программа "Развитие Северо-Кавказского федерального округа" на период до 2025 года
15.	Проработки специализированных проектных организаций о возможностях использования гидроэнергетических ресурсов Республики Северная Осетия-Алания
16.	Инвестиционные программы (а также программы реновации, техперевооружения и реконструкции) гидрогенерирующих и электросетевых компаний на территории Республики Северная Осетия-Алания

Приложение 10

к Схеме и программе перспективного

развития электроэнергетики Республики

Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы

Техническое задание
на разработку "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы"

Схема и программа развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания разрабатывается в соответствии с:

Федеральным законом РФ от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

поручением Президента Российской Федерации по итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 года (перечень поручений от 29 марта 2010 года N Пр-839) предусмотреть в рамках схем и программ перспективного развития электроэнергетики максимальное использование потенциала когенерации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований);

протоколом Всероссийского совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина от 9 ноября 2010 года N АШ-369пр;

протоколом Всероссийского совещания "Концепция розничного рынка в условиях развития отрасли" под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина от 13 июля 2011 г. N АШ-285пр;

протоколом Всероссийского совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством директора Департамента развития электроэнергетики Министерства энергетики Российской Федерации В.В. Никонова от 19 июня 2012 года N 09-1003пр;

уточненными методическими рекомендациями Минэнерго РФ по разработке схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации.

При разработке также должны выполняться положения:

Федерального закона от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности...";

Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении";

с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, определенных:

постановлением Правительства РФ от 15 мая 2010 года N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности".

1. Цели разработки Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания

Основными целями Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2014 - 2018 годы (далее - Схема и программа) являются:

1.1. Формирование стратегии развития энергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2014 - 2018 годы, включая приоритеты технической, экологической и инновационной политики, размещение и структуру собственных генерирующих мощностей, параметры электрических сетей и межрегиональных связей.

1.2. Разработка экономических, технических, организационных и правовых условий, обеспечивающего надежное и безопасное функционирование системы электроэнергией хозяйственного комплекса Республики Северная Осетия-Алания.

1.3. Разработка прогноза развития электроэнергетики на период формирования Схемы и программы, основанного на системе инвестиционных приоритетов развития, обеспечивающей устойчивость электроснабжения Республики Северная Осетия-Алания при максимизации вклада отрасли в развитие экономики, конкурентоспособность и инвестиционную привлекательность отрасли.

1.4. Планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Республики Северная Осетия-Алания.

1.5. Надежное и эффективное энергоснабжение потребителей энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания.

1.6. Скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей Республики Северная Осетия-Алания.

1.7. Скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры.

1.8. Обеспечение координации планов социально-экономического развития Республики Северная Осетия-Алания и Схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

1.9. Информационное обеспечение деятельности органов исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов.

1.10. Формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов энергетики Республики Северная Осетия-Алания.

2. Задачи Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания

При разработке Схемы и программы должно быть выполнено следующее:

2.1. Проведена оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) Республики Северная Осетия-Алания на период формирования Схемы и программы.

2.2. Разработаны мероприятия по обеспечению баланса между производством (покупкой) и потреблением электрической энергии в Республике Северная Осетия-Алания, в том числе предотвращение ограничения пропускной способности внешних сечений региональной энергосистемы.

2.3. Разработаны рекомендации по размещению собственных генерирующих мощностей, типов электростанций с учетом требований покрытия максимума нагрузки в разрезе годового использования.

2.4. Определены приоритетные направления по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и размещению объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей.

2.5. Обеспечена экономическая эффективность решений, предлагаемых при реализации мероприятий перспективного развития электроэнергетики в Республике Северная Осетия-Алания.

2.6. Обеспечено применение новых технологических решений при реализации мероприятий перспективного развития электроэнергетики в Республике Северная Осетия-Алания.

2.7. Разработаны мероприятия по обеспечению надежного функционирования энергетической системы Республики Северная Осетия-Алания в долгосрочной перспективе, в том числе по предотвращению ограничения пропускной способности электрических сетей.

Разработанная Схема и программа должна использоваться в качестве:

основы для разработки схем выдачи мощности региональных электростанций, схем внешнего электроснабжения потребителей электрической энергии;

основы для формирования предложений по определению зон свободного перетока электрической энергии (мощности);

основы для формирования инвестиционных предложений по строительству генерирующих источников на территории региональной энергосистемы;

основой для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний и собственников электроэнергетического оборудования.

3. Требования к выполнению работы и ее результатам

При разработке должны быть учтены требования "Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики" (утверждены постановлением Правительства РФ от 17.10.2009 N 823), "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (утверждены приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 г. N 281) и "Методических указаний по устойчивости энергосистем" (утверждены приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 г. N 277), нормы и правила, действующие на момент выполнения работы, а также:

соблюдены условия экономической эффективности решений, предлагаемых в Схеме и программе, основанной на оптимизации режимов работы энергетической системы;

применены новые технологические решения при формировании Схемы и программы;

обеспечена совместимость Схемы и программы с инвестиционными программами субъектов электроэнергетики;

разработаны предложения по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме РСО-А на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;

разработаны предложения по скоординированному развитию объектов генерации и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме РСО-А на пятилетний период по годам;

скоординировано развитие энергетического и промышленного комплексов, транспортной инфраструктуры, а также программ (схем) территориального планирования, надежного и эффективного электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия-Алания.

При этом в работе должны учитываться следующие основные принципы:

схема основной электрической сети Республики Северная Осетия-Алания должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и иметь возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций;

схема выдачи мощности электростанции (независимо от типа и установленной мощности) при выводе в ремонт одной из отходящих от шин электростанции линии электропередачи, трансформатора, автотрансформатора связи или электросетевого элемента в прилегающей к электростанции электрической сети (единичная ремонтная схема) должна обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности с учетом отбора нагрузки на собственные нужды на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь) (принцип "N-1");

схема и параметры основных и распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при полной схеме сети и при отключении одной ВЛ или трансформатора/автотрансформатора (принцип "N-1" для потребителей).

4.3. Сводный отчет должен содержать краткие выводы (сводную информацию) по основным разделам Схемы и программы.

4.4. Должны быть подготовлены обосновывающие материалы к Схеме и программе.

4. Основные требования к содержанию работы

4.1. Общая характеристика республики.

Должны быть приведены данные по площади территории, численности населения, перечень наиболее крупных населенных пунктов, основные направления специализации Республики Северная Осетия-Алания, в том числе в части промышленности, строительства, транспорта, сферы обслуживания.

4.2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания за прошедший пятилетний период:

4.2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Республики Северная Осетия-Алания, в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим электроснабжение потребителей на территории республики, а также блок-станциями промышленных предприятий.

4.2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания за последние 5 лет.

4.2.3. Структура электропотребления по основным группам потребителей Республики Северная Осетия-Алания за последние 5 лет.

4.2.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние пять лет (при наличии статистических данных).

4.2.5. Динамика изменения максимума пиковой нагрузки энергосистемы и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет.

4.2.6. Структура установленной мощности на территории Республики Северная Осетия-Алания, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и иным изменениям эксплуатационного состояния объектов электроэнергетики в последнем году.

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

4.2.8. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности.

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

4.2.10. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним.

4.2.11. Основные внешние связи энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания с указанием существующих ограничений по пропускной способности внешних сечений.

4.2.12. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за последние 5 лет (энергоемкость Валового Регионального Продукта, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике).

4.2.13. Прогноз развития электроэнергетики Республика Северная Осетия-Алания на основе гидроэнергетических ресурсов.

4.2.14. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе и структура отпуска тепловой энергии от блок-станций и котельных по группам потребителей в Республике Северная Осетия-Алания за последние 5 лет .

4.2.15. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Северная Осетия-Алания, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований, с указанием их потребности в тепловой энергии, источников ее покрытия, а также типов используемых установок тепловой генерации с указанием их тепловой и электрической мощности и года ввода в эксплуатацию.

4.2.16. Объемы и структура топливного баланса блок-станций и котельных на территории Республики Северная Осетия-Алания по состоянию на предшествующий год.

4.2.17. Единый топливно-энергетический баланс Республики Северная Осетия-Алания за предшествующие пять лет, который должен отражать все виды ресурсов и группы потребителей на основании ОКВЭД.

4.3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Северная Осетия-Алания.

В работе необходимо отразить особенности функционирования энергосистемы на территории Республики Северная Осетия-Алания, провести оценку балансовой ситуации и наличия "узких мест", связанных с:

наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети с указанием ограничивающих элементов;

наличием ограничений пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов и описанием аварийных и ремонтных режимов, в которых данные ограничения возникают;

отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения).

4.4. Основные направления развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания.

В работе необходимо отразить направления развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на основе выполненных прогнозов и расчетов режимов энергосистемы. Данный раздел должен быть подготовлен с учетом Программы социально-экономического развития, энергетической стратегии республики.

В составе разработанного проекта Схемы и программы должен быть отражен анализ функционирования и предложения по развитию электрических сетей энергосистемы, включая внешние связи энергосистемы напряжением 110 кВ и выше.

В качестве исходных данных использовать перечни сведений (с указанием источника информации):

о вводах электросетевых объектов 110 кВ и выше (включая техническое перевооружение), а также генерирующих объектов, включенных в утвержденные инвестиционные программы субъектов электроэнергетики;

о вводах электросетевых объектов 110 кВ и выше (включая техническое перевооружение), а также генерирующих объектов, включенных в утвержденную Схему и программу развития ЕЭС;

о вводах электросетевых объектов 330 кВ и выше (включая техническое перевооружение), а также генерирующих объектов, включенных в утвержденную Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики России до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года;

о вводах электросетевых объектов 110 кВ и выше (включая техническое перевооружение), а также генерирующих объектов в соответствии с выданными техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям;

сведения о планируемых крупных инвестиционных проектах на территории Республики Северная Осетия-Алания, в том числе о перечне объектов, строительство которых предполагается осуществить на территории Республики Северная Осетия-Алания, их присоединяемой мощности, сроках ввода в эксплуатацию, местах расположения в соответствии с имеющимися федеральными целевыми программами, республиканскими и ведомственными программами (при их наличии).

4.4.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5-летний период (с разбивкой по годам) по территории Республики Северная Осетия-Алания с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов, в том числе на основе данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, представляемых сетевыми организациями с учетом планируемых технологических присоединений, и данных о планируемых объемах потребления по крупным потребителям, а также по планируемым на территории инвестиционным проектам, представляемых органами власти Республики Северная Осетия-Алания, для двух вариантов:

a. прогноз потребления электроэнергии, разрабатываемый ОАО "СО ЕЭС", являющийся основным;

b. прогноз потребления электроэнергии, предоставляемый органом исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания.

4.4.2. Прогноз максимума нагрузки на период формирования Схемы и программы (с разбивкой по годам) по территории Республики Северная Осетия-Алания, разрабатываемый ОАО "СО ЕЭС".

4.4.3. Детализация прогноза электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания с выделением потребителей, составляющих не менее 1% потребления региона и иных, влияющих на режим работы энергорайона в энергосистеме.

4.4.4. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период. При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания, потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.

4.5. Расчеты и анализ режимов работы энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания.

Схема и программа разрабатывается с учетом результатов использования перспективной расчетной модели для Республики Северная Осетия-Алания и должна содержать:

4.5.1. Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания на зимний/летний максимум/минимум нагрузок за год, предшествующий году разработки Схемы и программы.

4.5.2. Расчеты электроэнергетических режимов для формирования предложений по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания (режим зимний и летний максимумы нагрузок рабочего дня, летний и зимний минимум нагрузок выходного дня) с учетом поэтапного ввода электроустановок (присоединяемой мощности) для каждого года на пятилетний период. Сроки ввода объектов электрической сети напряжением 220 кВ и выше принимаются в соответствии с утвержденной Схемой и программой развития ЕЭС России на период 2012 - 2018 г.г. (либо на период 2013 - 2019 годов при наличии).

Анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания на пятилетний период с выделением годов поэтапного ввода электроустановок (присоединяемой мощности).

4.5.3. Сформированный перечень "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, определенный на основании балансовых и электрических расчетов, с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением.

4.5.4. Оценка потребности в увеличении трансформаторной мощности и источников реактивной мощности с разбивкой по годам на период формирования Схемы и программы.

4.5.5. Анализ необходимости и мест расположения дополнительных средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

4.5.6. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации линии электропередачи и подстанции, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ.

4.5.7. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации электрические станции, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

4.5.8. Расчетные электрические нагрузки подстанций 110 кВ и выше и режимы работы электрических сетей 110 кВ и выше, определенные на период формирования Схемы и программы.

4.5.9. Прогноз развития энергетики Республики Северная Осетия-Алания на основе ВИЭ и местных видов топлива.

4.5.10. Прогноз потребления тепловой энергии на период формирования Схемы и программы с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований.

Должна быть дана характеристика, какая часть суммарного потребления тепловой энергии Республик Северная Осетия-Алания может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии (максимальный потенциал развития когенерации при переводе крупных котельных в ПГУ и ГТУ ТЭЦ).

4.5.11. Определение на основании балансов электрической и тепловой энергии потребности электростанций (блок-станций) и котельных в топливе.

4.5.12. Разработанные мероприятия по строительству когенерации, возобновляемых источников электроэнергии, местных видах топлива, модернизации систем теплоснабжения и объектов малой распределенной энергетики.

4.5.13. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Республики Северная Осетия-Алания с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных).

4.5.14. Разработка предложений по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Республики Северная Осетия-Алания с учетом максимального развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных (с указанием при необходимости мероприятий по реконструкции газовых сетей).

4.5.15. Разработанные предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования.

4.5.16. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию, предложения по реконструкции, модернизации электростанций, котельных и их размещению.

4.5.17. Формирование рекомендуемой структуры генерирующих мощностей.

4.5.18. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Республики Северная Осетия-Алания на период формирования Схемы и программы.

4.6. В составе Схемы и программы должны быть представлены:

4.6.1. Анализ функционирования и предложения по развитию электрических сетей энергосистемы, включая внешние связи энергосистемы напряжением 110 кВ и выше.

4.6.2. Оценка спроса на электрическую энергию, структуры и режимов ее потребления, оценка прогнозируемой максимальной нагрузки энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания на период формирования Схемы и программы.

4.6.3. При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.

4.6.4. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Республики Северная Осетия-Алания мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период с указанием оснований включения в перечень. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей (новые потребители, балансовая необходимость). Перечень планируемых к строительству генерирующих мощностей на электростанциях Республики Северная Осетия-Алания мощностью более 25 МВт формируется на основании утвержденной Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2012 - 2018 г.г. (либо на период 2013 - 2019 годов при наличии).

4.6.5. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период.

4.6.6. Балансы мощности и электроэнергии Республики Северная Осетия-Алания, режимы работы электрических станций на расчетный период формирования Схемы и программы развития. Показатели балансов и прогноз приводятся по годам на период формирования Схемы и программы.

4.6.7. Расчеты электрических режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период формирования Схемы и программы (и дополнительно на годы ввода крупных объектов).

4.6.8. Определение расчетных электрических нагрузок подстанций 110 кВ и выше и режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше на период формирования Схемы и программы.

4.6.9. Определение и уточнение на основании балансовых и электрических расчетов перечня "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением, и разработанные предварительные предложения в виде перечня необходимых мероприятий по развитию и реконструкции электрической сети напряжением 110 кВ и выше (в т.ч. по вводам объектов) с описанием возможных технологических рисков, обусловленных невыполнением разработанных мероприятий для ликвидации "узких мест" с обоснованием достаточности предлагаемых электросетевых решений для ликвидации "узких мест" при различных вариантах развития.

4.6.10. Разработанные предложения в виде перечня необходимых мероприятий по развитию и реконструкции электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания на период формирования Схемы и программы развития.

Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно утвержденной Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2012 - 2018 г.г. (либо на период 2013 - 2019 годов при наличии) (при необходимости).

4.6.11. Разработанные рекомендации по созданию новых центров питания электрических нагрузок и электрических сетей 110 кВ и выше на период формирования Схемы и программы развития.

4.6.12. Разработанные рекомендации по выдаче мощности электростанций, планируемых к сооружению на территории энергосистемы на период формирования Схемы и программы развития.

4.6.13. Разработанные рекомендации по схемам внешнего электроснабжения объектов, сооружаемых на территории энергосистемы на период формирования Схемы и программы развития в соответствии с программой социально-экономического развития Республики Северная Осетия-Алания.

4.6.14. Разработанные рекомендации в части регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше.

4.6.15. Разработанные рекомендации по обеспечению качества и надежности электроснабжения с учетом требований ПУЭ по надежности электроснабжения потребителей.

4.6.16. Разработанный сводный перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу с указанием года ввода в работу (уже запланированных с указанием источника информации и вновь предлагаемых с необходимым сроком реализации), в том числе для устранения технологических рисков функционирования энергосистемы в электрической сети напряжением 110 кВ и выше и обеспечивающих надежное электроснабжение потребителей Республики Северная Осетия-Алания на расчетном этапе развития электрических сетей на период формирования Схемы и программы.

4.6.17. Сводный перечень необходимых мероприятий по реконструкции электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к выполнению с указанием сроков реализации (уже запланированных с указанием источника информации и вновь предлагаемых с необходимым сроком), в том числе для устранения технологических рисков функционирования энергосистемы в электрической сети напряжением 110 кВ и выше.

4.6.18. Рекомендации по местам размещения новых подстанций и трассам ЛЭП. Определение сечений проводов ВЛ, числа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях.

4.6.19. На основании сформированных перечней отразить сводные данные по развитию электрической сети напряжением 330 кВ и ниже с выделением сводных данных для сети ниже 110 кВ (для каждого года);

4.6.20. Корректировка существующих и определение состава вновь образуемых сечений с расчетами максимально-допустимых перетоков в них.

4.6.21. Определение необходимых объемов развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании расчетов электрических режимов для каждого из двух вариантов:

прогноза потребления электроэнергии, разрабатываемого ОАО "СО ЕЭС", являющегося основным;

прогноза потребления электроэнергии, дополнительно предоставляемого органом исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания.

4.6.22. Обоснования необходимых мероприятий по развитию электрических сетей на этапах развития энергосистемы на период формирования Схемы и программы на основании балансовых и электрических расчетов режимов для нормальной, основных ремонтных и послеаварийных схем (в соответствии с п. 4.5.2 настоящего технического задания).

4.6.23. Технико-экономические показатели развития электрической сети:

объемы строительства и реконструкции электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше;

оценка потребности в основном электрооборудовании - трансформаторы, выключатели, компенсирующие устройства (БСК, СТК и др.) с разбивкой по годам в период на период формирования Схемы и программы;

сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ.

Предлагаемые мероприятия по развитию электроэнергетических объектов (как генерирующих, так и электросетевых) в пятилетний период должны быть определены по срокам, исполнителям, источникам финансирования с оценкой стоимости и влияния на региональные тарифы.

4.7. В Схеме и программе могут быть отражены отдельными подпрограммами мероприятия по использованию возобновляемых источников энергии (ВИЭ), газопоршневых ТЭЦ с когенерацией и других источников энергии, а также мероприятия по энергоэффективности и энергосбережению на территории Республики Северная Осетия-Алания.

5. Приложения и чертежи

В Схеме и программе должны быть предоставлены результаты расчетов, аналитические и документальные материалы, оформленные в виде приложений в текстовом и графическом виде:

карты-схемы электрических сетей 110 кВ и выше на территории Республики Северная Осетия-Алания на последний год формирования Схемы и программы;

схема для нормального режима электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Республики Северная Осетия-Алания на последний год периода формирования Схемы и программы;

схемы потокораспределения и уровней напряжения в сети 110 кВ и выше для всех проведенных расчетных режимов.

В приложении могут быть приведены указанные выше в разделе 4 настоящего технического задания перечни объектов и мероприятий (уже запланированные с указанием источника информации и вновь предлагаемых с указанием необходимых сроков реализации).

В приложении к Схеме и программе необходимо привести также материалы использованных источников исходной информации.

6. Технические, организационные и другие требования к Схеме и программе

6.1. 3а отчетный год принять 2012 г., за расчетные - 2014 - 2018 годы.

6.2. Работа должна базироваться на основании действующего законодательства и нормативно-методических материалов по проектированию развития электроэнергетических систем и электрических сетей, в том числе:

Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утв. постановлением Правительства РФ от 17.10.2009 N 823);

Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем (утв. Приказом Минэнерго РФ от 03.06.2003 N 281);

Методических указаний по устойчивости энергосистем" (утв. приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 N 277);

уточненных методических рекомендаций Минэнерго Российской Федерации по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта РФ на 5-летний период.

6.3. Проработки должны учитывать функционирование общероссийского оптового рынка электроэнергии и оптимизацию режима работы электростанций на уровне объединенной энергосистемы Юга, выработку электроэнергии на собственных генерирующих мощностях в Республике Северная Осетия-Алания.

6.4. В работе должны быть учтены мероприятия инвестиционных программ ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Холдинг МРСК", ОАО "РусГидро", а также рекомендации Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по ликвидации сетевых и балансовых ограничений в ОЭС на территории Республики Северная Осетия-Алания.

6.5. Схема и программа разрабатывается с учетом программы социально-экономического развития Республики Северная Осетия-Алания, прогнозного спроса на электрическую энергию, с учетом развития объектов ЕЭС и источников генерации в регионе.

6.6. Схема и программа должна быть согласована с Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ, а в части развития электрических сетей с филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга и ОАО "МРСК Северного Кавказа", при необходимости в части развития генерирующих источников с генерирующими компаниями на территории Республики Северная Осетия-Алания.

6.7. Схема и программа должна быть рассмотрена и утверждена Правительством Республики Северная Осетия-Алания.

7. Срок выполнения работы

Начало _____________________

Окончание __________________

8. Организация-разработчик:
	(по результатам проведения конкурсных торгов)

9. Особые условия

Результаты работы, выполняемой по настоящему Техническому заданию, являются собственностью Заказчика и не могут быть переданы третьей стороне без письменного согласия Заказчика.

Схема и программа и приложения к ней, (при наличии подпрограмм и приложения к ним) представляются Заказчику в виде печатного материала и в электронном виде - в 4 экземплярах.

Научно-технические отчеты должны быть выполнены в текстовом редакторе Word for Windows с использованием для основного текста шрифта Times New Roman с размером не более 14 единиц и одинарным междустрочным шагом.

Рисунки карт-схем должны быть представлены в формате pdf с использованием шрифта Times New Roman.

Презентационные материалы должны быть представлены в формате Microsoft Power Point.

Исполнитель представляет Схему и программу:

для рассмотрения и согласования промежуточных и итоговых результатов работы в рабочую группу, созданную в соответствии с протоколом заседания Координационного совета по развитию электроэнергетики в Республике Северная Осетия-Алания от 30.04.2010 г. N ВБ-15-ПР;

для рассмотрения и обсуждения согласованную редакцию на расширенном заседании Координационного совета по развитию электроэнергетики в Республике Северная Осетия-Алания;

для утверждения в Правительство Республики Северная Осетия-Алания.

10. Исходная информация для разработки Схемы и программы

10.1. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, утвержденная Правительством Российской Федерации.

10.2. Схема и программа развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на период 2012 - 2018 гг. (либо на период 2013 - 2019 годов при наличии), утвержденная Минэнерго России.

10.3. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого по Республике Северная Осетия-Алания и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Республики Северная Осетия-Алания.

10.4. Ежегодный отчет о функционировании Единой энергетической системы России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

10.5. Отчетные данные о работе энергосистемы на территории Республики Северная Осетия-Алания.

10.6. Результаты инвентаризации и технического аудита электрооборудования, конструкций и сооружений, срок службы которых заканчивается в течение расчетного периода, предоставляемых распределительными электросетевыми и генерирующими организациями на территории Республики Северная Осетия-Алания.

10.7. Сведения сетевых организаций о заявках на технологическое присоединение и заключенных договорах на осуществление технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям на территории Республики Северная Осетия-Алания с разбивкой по годам ввода.

10.8. Государственные или региональные Программы социально-экономического развития региона, в том числе, перспективные планы социально-экономического развития Республики Северная Осетия-Алания, перспективные показатели потребления электрической энергии (электрических нагрузок), инвестиционные проекты по запросу Исполнителя.

10.9. Документы территориального планирования Республики Северная Осетия-Алания, при необходимости согласованные Правительством Российской Федерации и уполномоченными федеральными органами исполнительной власти.

10.10. Предложения Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели для субъектов Российской Федерации, а также предложений сетевых и генерирующих организаций и органов исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Республики Северная Осетия-Алания.

10.11. Предложения Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по ликвидации сетевых и балансовых ограничений (выявленных "узких мест") и разработанный им прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Республике Северная Осетия-Алания.

10.12. Энергетическая стратегия России до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. N 1715-р.

10.13 Стратегия социально-экономического развития Северо-Кавказского федерального округа до 2025 года.

10.14. Стратегия развития электроэнергетики Северо-Кавказского федерального округа до 2015 года и на перспективу до 2025 года.

10.15. Проработка специализированных проектных организаций о возможностях использования гидроэнергетических ресурсов, геотермальных и других источников энергии.

10.16. Инвестиционные программы (а также программы реновации, техперевооружения и реконструкции) генерирующих и электросетевых компаний на территории Республики Северная Осетия-Алания.

10.17. Схема и программа развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2013 - 2017 годы, утвержденная постановлением Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 27 апреля 2012 N 127;

10.18. Схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями (при их наличии);

10.19. Схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные проектными организациями (при их наличии);

10.20. Информация, предоставляемая ОИВ и Координационным советом, по развитию электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания.

Исполнитель	Заказчик
____________________________	Министерство топлива, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Республики Северная Осетия-Алания ____________________________
"__" _________ 20__ г.	"__" _________ 20__ г.
МП	МП

Согласовано
Заместитель Председателя Правительства РСО-Алания	________________ К.Э. Габисов "__" __________ 2012 г.
Заместитель генерального директора ОАО "МРСК Северного Кавказа"	________________ Б.Х. Мисиров "__" __________ 2012 г.
Генеральный директор Филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга	_________________ Ф.А. Дьяков "__" __________ 2012 г.
Директор Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ	______________ А.Л. Корольков "__" __________ 2012 г.
Директор Филиала ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал"	_______________ Т.В. Балатаев "__" __________ 2012 г.
Директор СОФ ОАО "МРСК Северного Кавказа"	_________________ Р.А. Хубаев "__" __________ 2012 г.

Приложение 11

к Схеме и программе перспективного

развития электроэнергетики Республики

Северная Осетия-Алания на 2014-2018 годы

Изменения в технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО "ФСК ЕЭС"

Настоящие изменения в технические условия разработаны на основании обращения ОАО "Зарамагские ГЭС" от 17.07.2012 N 006/1106 и являются неотъемлемой частью Договора от ____________________ N ______________ об осуществлении технологического присоединении энергоустановок ОАО "Зарамагские ГЭС", именуемого в дальнейшем - Заявитель, к электрическим сетям ОАО "ФСК ЕЭС".

Внести следующие изменения в текст утвержденных от 09.02.2010 технических условий на технологическое присоединение энергоустановок Заявителя к электрическим сетям ОАО "ФСК ЕЭС":

1. Изложить третий абзац преамбулы в следующей редакции:

"Выполнение настоящих технических условий обеспечивает технологическое присоединение вновь сооружаемых в процессе технологического присоединения объектов по производству электрическое# энергии Заявителя установленной мощностью 342 МВт к существующим объектам электросетевого хозяйства ОАО "ФСК ЕЭС", включенным Приказом Министерства промышленности и энергетики Российской Федерации от 23.11.2005 N 325 в реестр объектов Единой национальной (общероссийской) электрической сети:

- ПС 330 кВ Нальчик;

- ПС 330 кВ Владикавказ-2,

посредством сооружения новых объектов электросетевого хозяйства:

- В Л 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2;

- заходов ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 в КРУЭ 330 кВ Зарамагской ГЭС-1,

с образованием после выполнения настоящих технических условий 2 (двух) точек присоединения:

- выходной портал ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Нальчик в КРУЭ 330 кВ Зарамагской ГЭС-1;

- выходной портал ВЛ 330 кВ Зарамагская ГЭС-1 - Владикавказ-2 в КРУЭ 330 кВ Зарамагской ГЭС-1.".

2. Изложить пункт 1.1 в следующей редакции:

"1.1. Ввод в работу двух гидроагрегатов Зарамагской ГЭС-1 мощностью 171 МВт каждый с присоединением их к КРУЭ 330 кВ Зарамагской ГЭС-1.".

3. Изложить пункт 1.2 в следующей редакции:

"1.2. Установку двух блочных трансформаторов на Зарамагской ГЭС-1 мощностью 230 МВА каждый.".

4. Изложить Раздел 3 в следующей редакции:

"3. Требования к объектам по производству электрической энергии

3.1. Обеспечить следующие характеристики генераторов:

3.1.1. Заявляемую скорость сброса/набора нагрузки 114/114 МВт/мин (уточнить по результатам натурных испытаний).

3.1.2. Заявляемый нижний предел регулировочного диапазона 8,8% (от установленной мощности генерирующего оборудования, указанной в преамбуле настоящих технических условий).

3.1.3. На генераторах должны устанавливаться быстродействующие системы возбуждения с автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ) сильного действия, функциональная структура АРВ которых для улучшения демпфирования колебаний в энергосистеме должна иметь каналы стабилизации или системные стабилизаторы (PSS).

Системы возбуждения и АРВ синхронных генераторов должны соответствовать требованиям ГОСТ 21558-2000 "Системы возбуждения турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов. Общие технические условия".

3.1.4 Дополнительно АРВ сильного действия должен обеспечивать следующие функции:

- демпфирование колебаний роторов синхронных генераторов в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах энергосистемы, исключающее самораскачивание или возникновение незатухающих колебаний в энергосистеме;

- релейную форсировку возбуждения, обеспечивающую увеличение напряжения возбуждения и тока возбуждения электрической машины с максимально возможной скоростью до своих потолочных значений, и имеющую настраиваемые параметры: напряжение ввода и снятия релейной форсировки возбуждения, время задержки на снятие релейной форсировки возбуждения;

- блокировку каналов стабилизации или системного стабилизатора при изменении частоты со скоростью 0.05 Гц/с и более;

- устойчивую работу генераторов в режиме ограничения минимального возбуждения;

- ограничение до двукратного значения тока ротора с выдержкой времени не более 0.2 с.

Выполнение указанных требований должно быть подтверждено результатами испытаний. Программа испытаний должна быть согласована с ОАО "СО ЕЭС".

3.2. Предусмотреть участие генераторов Заявителя в реализации управляющих воздействий от ПА. Объем управляющих воздействий определить в проектной документации и согласовать с Филиалом ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Юга.

3.3. Оснастить объекты по производству электрической энергии устройствами РЗА, исключающими несинхронное включение объекта по производству электрической энергии в электрическую сеть, а также подачу несинхронного напряжения на объект по производству электрической энергии от электрических сетей.

3.4. Предусмотреть участие объекта по производству электрической энергии в общем первичном регулировании частоты и автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности.

3.5. Предусмотреть участие объекта по производству электрической энергии в нормированном первичном регулировании частоты в случае планирования Заявителем участия в оказании услуг по обеспечению системной надежности.".

5. Изложить пункт 4.2. в следующей редакции:

"4.2. ОАО "ФСК ЕЭС" выполняет разработку проектной документации по мероприятиям, указанным в пункте 1.4, с учетом требований раздела 2 настоящих технических условий. ОАО "ФСК ЕЭС" обязано согласовать задание на проектирование и проектную документацию с Филиалом ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Юга. При проектировании оформить отдельными томами каждое из перечисленных в данном пункте мероприятий.

Выполнение перечисленных в данном пункте мероприятий осуществляется ОАО "ФСК ЕЭС" или Заявителем по выбору последнего при заключении договора об осуществлении технологического присоединения.".

6. Приложение к техническим условиям изложить в соответствии с приложением к настоящим изменениям в технические условия.

Приложение: Пояснительная схема присоединения энергопринимающих устройств Заявителя к электрическим сетям ОАО "ФСК ЕЭС" на 1 л. в 1 экз.

Начальник Департамента организации

технологического присоединения ОАО "ФСК ЕЭС" ____________ А.Ю. Корнеев

Первый заместитель Генерального

директора - Главный инженер филиала

ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга ________________________________ Г.Н. Ковтун

Заместитель Генерального директора по развитию

сети и оказанию услуг филиала

ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Юга ______________________________ В.В. Кочетков

Согласовано: Первый заместитель Председателя Правления ОАО "СО ЕЭС"	Утверждаю: Заместитель Председателя Правления ОАО "ФСК ЕЭС"
_______________ Н.Г. Шульгинов "___" __________ 2012 г.	______________ Р.Н. Бердников "____" ____________ 2012 г.

Приложение

"Пояснительная схема присоединения энергопринимающих устройств Заявителя к электрическим сетям ОАО "ФСК ЕЭС"

ГАРАНТ:

Приложения N 2, 3, 4, 6, 8, 12 не приводятся