Постановление Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 25 апреля 2014 г. N 130 "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2015-2019 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:

Утвердить прилагаемую Схему и программу перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2015-2019 годы.

Председатель Правительства Республики Северная Осетия-Алания

С. Такоев

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2015-2019 годы
(утв. постановлением Правительства Республики Северная Осетия-Алания
от 25 апреля 2014 г. N 130)

Паспорт программы

Наименование Программы	Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2015-2019 годы (далее - Республиканская программа).
Основание для разработки Республиканской программы	Постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"; Положение о Министерстве строительства, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Республики Северная Осетия-Алания; Техническое задание на разработку Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2015-2019 годы.
Заказчик	Правительство Республики Северная Осетия-Алания.
Основные разработчики Республиканской программы	Министерство строительства, 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 (далее - Системный оператор); 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	2015-2019 годы.
Ресурсное обеспечение	Реализация мероприятий Республиканской программы планируется за счет средств федерального бюджета и средств 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 строительства, 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 Республиканской программы не предусмотрены. Объемы финансирования определены инвестиционными программами хозяйствующих субъектов (инвесторов). Справочная оценка инвестиций составляет 17 043,78 млн рублей.
Ожидаемые конечные результаты	Увеличение мощности генерирующих объектов и их количества для обеспечения потребности экономики Республики Северная Осетия-Алания не менее чем на 8,9 МВт; увеличение производства электрической энергии генерирующими предприятиями Республики Северная Осетия-Алания не менее чем на 16,48 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 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. 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);

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 Министерства энергетики Российской федерации по разработке схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации;

Техническим заданием на разработку Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Республики Северная Осетия-Алания на 2015-2019 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 2013 - 2019 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 19 июня 2013 г. N 309;

проекта схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 - 2020 годы (далее - проект Схемы);

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 (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 2014-2020 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.

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 709,4 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 юго-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, расположенных 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 республиканские предприятия-энергопроизводители удовлетворяют потребность Северной Осетии в электроэнергии не более чем на 20%. В этой связи планируется ввод в эксплуатацию Зарамагской ГЭС-I на реке Ардон, 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" (сетевая), 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.

По территории республики проходит прямой путь в Закавказье через Главный Кавказский хребет посредством двух автомобильных дорог федерального значения: Военно-Грузинской от Владикавказа до российско-грузинской границы в Дарьяльском ущелье и Транскавказской автомагистрали, которая проходит по тоннелю сквозь Главный Кавказский хребет 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-Алания 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 Республики Северная Осетия-Алания. Зона охвата централизованным электроснабжением составляет 86% от площади республики 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 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.

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 Министерству строительства, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Республики Северная Осетия-Алания сетевая организация, осуществляет эксплуатацию электросетевого хозяйства городов Владикавказ, Алагир и электроснабжение их потребителей.

4. Сетевая организация ООО "Оборонэнерго", подведомственная Министерству обороны Российской Федерации, осуществляет электроснабжение войсковых частей и других организаций Министерства обороны Российской Федерации в рамках реализации Указа Президента Российской Федерации от 15 сентября 2008 года N 1359.

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

Осуществляет производство электроэнергии на территории Республики Северная Осетия-Алания. Состоит из 6 гидроэлектростанций (ГЭС): Дзауджикауской, Эзминской, Гизельдонской, Беканской, Кора-Урсдонской и Павлодольской. Общая установленная мощность электростанций - 79,52 МВт, среднегодовая выработка - около 400 млн кВтч. Головная организация - ОАО "РусГидро" (г. Москва).

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

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

8. Фаснальская МГЭС ОАО "Турбохолод" - 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) МУП "Ардонские инженерные 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, осуществляет 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 8 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 и производства электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания за 2009-2013 годы

Республика Северная Осетия-Алания является условно дефицитной. Потребление электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания в 2013 году составило 2 047,8 млн кВтч, что на 257,3 млн кВтч (11,2%) ниже, чем в 2012 году, или 78,9% от потребления в 1990 году (ОЭС Юга - 92,9%, ЕЭС России - 98,0%). Без учета влияния дополнительного дня високосного 2012 года снижение потребления составило 251,3 млн кВтч (10,9%).

Отчетная динамика потребления и производства электроэнергии территориальными генерирующими компаниями республики за последние 5 лет приведена в таблице 1.

Таблица 1

Периоды	Потребление электроэнергии, млн кВтч	Производство электроэнергии, млн кВтч	Доля производства, %
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
2013 год	2 047,8	380,5	18,6
Среднегодовой прирост	-23,25	2,18

Динамика потребления и производства электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания за последние 5 лет

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

Динамика изменения фактического годового потребления электроэнергии Северокавказской энергосистемы в 2013 году в сравнении с фактическими объемами потребления электроэнергии в 2011 и 2012 годах и доля ее потребления в объемах потребления электроэнергии ЕЭС России и ОЭС Юга представлена в таблице 2.

Таблица 2

Наименование энергосистемы	Потребление электроэнергии, млн кВтч					%
	2011 г.	2012 г.	2013 г.	Откл. (+,-) 2012 к 2011	Откл. (+,-) 2013 к 2012	2012 к 2011	2013 к 2012
Северокавказская энергосистема	2 301,1	2 305,1	2 047,8	4,0	- 257,3	0,17	-11,2
ОЭС Юга	85 748,6	86 509,6	85 584,8	761,0	-924,8	0,9	-1,1
Доля в потреблении ОЭС Юга, %	2,68	2,66	2,39	0,52	-27,8	-	-
ЕЭС России	1000100,0	1016497,9	1009815,7	16397,9	-6682,2	1,6	0,6
Доля в потреблении ЕЭС России, %	0,23	0,23	0,20	0,02	-3,85	-	-

Динамика потребления электроэнергии по месяцам 2013 года в сравнении с потреблением в 2011 и 2012 годах представлена в таблице 3 и на графике:

Таблица 3

Месяц	Потребление электроэнергии, млн кВтч
	2011 г.	2012 г.	2013 г.
январь	226,1	241,3	229,01
февраль	215,0	247,4	189,95
март	215,1	227,1	185,86
апрель	186,5	166,3	163,91
май	166,4	160,1	143,30
июнь	159,9	156,4	132,88
июль	163,4	166,5	122,68
август	160,9	169,0	125,87
сентябрь	142,2	145,2	148,05
октябрь	194,6	179,3	182,51
ноябрь	231,9	207,7	191,09
декабрь	239,1	238,8	232,69
Итого	2 301,1	2 305,1	2 047,8

Динамика потребления электроэнергии по месяцам 2011-2013 годов

"Динамика потребления электроэнергии по месяцам 2011-2013 годов"

Динамика изменения относительной величины потребления электроэнергии в 2013 году (в % к 2012 году) и динамика отклонения среднемесячной температуры наружного воздуха по месяцам 2013 года по энергосистеме Республики Северная Осетия-Алания представлены в таблице 4:

Таблица 4

Месяц	Потребление электроэнергии, млн кВтч				Среднемесячная температура °С
	2012 г.	2013 г.	отклонение, млн кВтч	отклонение, %	2012 г.	2013 г.	отклонение, °С
январь	241,3	229,01	-12,29	-5,1	-3,7	0,1	3,8
февраль	247,4	189,95	-57,45	-23,2	-6,9	2,6	9,5
март	227,1	185,86	-41,24	-18,2	0,7	5,9	5,2
апрель	166,3	163,91	-2,39	-1,4	14,3	11,1	-3,2
май	160,1	143,30	-16,8	-10,5	17	17,2	0,2
июнь	156,4	132,88	-23,52	-15,0	20,3	19,2	-1,1
июль	166,5	122,68	-43,82	-26,3	20,4	20,2	-0,2
август	169,0	125,87	-43,3	-25,5	21	20	-1
сентябрь	145,2	148,05	+2,85	+2,0	17,5	14,5	-3
октябрь	179,3	182,51	+3,21	+1,8	13,8	9,7	-4,1
ноябрь	207,7	191,09	-16,61	-8,0	5,5	6,7	1,2
декабрь	238,8	232,69	-6,11	-2,6	0,5	-2,3	-2,8
Итого:	2 305,1	2 047,8	-257,3	-11,2

Динамика изменения относительной величины потребления электроэнергии в 2013 году (в % к 2012 году) и динамика отклонения среднемесячной температуры наружного воздуха

"Динамика изменения относительной величины потребления электроэнергии в 2013 году (в % к 2012 году) и динамика отклонения среднемесячной температуры наружного воздуха"

Повышение значения температуры наружного воздуха относительно значений в аналогичных периодах 2012 года оказали значимое влияние на потребление электроэнергии в феврале и марте 2013 года. В феврале 2013 года снижение потребления электроэнергии относительно соответствующего показателя в 2012 году составило 57,45% на фоне повышения среднемесячной температуры наружного воздуха на 9,5°С. С учетом дополнительного дня високосного 2012 года показатели составляют 21,3% и 9,5°С соответственно. В марте 2013 года соответствующее снижение потребления электроэнергии составило 18,2% при увеличении среднемесячной температуры на 5,2°С.

Кроме влияния температурного фона на снижение уровня потребления в 2013 году в значительной мере повлияло снижение объема потребления ОАО "Электроцинк" на 157,4 млн кВтч, или 34,5% потребления в 2012 году.

Снижение значения температуры наружного воздуха относительно температуры в аналогичном периоде 2012 года в апреле и декабре на 3°С и 4,2°С способствовало увеличению потребления на 2,85% и 3,21% соответственно.

Потребность в электроэнергии в 2013 году собственными генерирующими источниками удовлетворена на 18,6%, 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 свидетельствует о риске 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.

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

Основные показатели работы Северокавказской энергосистемы в 2013 году, по сведениям системного оператора отражены в таблице 5.

Таблица 5

Показатель	МВт/%/млн кВтч
Установленная мощность на 01.01.2014 г., МВт	106,92
прирост к 2012 г., %	0
Выработка электроэнергии, млн кВтч	380,5
прирост к 2012 г., %	11,5
Потребление электроэнергии, млн кВтч	2 047,8
прирост к 2012 г., %	- 11,2

Динамика потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания за 1990-2013 годы представлена в таблице 6.

Таблица 6

Показатель	1990	1991	1998	2000	2005	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2009- 2013
Электропотребление, млн кВтч	2 596,5	2 539,8	1 857,7	2 075,1	2 137,1	2 144,8	2 187,3	2 140,8	2 166,2	2 301,1	2 305,1	2 047,8	2 192,2
Абсолютный прирост электропотребления, млн кВтч	-	-56,7	-682,1	217,4	62,0	-8,9	42,5	-46,5	25,4	134,9	4,0	-257,3	-23,25
Среднегодовые темпы прироста, %	-	-2,2	-26,9	11,7	3,0	-0,4	2,0	-2,1	1,2	6,2	0,14	-11,2	- 1,1
Электропотребление ОЭС Юга, млн кВтч	92131,4	91829,7	63135,5	67603,8	73463,1	78483,2	80985,1	78099,3	82408,5	85748,6	86 509,6	85 584,8	83 670,2
Абсолютный прирост электропотребления ОЭС Юга, млн кВтч	-	-301,7	28 694,2	4 468,3	5 859,3	2 059,4	2 501,9	-2 885,8	4 309,2	3 340,1	761,0	-924,8	1 871,4
Среднегодовые темпы прироста ОЭС Юга, %	-	-0,3	-31,2	7,1	8,7	2,7	3,2	-3,6	5,5	4,1	0,88	- 1,1	2,24
Доля электропотребления РСО-Алания в электропотреблении ОЭС Юга, %	2,82	2,77	2,94	3,07	2,91	2,73	2,70	2,74	2,63	2,68	2,66	2,39	2,62

График изменения потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания за 1990-2013 годы

"График изменения потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания за 1990-2013 годы"

3.3. Структура электропотребления в Республике Северная Осетия-Алания за 2009-2013 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 1-6, среднегодовые темпы прироста электропотребления в республике значительно ниже общероссийских и по югу России. Если среднегодовое потребление электроэнергии в России уже в 2013 году достигло 98% от уровня в 1990 году, то потребление электроэнергии в республике в 2013 году составило 78,9% от потребления в 1990 году.

Структура электропотребления в Республике Северная Осетия-Алания по видам экономической деятельности приведена в таблице 7.

Таблица 7

	Вид экономической деятельности	2012 год		2013 год
		млн кВтч	%	млн кВтч	%
1.	Промышленное производство (обрабатывающие производства)	151,7	6,58	128,4	6,27
	в том числе:
1.1.	Производство и распределение электроэнергии, газа, воды	38,8	1,7	32,4	1,58
2.	Строительство	17,1	0,74	15,2	0,74
3.	Транспорт и связь	38,05	1,65	36,9	1,8
4.	Сельское хозяйство	8,7	0,38	8,8	0,43
5.	Сфера услуг	135,7	5,88	131,3	6,41
6.	Бытовое потребление	380,8	16,52	412,5	20,14
7.	Потери в электрических сетях	690,78	29,97	656,8	32,08
8.	Собственные нужды электростанций	2,2	0,1	2,1	0,1
9.	Другие виды экономической деятельности	880,07	38,18	655,8	32,03
	Всего:	2 305,1	100,0	2 047,8	100,0

Структура потребления электроэнергии по видам экономической деятельности, млн кВтч

"Структура потребления электроэнергии по видам экономической деятельности, млн кВтч"

Структура электропотребления в Республике Северная Осетия-Алания по группам потребителей в 2013 году:

Таблица 8

Потребители электрической энергии	Количество потребленной энергии, млн кВтч
	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год	2013 год
Бюджетные потребители	199,7	202,5	213,64	228,08	158,75
Промышленные организации	730,4	768,1	768,5	746,2	483,12
Сельскохозяйственные потребители	6,1	12,6	9,34	8,71	8,75
Прочие потребители	281,0	257,4	222,48	250,53	327,90
Население	354,5	361,2	376,74	380,8	412,48
Полезный отпуск	1571,7	1601,8	1590,7	1614,32	1 391,0
Потери электроэнергии	569,1	564,4	710,4	690,78	656,8
Потреблено всего:	2 140,8	2 166,2	2301,1	2305,1	2 047,8

Структура потребления по группам потребителей, млн кВтч

"Структура потребления по группам потребителей, млн кВтч"

3.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии с указанием потребления электрической энергии и мощности за 2009-2013 годы

Крупным потребителем электрической энергии является промышленность и, в первую очередь, предприятия цветной металлургии. Цветную металлургию представляют два основных предприятия, расположенных в г. Владикавказ: ОАО "Электроцинк" (кадмий, свинец, цинк, серная кислота, медный купорос), ОАО "Победит" (вольфрамовые карбиды, шипы). Доля ОАО "Электроцинк" в общем объеме электропотребления в республике 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 2013 год только у 5 хозяйствующих субъектов годовое потребление электроэнергии составило свыше 1% от общего потребления в Республике Северная Осетия-Алания: ОАО "Электроцинк", ОАО "Победит", ОАО "Оборонэнерго", МУП "Ардонские инженерные сети" и ГУП "Аланияэлектросеть". В совокупности на них приходится 50,7% от общего количества потребляемой республикой электроэнергии.

Как следует из таблиц 1-6, в 2013 году наблюдается снижение потребления электроэнергии на 257,3 млн кВтч (11,2%), что обусловлено повышением среднемесячной температуры наружного воздуха, отсутствием дополнительного дня високосного года и сокращением производства самым энергоемким предприятием республики ОАО "Электроцинк". Потребление электроэнергии ОАО "Электроцинк" по сравнению с ее потреблением в 2012 году снизилось на 157,4 млн кВтч (на 35%).

Перечень основных потребителей электрической энергии в 2013 году:

Таблица 9

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	299,4	57,7	46,2
2.	ГУП "Аланияэлектросеть"	г. Владикавказ, просп. Доватора, 12	40.13.2 распределение электроэнергии	644,6	105,0	105,45
3.	ОАО "Победит"	г. Владикавказ, ул. Заводская, 1 "а"	27.45 производство твердосплавной продукции	40,3	8,0	9,32
4.	ОАО "Оборонэнергосбыт"	г. Москва, Воронцовский пер, д. 2	40.10.5 оптовая торговля электрической и тепловой энергией	21,3	5,0	4,9
5.	МУП "Ардонские инженерные сети"	г. Ардон ул. Епхиева, 112	40.13.2 распределение электроэнергии	33,2	4,5	4,86
	Итого:			1 038,8	180,2	170,73

3.5. Перечень основных энергорайонов на территории Республики Северная Осетия-Алания с указанием потребления электрической энергии и мощности за 2009-2013 годы

Таблица 10

NN п/п	Наименование энергоузла	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
1.	МУП "Моздокские электрические сети"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	62,176	66,118	69,386	62,61	65,69
	Максимальная нагрузка, МВт	9,6	10,26	10,57	10,93	11,47
2.	МП "Ардонские инженерные сети"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	27,293	27,998	30,121	31,27	33,16
	Максимальная нагрузка, МВт	4,01	4,22	4,48	4,58	4,86
3.	ООО "Осетия - Энергосети"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	40,283	45,072	49,438	50,68	50,04
	Максимальная нагрузка, МВт	6,0	6,72	6,3	9,2	9,08
4.	МП "Дигорская городская сетевая компания"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	22,568	23,718	15,315	17,98	17,73
	Максимальная нагрузка, МВт	3,43	3,53	2,28	3,67	3,62
5.	ОАО "РЖД"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	58,760	59,582	58,827	64,55	63,34
	Максимальная нагрузка, МВт	13,20	13,40	13,23	12,89	12,65
6.	ОАО "Электроцинк"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	421,560	451,533	454,7	476,15	299,4
	Максимальная нагрузка, МВт	59,8	64,0	72,0	66,3	46,2
7.	ОАО "Победит"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	30,662	32,459	41,621	43,24	40,3
	Максимальная нагрузка, МВт	3,9	4,3	6,4	6,5	9,3
8.	ГУП "Аланияэлектросеть"
	Годовой объем электропотребления, млн кВтч	618,520	620,089	662,185	711,25	690,88
	Максимальная нагрузка, МВт	92,0	92,3	98,54	122,09	117,74

3.6. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Республики Северная Осетия-Алания и крупных узлов нагрузки за 1990-2013 годы

Динамика изменения собственного максимума нагрузки представлена в таблице 11.

Таблица 11

	1990	1991	1998	2000	2005	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2009- 2013
Собственный максимум нагрузки, МВт	432	445	354	383	420	404	425	404	410	405	445	396	412
Абсолютный прирост максимума нагрузки, МВт	-	13	- 91	29	37	- 23	21	-21	6	- 5	40	-49	-2
Среднегодовые темпы прироста, %	-	3	- 20.4	8,2	9,7	- 5,4	- 5,2	- 4,9	1,5	- 1,2	9,8	-11,0	-0,49

Число часов использования максимума нагрузки:

Таблица 12

	1990	1991	1998	2000	2005	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2009- 2013
Электропотребление, млн кВтч	2596,5	2539,8	1857,7	2075,1	2137,1	2144,8	2187,3	2140,8	2166,3	2301,1	2305,1	2 047,8	2192,2
Собственный максимум нагрузки, МВт	432	445	354	383	420	404	425	404	410	405	445	396	412
Число часов использования максимума, час	6010	5707	5247	5418	5088	5309	5146	5299	5283	5681	5185	5171	5321

Изменение максимума нагрузки по Республике Северная Осетия-Алания за период 1990-2013 годы

"Изменение максимума нагрузки по Республике Северная Осетия-Алания за период 1990-2013 годы"

Динамика изменения максимума нагрузки крупных узлов нагрузки:

Таблица 13

Годы	2009	2010	2011	2012	2013
Нагрузка по региону, МВт	404	410	405	445	396
рост, %	- 4,9	1,5	- 1,2	9,8	- 11
МУП "Моздокские электрические сети"	9,6	10,26	10,57	10,93	11,47
рост, %	2,5	6,9	3,0	3,4	4,9
МУП "Ардонские инженерные сети"	4,01	4,22	4,48	4,58	4,86
рост, %	5,0	5,2	6,2	2,2	6,1
ООО "Осетия - Энергосети"	6,0	6,72	6,3	8,2	9,08
рост, %	-5,7	12,0	-6,25	30,0	10,7
МП "Дигорская городская сетевая компания"	3,43	3,53	2,28	3,67	3,62
рост, %	0,3	2,9	-35,4	61,0	- 1,4
ОАО "РЖД"	13,20	13,40	13,23	12,89	12,65
рост, %	0,3	1,5	-1,3	-2,6	- 1,9
ОАО "Оборонэнерго"	3,3	3,4	3,51	4,94	4,9
рост, %	3,1	3,0	3,2	40,7	- 0,8
ПС 110/6 кВ Электроцинк-I ПС 110/6 кВ Электроцинк-II	59,8	64,0	72,0	66,3	46,2
рост, %	- 0,8	7,0	12,5	-8,0	- 30,3
ПС 110/6 кВ Победит	3,9	4,3	6,4	6,5	9,3
рост, %	- 23,5	2,6	48,8	1,5	43,1
ГУП "Аланияэлектросеть"	92,0	92,3	98,54	122,09	117,74
рост, %	0,9	0,3	6,8	23,9	-3,6

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:

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

В его состав входят 6 гидроэлектростанций: Дзауджикауская, Эзминская, Гизельдонская, Беканская, Кора-Урсдонская и Павлодольская. Общая установленная мощность электростанций - 79,52 МВт.

Гизельдонская ГЭС расположена на реке Гизельдон у селения Кобан Пригородном районе. 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 - около 80 лет;

Беканская ГЭС, расположенная в Ардонском районе у села Бекан на озере Бекан, мощностью 0,5 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 м. куб/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. Ее мощность 8 МВт и среднегодовая выработка 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 0,6 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 м. куб/сек;

Павлодольская ГЭС 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";

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";

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".

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 электростанций Северокавказской энергосистемы в 2013 году с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям представлен в таблице 14.

Таблица 14

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 2013 году электростанций по принадлежности к энергокомпаниям

"Структура мощности существующих в 2013 году электростанций по принадлежности к энергокомпаниям"

Структура установленной мощности в 2013 году по типам генерирующих мощностей представлена в таблице 15.

Таблица 15

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 ОАО "Зарамагские ГЭС"	15
Павлодольская ГЭС	2,62
Фаснальская МГЭС	6,4
Итого:	106,92/35,0

Структура существующих в 2013 году электростанций по типам генерирующих мощностей

"Структура существующих в 2013 году электростанций по типам генерирующих мощностей"

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

Таблица 16

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			2,5
	3	РО-123-ВБ-160	1948			2,5
Беканская ГЭС	1	VEW-396/18-6	1945	вода	Ардонский район, с. Бекан	0,25
	2	VEW-396/18-6	1951			0,25
Кора-Урсдонская ГЭС	1	РО-300-ГФ60	2000	вода	Дигорский район, с. Кора-Урсдон	0,3
	2	РО-300-ГФ60	2000			0,3
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			1,31
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 2012 и 2013 годах по объектам генерации представлена в таблице 17.

Таблица 17

Наименование объекта	Выработка электроэнергии, млн кВтч		Структура 2013 г., %	Изменение выработки к предыдущему году, %
	2012 г.	2013 г.
Выработка электроэнергии	341,2	380,5	100	11,5
в том числе:
ГЭС	341,2	380,5	100	11,5
ТЭС	0	0	0	0

Рост выработки электроэнергии по сравнению с выработкой в 2012 году объясняется увеличением производства Эзминской и Дзауджикауской гидроэлектростанциями после капитального ремонта гидроагрегатов при среднем уровне приточности к створам ГЭС.

Структура производства электроэнергии по типам электростанций и видам собственности в 2009 - 2013 годах представлена в таблице 18.

Таблица 18

Генерирующие объекты	Вид собственности	Производство электроэнергии, млн кВтч
		2009	2010	2011	2012	2013
Филиал ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал"	ОАО "РусГидро"	368,7	372,5	328,7	305,3	338,7
Зарамагская ГЭС	ОАО "Зарамагские ГЭС"	3,1	40,2	38,1	25,3	29,5
ТЭС БМК	ОАО "БМК"	0	0	0,50	0	0
Фаснальская МГЭС	ОАО "Турбохолод"	-	-	-	10,6	12,3
Итого:		371,8	412,7	367,3	341,2	380,5

Структура производства электроэнергии по видам собственности в 2013 году

"Структура производства электроэнергии по видам собственности в 2013 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 19 и 20:

Таблица 19

Воздушные линии, всего (в том числе по территории Республики Северная Осетия-Алания), км		912,988 (192,589)
в том числе:	напряжением 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)
	напряжением 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 20

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	6	360
	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 2013 году, приведена в таблицах 21 и 22:

Таблица 21

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

Таблица 22

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 в 2014-2019 годах, приведена в таблице 23:

Таблица 23

Наименование объекта	Класс напряжения, кВ	Количество, шт.	Мощность, МВА/МВАр	Причина вывода, источник информации
ПС 110 кВ Северный Портал (силовой трансформатор)	110	1	6,3	замена
ПС 330 кВ Владикавказ-2	330	2	2х200	замена
ПС 330 кВ Владикавказ-2 Шунтирующие реакторы	500	3	180	замена
ПС 330 кВ Владикавказ-2 Статический конденсатор	6	1	50	замена

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 24:

Таблица 24

Оборудование	Количество (тыс. у.е.) по состоянию на 01.01.2014
	2009	2010	2011	2012	2013
ПС 110 кВ	8,014	8,014	6,863	7,054	7,054
ПС-35 кВ	5,324	5,324	4,203	4,209	4,209
ТП (КТП, ЗТП, РП, БКТП) 6-20 кВ	10,992	10,992	6,833	7,396	7,396
ВЛ 110 кВ	1,233	1,329	1,064	1,064	1,064
ВЛ-35 кВ	0,571	0,571	0,569	0,569	0,569
ВЛ 0,4-10 кВ	7,374	7,374	7,853	7,853	7,853
КЛ 0,4-10 кВ	0,0355	0,0355	0,0355	0,0355	0,0355
Итого:	33,544	33,64	27,42	28,146	28,146

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

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

Арендованных электрических сетей в 2013 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 25.

Таблица 25

NN п/п	Наименование показателей	Количество	Мощность, МВА
	1	2	3
	Понизительные подстанции
1.	Понизительные подстанции (ПС) 110/35/6-10 кВ	39	1 174,4
2.	Понизительные подстанции (ПС) 35/6-10 кВ	35	205,6
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 СОФ ОАО "МРСК Северного Кавказа", в том числе сельскохозяйственного назначения, приведены в таблице 26:

Таблица 26

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	73	691	865
	ВЛ-35 кВ	56	455	503
Итого:		2383	6376	6601

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

Таблица 27

Класс напряжения подстанции	Количество подстанций, шт.	Количество силовых трансформаторов, шт.	Установленная мощность, МВА
110	39	69	1 174,4

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

Таблица 28

Тип линии, напряжение, кВ	Количество, шт.	Протяженность, км
		по трассе	по цепям
ВЛ-110	73	691	865

Информация об оборудовании 110 кВ и выше Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа", выведенном из эксплуатации в 2013 году, приведена в таблицах 29 и 30:

Таблица 29

Наименование объекта	Класс напряжения, кВ	Количество, шт.	Мощность, МВАр	Причина вывода, источник информации
ПС Нузал	110	1	6,3	замена

Таблица 30

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

Информация об оборудовании 110 кВ и выше Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа", которое будет выведено из эксплуатации в 2014-2019 годах, приведена в таблице 31:

Таблица 31

Наименование объекта	Класс напряжения, кВ	Количество, шт.	Мощность, МВА/МВАр	Причина вывода, источник информации
ПС Северо-Восточная	110	2	40	Замена

Информация об оборудовании 110 кВ и выше Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа", которое будет введено из эксплуатации в 2014 - 2019 годах согласно Инвестиционной программе Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" на 2014 - 2018 годы и проекту инвестиционной программы Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" на 2015 - 2019 годы, приведена в таблице 32:

Таблица 32

Электросетевой объект	Параметры объекта км, МВА, МВАр	Год	Тип мероприятия	Источник информации
ПС 110 кВ Парковая	2х25	2016	новое строительство	ИП СОФ МРСК СК на 2014-2018 гг.
ПС 110 кВ Северо-Восточная	2х25	2017	замена	проект ИП МРСК СК на 2015-2019 гг.
ПС 110 кВ Лысая гора	2х6,3	2016	новое строительство	проект ИП МРСК СК на 2015-2019 гг.

3.8.3. Структура объектов электросетевого комплекса напряжением 110 кВ 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 33

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

Линии электропередачи других владельцев:

Таблица 34

Тип линии, напряжение, кВ	Количество, шт.	Протяженность, км
ВЛ-110	4	44,8

Ввода и вывода объектов электросетевого комплекса в 2014-2019 годах не планируется.

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 35.

Таблица 35

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	1 233,2
2.	ООО "Осетия-Энергосети"	72	24,3	328	402,4
3.	МП "Дигорская городская сетевая компания"	24	9,72	86	353,3
4.	МП "Ардонские инженерные сети"	52	11,65	162	322,3
5.	МУП "Моздокские электрические сети"	114	36,65	510	273,2
6.	Филиал "Северо-Кавказский" ОАО "Оборонэнерго"	66	22,03	34	70,9
	Итого:	895	219,35	1 644	2 655,3

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, 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, ВЛ 330 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 36.

Таблица 36

NN п/п	Наименование подстанции	Номер трансформатора	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.	Городская	Т-1	16	110		115_9*1,78
27.	Городская	Т-2	16	110		115_9*1,78
28.	Дзуарикау	Т-1	6,3	110	115_2*2,5
29.	Дзуарикау	Т-2	6,3	110		115_9*1,78
30.	Дигора-110	Т-1	10	110		115_4*2,5
31.	Дигора-110	Т-2	10	110		115_9*1,78
32.	Западная	Т-1	16	110		115_9*1,78
33.	Западная	Т-2	14	110	115_2*2,5
34.	Заманкул	Т-1	10	110		115_4*2,5
35.	Зарамаг	Т-1	14	110	115_2*2,5
36.	Зарамаг	Т-2	16	110		115_9*1,78
37.	Змейская	Т-1	7,5	110	115_2*2,5
38.	Змейская	Т-2	10	110		115_9*1,78
39.	Кармадон	Т-1	6,3	110		115_9*1,78
40.	Карца	Т-1	16	110		115_4*2,5
41.	Карца	Т-1	16	110		115_9*1,78
42.	Левобережная	Т-1	25	110		115_9*1,78
43.	Левобережная	Т-2	25	110		115_9*1,78
44.	Мизур	Т-1	16	110		115_9*1,78
45.	Моздок-110	Т-1	16	110		110_4*2,5
46.	Моздок-110	Т-2	16	110		115_4*2,5
47.	Ногир-110	Т-1	16	110		115_9*1,78
48.	Ногир-110	Т-2	16	110		115_9*1,78
49.	Нузал	Т-1	10	110		115_9*1,78
50.	Нузал	Т-2	12	110	110_2*2,5
51.	Ольгинская	Т-1	16	110		115_9*1,78
52.	Павлодольская-110	Т-1	10	110		115_9*1,78
53.	Победит	Т-1	40	110		115_9*1,78
54.	Победит	Т-2	40	110		115_9*1,78
55.	Предмостная	Т-1	10	110		110_4*2,5
56.	Предмостная	Т-2	10	110		110_4*2,5
57.	РП-110	Т-1	32	110		115_4*2,5
58.	РП-110	Т-2	40	110		115_9*1,78
59.	Северо-Западная	Т-1	25	110		115_9*1,78
60.	Северо-Западная	Т-2	25	110		115_4*2,5
61.	Северо-Восточная	Т-1	20	110		115_8*2
62.	Северо-Восточная	Т-2	20	110		115_4*2,5
63.	Терек-110	Т-1	10	110		115_4*2,5
64.	Терек-110	Т-2	10	110		115_9*1,78
65.	Терская	Т-1	16	110		115_9*1,78
66.	Терская	Т-2	16	110		115_9*1,78
67.	Унал	Т-1	6,3	110		110_4*2,5
68.	Фиагдон	Т-1	6,3	110		115_9*1,78
69.	Фиагдон	Т-2	6,3	110		115_9*1,78
70.	ЦРП-1	Т-1	16	110		115_9*1,78
71.	ЦРП-1	Т-2	16	110		115_9*1,78
72.	Чикола-110	Т-1	10	110		115_9*1,78
73.	Чикола-110	Т-2	10	110		115_9*1,78
74.	Электроцинк-1	Т-1	40	110		115_9*1,78
75.	Электроцинк-1	Т-2	25	110		115_9*1,78
76.	Эльхотово	Т-1	16	110		115_9*1,78
77.	Юго-Западная	Т-1	25	110		115_9*1,78
78.	Юго-Западная	Т-2	25	110		115_9*1,78
79.	Янтарь	Т-1	40	110		115_9*1,78
80.	Янтарь	Т-2	25	110		115_9*1,78
Другие владельцы
81.	Гизельдон ГЭС	Т-1	10	110		115_4*2,5
82.	Гизельдон ГЭС	Т-2	10	110		115_4*2,5
83.	Гизельдон. ГЭС	Т-3	10	110		115_4*2,5
84.	Дзау ГЭС	Т-1	16	110		115_9*1,78
85.	Дзау ГЭС	Т-2	16	110		115_9*1,78
86.	Эзминская ГЭС	Т-1	40	110	121_2*2,5
87.	Эзминская ГЭС	Т-2	40	110		115_9*1,78
88.	Электроцинк-II	Т-1	40	110		115_9*1,78
89.	Электроцинк-II	Т-2	32	110		112_8*1,49
90.	Электроцинк-II	Т-3	25	110		115_9*1,78
91.	Беслан-тяговая	Т-1	25	110		115_9*1,78
92.	Беслан-тяговая	Т-2	25	110		115_9*1,78
93.	Исток	Т-1	6,3	110		115_9*1,78
94.	Исток	Т-2	6,3	110		115_9*1,78
95.	Мичурино-110	Т-1	6,3	110		115_9*1,78
96.	Моздок-тяговая	Т-1	20	110		112_4*2,5
97.	Моздок-тяговая	Т-2	40	110		115_9*1,78
98.	Нар	Т-1	2,5	110		115_9*1,78
99.	Штольня	Т-1	2,5	110		6,6_10*1,5
100.	Бор	Т-1	10	110		115_9*1,78
101.	Бор	Т-2	10	110		115_9*1,78
	Итого:		2 719,4

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 37.

Таблица 37

N п/п	Диспетчерский номер линии	Наименование линии	Напряжение, кВ	Протяженность, км
	Филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга
1.		Моздок - Прохладная-2	330	63,50 (35,336)
2.		Владикавказ-2 - Грозный	330	114,43 (12,258)
3.		Владикавказ-2 - Владикавказ-500	330	11,814 (11,422)
4.		Владикавказ-500 - Моздок	330	86,847 (61,703)
5.		Невинномысск - Владикавказ-2	330	316,697 (46,447)
6.		Моздок - Артем	330	274+2х3 (20,56)
7.	129	Северный Портал - Джава	110	39,7 (4,863)
	Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа"
8.	1	Юго-Западная - Гизельдон ГЭС	110	6,7
9.				19,1
10.	2	Владикавказ-1 - Северо-Западная	110	1,64
11.	3	Северо-Западная - Городская	110	2,1
12.	4	Юго-Западная - Дзуарикау	110	6,7
13.				14,93
14.	7	РП-110 - Восточная - Юго-Западная отп. на ПС Северо-Восточная	110	4,3
15.	8	РП-110 - Эзми ГЭС отп. на ПС Северо-Восточная отп. на Дзау ГЭС	110	30,48
16.	9	В-1 - Электроцинк-1	110	0,72
17.	10	В-1 - Электроцинк-1	110	0,72
18.	11	Нузал - Фиагдон	110	8,95
19.				18,87
20.	14	Алагир - Унал	110	5,68
21.				16,75
22.	15	Нузал - Мизур	110	3,43
23.	16	Кармадон - ГДГЭС	110	8,57
24.				8,36
25.	17	Фиагдон - Кармадон	110	9,44
26.				8,36
27.	18	Унал - Мизур	110	8,3
28.				0,69
29.	19	Владикавказ-2 - Беслан-тяговая	110	21,176
30.	20	Владикавказ-1 - Владикавказ-2	110	3,0
31.				4,82
32.	21	Владикавказ-1 - Владикавказ-2	110	4,72
33.	22	Владикавказ-1 - Владикавказ-2	110	2,19
34.				2,47
35.	23	Беслан - Мичурино-110	110	13,189
36.	24	Янтарь - Ногир-110	110	5,45
37.	25	Эзм. ГЭС - Кармадон	110	12,37
38.	26	Янтарь - Левобережная	110	7,04
39.				2,4
40.	27	Юго-Западная - Янтарь	110	6,87
41.				11,14
42.	28	Юго-Западная - Западная	110	2,64
43.	29	Юго-Западная - Западная	110	2,64
44.	30	Юго-Западная - Левобережная	110	10,94
45.				2,222
46.	31	Эзми ГЭС - Юго-Западная	110	23,453
47.	32	ПС Восточная - ПС Юго-Западная с отп. на Дзау ГЭС	110	21,5
48.	70	Беслан - Ногир-110	110	18,34
49.	71	ПС Северо-Западная - Городская	110	2,1
50.	72	Беслан-тяговая - Беслан	110	2,8
51.	73	РП-110 - В-2	110	3,65
52.	74	РП-110 - В-2	110	3,65
53.	75	РП-110 - Победит	110	4,34
54.	76	РП-110 - Победит	110	4,34
55.	77	Владикавказ-1 - Карца	110	5,3
56.	78	Владикавказ-1 - РП-110	110	2,88
57.	79	Алагир - АЗС	110	5,55
58.	80	Ардон-110 - АЗС	110	12,75
59.	81	РП-110 - Карца	110	3,15
60.	82	Алагир - Дзуарикау	110	1,43
61.				16,78
62.	83	Городская - ЦРП-1	110	0,53
63.	84	Городская - ЦРП-1	110	0,47
64.	85	Ардон-110 - Мичурино-110	110	20,064
65.	89	Терек-110 - Екатериноградская	110	8,678
66.		Екатериноградская - Прохладный		15,75
67.	90	Моздок-330 - Павлодольская-110	110	27,321
68.		Павлодольская-110 - Терек-110		0,61
69.	103	Владикавказ-500 - Янтарь	110	22,2
70.	104	Владикавказ-500 - Янтарь	110	22,2
71.	105	Нузал - Верхний Згид	110	7,964
72.	106	Владикавказ-500 - Исток	110	3,922
73.				20,56
74.	107	РП-110 - В-500	110	14,83
75.	108	РП-110 - В-500	110	14,83
76.	109	Моздок-330 - Моздок-тяговая	110	7,116
77.	110	Моздок-330 - Моздок-тяговая	110	7,764
78.	111	Эльхотово - Змейская	110	8,35
79.				0,9
80.	112	Ардон-110 - Эльхотово	110	24,3
81.				0,9
82.	113	Заманкул - Эльхотово	110	20,56
83.		Заманкул - Беслан-Северная		25,19
84.	114	Беслан-Северная - Исток	110	0,606
85.	118	Владикавказ-1 - Янтарь	110	1,9
86.				0,15
87.				1,5
88.	124	Фиагдон - Северный Портал	110	0,95
89.				33,95
90.	125	Северо-Западная - Янтарь	110	1,98
91.	126	Владикавказ-1 - Янтарь	110	2,983
92.	127	Нузал - Штольня	110	9,92
93.		Штольня - Головная ЗГЭС		6,78
94.	128	Зарамаг - Нар	110	3,4
95.				5,8
96.		Нар - Северный Портал		5,8
97.	130	Моздок-110 - Предмостная	110	9,69
98.	131	Предмостная - Терская	110	15,1
99.				2,58
100.	133	Владикавказ-500 - Ольгинская	110	1,5
101.	134	Владикавказ-500 - Ольгинская	110	1,5
102.	135	Моздок -330 - Моздок-110	110	3,16
103.	136	Ардон-110 - Дигора-110	110	18,0
104.	137	Моздок-330 - Терская	110	5,66
105.	138	Дигора-110 - Чикола-110	110	19,3
106.	227	Головная ЗГЭС - Зарамаг	110	1,783
	Прочие владельцы
107.	33	В-2 - Бор	110	1,8
108.	34	В-2 - Бор	110	1,8
109.	101	Владикавказ-500 - Электроцинк-II	110	20,6
110.	102	Владикавказ-500 - Электроцинк-II	110	20,6
	Итого:			1 098,47

Основные 54 системные подстанции 110-330 кВ размещены в центрах нагрузок, что обеспечивает оптимальную их загрузку.

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

г. Владикавказ - 17;

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.

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 38.

Таблица 38

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 2009-2013 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 чем на 20%. Спрос на мощность по республике удовлетворяется за счет сальдированного перетока электроэнергии из смежных энергосистем: Ставропольской, Дагестанской и Кабардино-Балкарской. Годовой максимум нагрузки потребителей Республики Северная Осетия-Алания зафиксирован 17 декабря 2013 года в 19-00 при частоте электрического тока 50 Гц и температуре наружного воздуха - 15,7°С и составил 395,9 МВт, что на 48,7 МВт (21,9%) ниже абсолютного максимума в 2013 году. Максимум энергосистемы, совмещенный с максимумом ЕЭС России, зафиксированный 18 января 2013 года в 10.00 при частоте 50,01 Гц и температуре наружного воздуха - 10,4°С, составил 336,95 МВт, что на 41,85 МВт (11%) ниже показателя в 2013 году.

Максимальная нагрузка электростанций республики в час прохождения абсолютного максимума нагрузки энергосистемы (по сведениям системного оператора) составила 25,02 МВт, что на 11,62 МВт выше аналогичного показателя в 2012 года, сальдо внешних перетоков составило 370,88 МВт. Нагрузка станций в час максимума энергосистемы, совмещенного с максимумом нагрузки ЕЭС России, составила 20,83 МВт, что на 0,77 МВт ниже, чем в 2012 году, сальдо внешних перетоков - 316,12 МВт.

Фактический баланс мощности энергосистемы на час прохождения совмещенного максимума потребления в ЕЭС России в 2013 году по сведениям, представленным Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ, совмещенный с максимумом ЕЭС России, представлен в таблице 39.

Таблица 39

Показатели	Единица измерения	Отчетные значения
Потребность
Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России) 18.01.2013 г. в 10.00	тыс. кВт	336,95
Передача мощности	тыс. кВт	-
Итого потребность	тыс. кВт	336,95
Покрытие	тыс. кВт
Установленная мощность на конец 2013 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	77,92
Используемая в балансе мощность	тыс. кВт	29,0
Всего получение мощности	тыс. кВт	20,83
Итого покрытие максимума нагрузки	тыс. кВт	20,83
Избыток(+)/дефицит (-) мощности	тыс. кВт	-316,12
Фактический резерв	тыс. кВт	8,2

Ограничения установленной мощности на генерирующих объектах 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 и остановки ТЭЦ БМК.

Ограничение по мощности в момент прохождения зимнего максимума нагрузки составляет 77,92 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 40.

Таблица 40

Показатели	Единица измерения	Отчетные значения
Потребность
Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России) 17.12.2013 г. в 19.00	тыс. кВт	395,9
Передача мощности	тыс. кВт	-
Итого потребность	тыс. кВт	395,9
Покрытие	тыс. кВт
Установленная мощность на конец 2013 г.	тыс. кВт	100,92
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	75,58
Плановое ремонтное снижение мощности		-
Используемая в балансе мощность	тыс. кВт	33,34
Всего получение мощности	тыс. кВт	25,02
Итого покрытие максимума нагрузки	тыс. кВт	25,02
Избыток (+)/дефицит (-) мощности	тыс. кВт	-370,88
Фактический резерв	тыс. кВт	8,32

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 2013 году 380,5 млн кВтч, или 18,6% от потребности, и сальдированного перетока электроэнергии из смежных энергосистем.

Объем выработки электроэнергии имеет сезонный характер: от 6,7% в зимний период и до 47,4% в летний период в 2013 году.

Годовой объем потребления и производства электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания в 2013 году, по сведениям Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ, представлен в таблице 41.

Таблица 41

Месяц	Потребление, млн кВтч	Производство, млн кВтч
январь	229,01	15,45
февраль	189,95	12,96
март	185,86	12,97
апрель	163,91	16,86
май	143,30	51,59
июнь	132,88	53,37
июль	122,68	58,10
август	125,87	57,30
сентябрь	148,05	39,64
октябрь	182,51	23,64
ноябрь	191,09	21,23
декабрь	232,69	17,41
Итого	2 047,8	380,52

Динамика потребления и производства электроэнергии по месяцам 2013 года, по сведениям Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ

"Динамика потребления и производства электроэнергии по месяцам 2013 года, по сведениям Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ"

Потребление электроэнергии в Республике Северная Осетия-Алания в 2013 году составило 2047,8 млн кВтч, что ниже уровня в 2012 году на 257,3 млн кВтч, или на 11,2%. С учетом дополнительного дня високосного 2012 года показатели составляют 251,3 млн кВтч, или 10,9% соответственно. В течение года динамика потребления носила неоднородный характер, что вызвано, в первую очередь, температурным фактором. Тенденция к снижению потребления отмечалась на протяжении всего года, что свидетельствует о последствиях негативных явлений, возникших в 2007 - 2009 годах в отечественной экономике вследствие мирового финансового кризиса. В дальнейшем ожидается рост электропотребления, обусловленный восстановлением экономики республики, оживлением потребительского спроса и инвестиционной активностью, особенно в инфраструктурные проекты.

Фактический баланс электрической энергии в 2013 году, по сведениям Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ, представлен в таблице 42.

Таблица 42

Показатели	Единица измерения	Отчетные значения
Потребление электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания	млн кВтч	2 047,8
Передача электроэнергии	млн кВтч	-
Выработка электроэнергии, в том числе:	млн кВтч	380,5
АЭС		-
ГЭС		380,5
КЭС
ТЭЦ		0
ВИЭ
Получение электроэнергии из смежных энергосистем (ОРЭМ)	млн кВтч	1 667,3
Число часов использования установленной мощности электростанций
АЭС	часов в год	-
ГЭС	часов в год	3 560
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 располагает объектами генерации тепла, поставляющими 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, сс. Эльхотово и Октябрьское. Администрацией местного самоуправления Алагирского городского поселения принято решение о ликвидации всех районных котельных и магистральных тепловых сетей.

Во исполнение поручения Заместителя Председателя Правительства Российской Федерации Д. Козака от 30.06.2012 NДК-П9-3694 органами местного самоуправления городов и районов республики 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.

Проектным институтом ОАО "Севкавгипроводхоз" (г. Пятигорск) разработана и утверждена Программа комплексного развития коммунальной инфраструктуры г. Моздок на период до 2025 года, которая содержит схему теплоснабжения городского поселения.

Разработаны и находятся на рассмотрении и утверждении собраний представителей городов и поселений схемы теплоснабжения городов Алагир, Ардон, Дигора и селений Эльхотово, Октябрьское.

Фактический топливно-энергетический баланс Республики Северная Осетия-Алания за 2009-2013 годы

Таблица 43

N п/п	Наименование	Единица измерения	Год
			2009	2010	2011	2012	2013
1	2	3	5	6	7	8
1.	Поступление топливно-энергетических ресурсов (в т у. т.), в том числе:	тыс. т у.т.	2 448,37	2 262,56	2 477,95	2 432,31	2 383,23
1.1.	Поступление электроэнергии (далее - ЭЭ) (в т у.т.)	тыс. т у.т.	737,51	746,26	792,73	794,11	705,5
	Поступление ЭЭ, в том числе:	млн кВтч	2 140,80	2 166,20	2 301,10	2 305,10	2 047,8
	собственного производства, в том числе:	млн кВтч	371,8	412,7	367,3	341,2	380,5
	ГЭС	млн кВтч	371,8	412,7	367,3	341,2	380,5
	ТЭС	млн кВтч	-	-	-	-	-
	АЭС	млн кВтч	-	-	-	-	-
	покупная с ОРЭМ		1 769,00	1 753,50	1 933,80	1 963,90	1 667,3
1.2.	Поступление газа (в т у.т.)	тыс. т у.т.	1470,77	1295,71	1451,39	1410,30	1 455,5
	Поступление газа, всего:	млн куб. м	1 274,50	1 122,80	1 257,70	1 222,10	1 257,6
	собственного производства	млн куб. м	-	-	-	-	-
	получено со стороны, в том числе:	млн куб. м	1 274,50	1 122,80	1 257,70	1 222,10	1 257,6
	сжиженный газ	млн куб. м	5	5,7	6,3	6	10,2
	природный газ	млн куб. м	1 269,50	1 117,10	1 251,40	1 216,10	1 247,4
1.3.	Поступление тепла (в т у.т.)	тыс. т у.т.	240,09	220,60	233,84	227,90	222,23
	Поступление тепла, в том числе:	тыс. Гкал	1 615,70	1 484,50	1 573,60	1 533,66	1 495,5
	собственного производства, в том числе:	тыс. Гкал	1 615,70	1 484,50	1 573,60	1 533,66	1495,5
	ТЭС	тыс. Гкал	-	-	-	-	-
	муниципальными котельными	тыс. Гкал	1 615,70	1 484,50	1 573,60	1 533,66	1 495,5
	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.	2448,37	2262,56	2477,95	2432,31	2383,23
	полезный отпуск (в т у.т.)	тыс. т у.т.	1988,34	1680,17	1961,83	1946,26	1 708,05
2.1.	Потребление ЭЭ (в т у.т.)	тыс. т у.т.	737,51	746,26	792,73	794,11	705,5
	Потребление электрической энергии (далее - ЭЭ), всего:	тыс. кВтч	2 140,80	2 166,20	2 301,10	2 305,10	2047,8
	полезный отпуск ЭЭ потребителям, в том числе:	тыс. кВтч	1 571,70	1 601,80	1590,1	1 614,32	1 391,0
	промышленное производство	тыс. кВтч	162,6	161,9	168,05	151,7	128,4
	строительство	тыс. кВтч	16,9	16,5	16,3	17,1	15,2
	транспорт и связь	тыс. кВтч	36,6	37,8	37,25	38,05	36,9
	сельское хозяйство	тыс. кВтч	6,1	11,1	9,34	8,7	8,8
	сфера услуг	тыс. кВтч	132,1	134,9	133,13	135,7	131,3
	бытовое потребление	тыс. кВтч	354,5	361,2	376,74	380,8	412,5
	собственные нужды	тыс. кВтч	2,39	2,42	2,33	2,2	2,1
	другие виды экономической деятельности	тыс. кВтч	860,51	875,98	847,56	880,07	655,8
	полезный отпуск (в т у.т.)	тыс. т у.т.	541,45	551,82	547,79	556,13	479,2
	потери ЭЭ	тыс. кВтч	569,1	564,4	711,00	690,78	656,8
2.2.	Потребление газа (в т у.т.)	тыс. т у.т.	1 470,77	1 295,71	14 51,39	1 410,30	1 455,5
	Потребление газа, всего:	млн куб. м	1 274,50	1 122,80	1 257,70	1 222,10	1 257,6
	полезный отпуск газа потребителям	млн куб. м	1 071,00	817,30	1 065,46	1 039,70	916,45
	полезный отпуск (в т у.т.)	млн куб. м	1235,93	943,16	1229,54	1 199,81	1 060,8
	потери газа	млн куб. м	203,5	305,5	192,24	182,40	341,15
2.3.	Потребление тепла (в т у.т.)	тыс. т у.т.	240,09	220,60	233,84	227,90	222,23
	Потребление тепла, всего:	тыс. Гкал	1 615,70	1 484,50	1 573,60	1 533,66	1 495,5
	полезный отпуск тепла потребителям	тыс. Гкал	1 419,60	1 246,20	1 241,60	1 280,77	1 130,91
	полезный отпуск (в т у.т.)	тыс. т у.т.	210,95	185,19	184,50	190,32	168,05
	потери	тыс. Гкал	196,10	238,30	332,00	252,89	364,59

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

3.11. Динамика основных показателей энергоэффективности за 2009-2013 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 2013 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 483,12 млн кВтч, или 23,6% от общего потребления электроэнергии.

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, модернизация 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;

повышение эффективности использования моторного топлива.

Основные показатели энергоэффективности и динамика энергоемкости ВРП за 2009-2013 годы представлены в таблице 44.

Таблица 44

NN п/п	Наименование показателя	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
1.	ВРП, млрд рублей (в текущих ценах)	58,55	66,34	80,39	92,05	99,45
2.	Динамика ВРП (в % к предыдущему году)	105,15	113,3	121,2	114,5	108,0
3.	Потребление ТЭР, тыс. т у.т.	1953,01	1680,2	1961,83	1946,25	1708,05
4.	Динамика потребления ТЭР (в % к предыдущему году)	76,05	86,0	116,8	99,2	87,76
5.	Потребление электроэнергии, млн кВтч	1478,15	1558,45	1578,76	1614,32	1391,0
6.	Численность населения, тыс. чел.	701,8	704,8	706,2	707,9	709,4
7.	Энергоемкость ВРП, кг у. т/тыс. руб.	33,36	25,32	24,4	21,4	17,2
8.	Динамика энергоемкости (в % к предыдущему году)	90,6	75,9	96,4	87,7	80,4
9.	Электроемкость ВРП, кВтч/тыс. руб.	25,25	23,49	19,63	17,53	14,0
10.	Динамика электроемкости (в % к предыдущему году)	93,34	93,03	83,57	89,6	79,9
11.	Потребление электроэнергии на душу населения, кВтч/чел в год	2106,23	2211,1	2235,6	2280,4	1960,8

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. Постановлением Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 15 ноября 2013 года N 408 утверждена Государственная программа Республики Северная Осетия-Алания "Энергосбережение и повышение энергетической эффективности" (в редакции постановления Правительства Республики Северная Осетия-Алания от 07.02.2014 N 17), предусматривающая 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 - активно развивающаяся отрасль экономики. Первая гидроэлектростанция в Северной Осетии была построена в 1897 году в Алагирском ущелье, при слиянии рек 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 еще около двадцати электростанций, большинство из которых располагались на реке Терек в черте г. Владикавказ. Общая мощность их достигала 3 МВт. В те годы вырабатываемой 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.

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.

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 Дзауджикауской ГЭС включена в проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 - 2020 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 45

Тип оборудования	2009, %	2010, %	2011, %	2012, %	2013, %
Трансформаторное оборудование	74	74	67	68	79
Коммутационные аппараты	73	67	58	60	62
Общий	73,5	70,5	63,5	64	66
Тип линии
ВЛ 35-110 кВ	69	70	60	62	64
ВЛ-0,4-20 кВ	68	70	62	62	64
КЛ 35-110 кВ	-	-	-	-	-
КЛ 0,4-10 кВ	68	69	60	60	62
Общий	67	70	61	61,3	63,3

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 их 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 ОАО "ФСК ЕЭС", 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.

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", Осетинский завод автомобильного и тракторного электрооборудования, ЗАО СПО "ОРТЭВ", ООО "Алан-2000", ООО "Кавказская туннельно-строительная компания", ОАО "Кетон", Владикавказский молочный завод, ОАО "Крон", завод "Гран", ОАО "Янтарь", ОАО "Владикавказский электроламповый завод", ООО "Столица", спиртзавод "Изумруд", ОАО "Владикавказский вагоноремонтный завод", 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 Северокавказской 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 (18.02.2013 при =-5°С) до 155 МВА (18.12.2013 при =-10°С).

Таким образом, при отключении одного из АТ ПС 330 кВ Владикаввказ-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".

Загрузка за зимний режимный день 18 декабря 2013 г. авто- и трансформаторов подстанций филиала ОАО "ФЭС ЕЭС" МЭС Юга, расположенных на территории Республики Северная Осетия-Алания, представлена в таблице 46.

Таблица 46

ПС	АТ, Т	, МВА	UВН, кВ	S, МВА	P, МВт	Q, МВАр	% загрузки
ПС 330 кВ Владикавказ-2	АТ-1	200/200/80	330/115/10,5	155	142	62	77,5
	АТ-3	200/200/80	330/115/10,5	В реконструкции
ПС 330 кВ Владикавказ-500	АТ-3	200/200/80	330/115/10,5	111,8	100	50	55,9
	АТ-4	200/200/80	330/115/10,5	123	110	55	61,5
ПС 330 кВ Моздок	АТ-1	125/125/63	330/115/11	32,7	30	13	26,16
	АТ-2	125/125/63	330/115/11	31,4	29	12	25,12
	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	5,9	5,6	1,85	9,4
ПС 110 кВ Северный Портал	Т-1	6,3	110/38,5/11	2,4	2,1	1,3	38

В настоящее время в республике в сетях сетей МЭС Юга имеются ограничения на технологическое присоединение новых потребителей на ПС 330 кВ Владикавказ-2 и ПС 330 кВ Владикавказ-500.

Для решения сложившейся ситуации необходимо:

строительство нового центра питания;

увеличение трансформаторной мощности действующих подстанций.

Данные по загрузке трансформаторов ПС 110 кВ и 35 кВ Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" за режимный день 18.12.2013 представлены в таблице 47:

Таблица 47

ПС 110 кВ	АТ, Т	Напряжение высокой стороны, кВ	Тип трансформатора	Sном, МВА	S, МВА	% загрузки
Подстанции 110 кВ
Алагир	Т-1	115	ТДГ-12000	12
	Т-2	115	ТДН-10000	10	6,4	64,0
Ардон-110	Т-1	115	ТДТН-16000	16	12	75,0
	Т-2	115	ТДТН-10000	10	4,1	41,0
АЗС	Т-1	110	ТМГ-7500	7,5
	Т-2	110	ТМТ-6300	6,3	4,3	68,25
Беслан	Т-1	115	ТДТН-25000	25
	Т-2	115	ТДТН-25000	25	16,7	66,8
Беслан-Северная	Т-1	115	ТДТН-16000	16
	Т-2	115	ТДТН-16000	16	10,0	62,5
Владикавказ-1	Т-1	115	ТДТН-25000	25	8,5	34,0
	Т-2	112	ТДНГ-20000	20	11,7	58,5
	Т-3	110	ТДТГ-20000	20
Верхний Згид	Т-1	110	ТМТ-6300	6,3	0,3	4,76
Восточная	Т-1	115	ТДТН-10000	10	4,7	47,0
Дзуарикау	Т-1	115	ТМ-6300	6,3	2,3	36,51
	Т-2	115	ТМН-6300	6,3
Дигора-110	Т-1	115	ТДТН-10000	10	8,4	84,0
	Т-2	115	ТДТН-10000	10
Западная	Т-1	115	ТДТН-16000	16	5,22	32,63
	Т-2	115	ТДТГ-14000	14	8,18	58,43
Заманкул	Т-1	115	ТДТН-10000	10	2,5	25,0
Зарамаг	Т-1	115	ТДТГ-14000	14	0,89	6,36
	Т-2	115	ТДТН-16000	16
Змейская	Т-1	115	ТМТГ-7500	7,5
	Т-2	115	ТДТН-10000	10	2,4	24,0
Кармадон	Т-1	115	ТМН-6300	6,3	0,22	3,49
Карца	Т-1	115	ТДТН-16000	16	7,4	46,25
	Т-2	115	ТДТН-16000	16	7,0	43,75
Левобережная	Т-1	115	ТДТН-25000	25	12,7	50,8
	Т-2	115	ТДТН-25000	25	8,8	35,2
Мизур	Т-1	115	ТДТН-16000	16	2,60	16,25
Моздок-110	Т-1	110	ТДТН-16000	16	5,4	33,75
	Т-2	115	ТДТН-16000	16	7,4	46,25
Ногир	Т-1	115	ТДТН-16000	16
	Т-2	115	ТДТН-16000	16	11,3	70,63
Нузал	Т-1	115	ТМН-10000	10
	Т-2	110	ТДТГ-12000	12	3,0	25,0
Ольгинская	Т-1	115	ТДТН-16000	16	10,2	63,75
Павлодольская-110	Т-1	110	ТДТН-10000	10	4,8	48,0
Предмостная	Т-1	110	ТДТН-10000	10	4,2	42,0
	Т-2	110	ТДТН-10000	10	1,7	17,0
Победит	Т-1	115	ТРДН-40000	40	0	0
	Т-2	115	ТРДН-40000	40	0	0
РП-110	Т-1	115	ТРДН-40000	40	4,9	12,25
	Т-2	115	ТРДН-40000	32	2,24	7,0
Северо-Западная	Т-1	115	ТДТН-25000	25	18,8	75,2
	Т-2	115	ТДТН-25000	25
Северо-Восточная	Т-1	115	ТДТН-20000	20	2,15	10,75
	Т-2	115	ТДТН-20000	20	3,1	15,5
Терек-110	Т-1	115	ТДТН-10000	10	1,9	19,0
	Т-2	115	ТДТН-10000	10
Терская	Т-1	115	ТДТН-16000	16
	Т-2	115	ТДТН-16000	16	1,7	10,63
Унал	Т-1	110	ТМ-6300	6,3	0,5	7,94
Фиагдон	Т-1	115	ТМН-6300	6,3	3,44	54,60
	Т-2	115	ТМН-6300	6,3
ЦРП-1	Т-1	115	ТДТН-16000	16	10,26	64,13
	Т-2	115	ТДТН-16000	16	8,7	54,38
Чикола	Т-1	115	ТДТН-10000	10
	Т-2	115	ТДТН-10000	10	4,2	42,0
Электроцинк-1	Т-1	115	ТДГ-25000	25
	Т-2	115	ТРДН-40000	40	1,3	3,25
Эльхотово	Т-1	115	ТДТН-16000	16	3,8	23,75
Юго-Западная	Т-1	115	ТДТН-25000	25	9,5	38,0
	Т-2	115	ТДТН-25000	25	7,5	30,0
Янтарь	Т-1	115	ТРДН-40000	40	3,04	7,6
	Т-2	115	ТРДН-25000	25	4,43	17,72
Подстанции 35 кВ
Ардон-35	Т-1	35	ТМН-2500	2,5	1,44	57,6
	Т-2	35	ТМН-4000	4,0
Архонская	Т-1	35	ТМН-7000	7,0	3,3	47,14
	Т-2	35	ТМН-6300	6,3
Бекан	Т-1	35	ТМ-2500	2,5	1,3	52,0
	Т-2	35	ТМ-2500	2,5
Бурон	Т-1	35	ТМН-4000	4,0	0,7	17,5
Гизель	Т-1	35	ТМН-6300	6,3	3,0	47,62
Дарг-Кох	Т-1	35	ТМ-2500	2,5	0,60	24,0
Дигора-насосная	Т-1	35	ТМ-2500	2,5	1,4	56,0
Дигора-35	Т-1	35	ТМН-1600	1,6	0,10	6,25
	Т-2	35	ТМН-1000	1,0
Кадгарон	Т-1	35	ТМ-2500	2,5	1,23	49,2
	Т-2	35	ТМ-2500	2,5
Комарово	Т-1	35	ТМ-4000	4,0	0,1	2,5
Кора-Урсдон	Т-1	35	ТМ-2500	2,5	0,85	34,0
Коста	Т-1	35	ТМН-2500	2,5	1,1	44,0
Михайловская	Т-1	35	ТМ-6300	6,3	2,94	46,67
	Т-2	35	ТМ-6300	6,3	2,1	33,33
Мичурино	Т-1	35	ТМН-4000	4,0	2,33	58,25
Николаевская	Т-1	35	ТМН-2500	2,5	0,45	18,0
	Т-2	35	ТМН-2500	2,5
Ново-Осетиновская	Т-1	35	ТМН-2500	2,5	0,2	8,0
НК-35	Т-1	35	ТМ-2500	2,5	0,28	11,2
Осетия	Т-1	35	ТМ-4000	4,0	2,45	61,25
	Т-2	35	ТМН-4000	4,0	1,8	45,0
Павлодольская-1	Т-1	35	ТМ-2500	2,5	0,22	8,8
Павлодольская-2	Т-1	35	ТМ-2500	2,5	1,22	48,8
	Т-2	35	ТМ-2500	2,5
ПТФ	Т-1	35	ТМ-4000	4,0
	Т-2	35	ТМ-4000	4,0	1,46	36,5
	Т-3	35	ТМ-4000	4,0	1,35	33,75
Редант	Т-1	35	ТМН-6300	6,3	3,6	57,14
	Т-2	35	ТМН-6300	6,3	1,3	20,63
Раздольная	Т-1	35	ТМ-2500	2,5	1,12	44,8
	Т-2	35	ТМ-2500	2,5
Сунжа	Т-1	35	ТМН-4000	4,0	2,7	67,5
	Т-2	35	ТМН-4000	4,0
Тарская	Т-1	35	ТМН-2500	2,5
	Т-2	35	ТМ-2500	2,5	1,17	46,8
Толдзгун	Т-1	35	ТМН-2500	2,5	0,85	34,0
Троицкая	Т-1	35	ТМ-4000	4,0	0,3	7,5
	Т-2	35	ТМ-4000	4,0	0,81	20,25
Хумалаг	Т-1	35	ТМ-4000	4,0	3,23	80,75
	Т-2	35	ТМ-2500	2,5
Черноярская	Т-1	35	ТМН-2500	2,5	0,22	8,8
	Т-2	35	ТМН-4000	4,0
Цалык	Т-1	35	ТМ-2500	2,5	0,85	34,0
	Т-2	35	ТМ-2500	2,5
Фаснал	Т-1	35	ТМ-6300	6,3	0,5	7,94
	Т-1	35	ТМ-1800	1,8	0,42	23,33
Цей	Т-1	35	ТМ-2500	2,5	0,6	24,0
Электроконтактор	Т-1	35	ТМН-6300	6,3	4,73	75,08
	Т-2	35	ТМН-6300	6,3	0,36	5,71
Южная	Т-1	35	ТМН-3200	3,2
	Т-2	35	ТМ-4000	4,0	3,27	81,75
40 лет Октября	Т-1	35	ТМ-4000	4,0	0,1	2,5
Терк-35	Т-1	35	ТМ-630	0,63
Украина-35	Т-1	35	ТМ-630	0,63

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 Левобережная. Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей района необходимо строительство нового центра питания;

Т-2 (116%) в ремонтном и аварийном режимах ПС 110 кВ Ардон-110;

Т-2 (102,4%) ПС 35 кВ Хумалаг.

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.

Электроснабжение юго-западной части г. Владикавказ в настоящее время осуществляется от ПС 110 кВ Юго-Западная и ПС 110 кВ Левобережная, загрузка которых в ремонтном режиме составляет 78% и 86% 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 на западе 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 кампании 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.

Электроснабжение потребителей Республики Северная Осетия-Алания, как и соседних республик, осуществляется по высоковольтным линиям, входящим в контролируемое сечение "Терек", состоящее из следующих линий электропередачи:

ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2;

ВЛ 330 Прохладная - Моздок;

ВЛ 330 Буденновск - Чирюрт.

Максимально допустимый переток в контролируемом сечении "Терек" составляет:

в нормальной схеме электрической сети - 1200 МВт;

в схеме отключенного состояния ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2 - 750 МВт.

При аварийном отключении одной из ВЛ 330 кВ, входящих в контролируемое сечение, требуется использование резервов ГЭС, объем и возможность продолжительной реализации которых существенно ограничены вследствие недостаточности гидроресурсов на длительном интервале времени, с последующим вводом графиков аварийного ограничения режима потребления.

Для усиления сети 330 кВ в целях повышения надежности электроснабжения (увеличения максимально допустимого перетока в контролируемом сечении "Терек") проектом схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 - 2020 годы и Инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 годы предусматривается строительство:

ВЛ 330 кВ (в габаритах 500 кВ) Невинномысск - Алания (Моздок) (2015 год);

ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 (2016 год).

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.

Осуществить повышение надежности межгосударственного перетока электроэнергии и мощности и электроснабжения Республики Южная Осетия возможно за счет:

усиления ВЛ 110 кВ N 124 (Фиагдон - Северный Портал) с установкой дополнительной опоры в пролете опор N 125-N126;

создание нового транзита по ВЛ 110 кВ Северный Портал - Зарамаг - Мамисон - Квайса.

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)). Возникла необходимость комплексной реконструкции ПС 330 кВ Прохладная-2, в рамках которой предусмотрена замена в 2014 году 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.

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 могут быть обеспечены 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 2014-2019 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 органов государственной власти республики. Стратегия обеспечивает взаимоувязку долгосрочных целей, задач и приоритетов социально-экономического развития республики с учетом сложившейся ситуации в регионе, влияния долговременных тенденций макроэкономических процессов, государственной социально-экономической политики, предпосылок и ограничений, которыми располагает Северная Осетия. Стратегия направлена на обеспечение экономического развития региона и повышение уровня жизни населения с учетом требований государственной политики Республики Северная Осетия-Алания и является документом, определяющим долгосрочные цели и ориентиры развития. Для реализации целей Стратегии необходимо масштабное привлечение внебюджетных средств инвесторов в проекты на территории республики.

В настоящее время в республике приняты нормативные правовые акты, направленные на создание благоприятной инвестиционной среды и привлечение инвесторов, в частности, принят Закон Республики Северная Осетия-Алания "Об инвестиционной деятельности в Республике Северная Осетия-Алания".

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 48

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	ТУ на ТП 2014 г., Договор от 25.08.2008 N 738	13 897,0	присоединение по 110 кВ к ПС 110 кВ Ардон	27,0	150,0	создание нового производства
2.	Строительство завода по производству воды	г. Владикавказ	2013-2014 годы, заявка от 13.03.2013 N 5393, договор в стадии подготовки	не определен	присоединение по 110 кВ к ПС 110 кВ Ногир	1,940	16,64	создание нового производства
3.	Строительство завода по производству воды ООО "Биоком"	Ардонский район	2013-2014 годы, Договор от 29.05.2009 N 1556, решается вопрос продления	не определен	присоединение по 10 кВ к ПС 35 кВ Ардон - 35	1,0	8,76	создание нового производства
4.	Строительство завода ООО "Гигант"	г. Владикавказ	2014 г., заявка от 22.11.2012 N 5070	не определен	присоединение по 6 кВ к ПС 25 кВ ПТФ	1,4	12,26	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, ТУ продлены допсоглашением	30 000,0	присоединение по 110 кВ к ПС 110 кВ Зарамаг	20,64	219,0	создание нового имущества
7.	Строительство комплекса всесезонного парка спорта, отдыха "Лысая гора"	г. Владикавказ, северный склон горы Лысая	2014-2016 годы, заявка от 18.03.2013 N 5394	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 В. Гергиева	г. Владикавказ, пл. Свободы	2012-2015 годы, Договор от 15.06.2012 N 3486	4 500,0	присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Городская	3,55	61,32	создание нового комплекса
9.	Национальный музей	г. Владикавказ, проспект Мира, 11	2014-2015 годы	не определен	присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Городская	0,450	3,94	создание нового имущества
10.	Летний театр "Страна нартов"	г. Владикавказ, район Водной станции	2014 г., заявка на проектирование от 09.10.2012 N 15/142, ТУ выданы	Не определен	присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Парковая	0,6	5,3	создание нового имущества
Прочие
11.	Стадион на 32 тыс. посадочных мест и комплекс Академии футбола для детей	г. Владикавказ, ул. Хадарцева	2014 г., заявка на проектирование от 09.08.2012, ТУ выданы	не определен	присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Парковая	8,0	70,1	создание нового имущества
12.	Микрорайон "Новый город"	северо-западная часть г. Владикавказ	2017 г., заявка от 16.09.2011 N 3839	не определен	присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Новая	21,7	189,94	создание нового имущества
13.	ФГУ "Владикавказ-ская КЭЧ"	г. Владикавказ, в/городок Хольцман	2014 г., Договор от 13.07.2006 N 019, ТУ продлены до 31.12.2013, письмо МБ-860 от 12.07.2012	не определен	присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Восточная	2,5	8,7	создание нового имущества
14.	Элеватор ООО "ТриДагро"	Пригородный район, с. Октябрьское	2014 г., заявка от 25.03.2013 N 5323	не определен	присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Карца	1,0	8,8	создание нового производства
15.	Многоквартир-ные жилые дома м/р N 31-32	г. Владикавказ	2014 г., Договор от 20.07.2012 N 237/2012.	не определен	присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Юго-Западная	4,1	35,92	создание нового имущества
16.	Автодорога Алагир - Н. Зарамаг	Алагирский район	2013-2014 годы, заявка от 11.03.2013 N 5363	не определен	присоединение по 6 кВ к ПС 110 кВ Зарамаг	1,47	12,89	создание нового имущества

5.3. Прогнозы потребления мощности и электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2019 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 ниже средних по Единой энергосистеме России (2,38% против 2,5% 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 2014-2019 годы

Проектом Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 - 2020 годы (далее - проект Схемы) не предусмотрено строительство на территории республики генерирующих мощностей, только модернизация оборудования действующих ГЭС и развитие сетевой инфраструктуры для обеспечения надежного функционирования Северокавказской энергосистемы в целях обеспечения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность.

Проектом Схемы предусмотрена модернизация оборудования действующей гидроэлектростанции республики:

первого гидроагрегата Дзауджикауской ГЭС с увеличением мощности на 0,3 МВт в 2017 году;

второго и третьего гидроагрегатов Дзауджикауской ГЭС с увеличением мощности на 0,6 МВт в 2018 году.

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), разработанный системным оператором, представлен в таблице 49.

Таблица 49

Показатель	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Максимум потребления, МВт	413	425	438	447	452	457
Среднегодовые темпы прироста, %	4,3	2,9	3,1	2,1	1,1	1,1
Нагрузка электростанций, МВт	30,1	30,1	30,1	30,1	30,1	30,1
Среднегодовые темпы прироста, %	3,8	0	0	0	0	0
Доля покрытия, %	7,3	7,1	6,9	6,7	6,7	6,6

График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2019 годы (основной вариант)

"График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2019 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 50

Показатели	Год
	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Потребность
Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России)	413	425	438	447	452	457
Передача мощности	-	-	-	-	-	-
Итого потребность	413	425	438	447	452	457
Покрытие
Установленная мощность	106,92	106,92	106,92	107,22	107,82	107,82
в том числе:
АЭС
ГЭС и ГАЭС	100,92	100,92	100,92	101,22	101,82	101,82
ТЭС, из них:	6	6	6	6	6	6
КЭС
ТЭЦ	6	6	6	6	6	6
ВИЭ
Ограничение мощности на час максимума нагрузки	76,82	76,82	76,82	77,12	77,72	77,82
Используемая в балансе мощность	30,1	30,1	30,1	30,1	30,1	30,1
Всего получение мощности	30,1	30,1	30,1	30,1	30,1	30,1
Итого покрытие максимума нагрузки	30,1	30,1	30,1	30,1	30,1	30,1
Избыток (+) /дефицит (-) мощности	-382,9	-394,9	-407,9	-416,9	-421,9	-426,9

Параллельно с модернизацией действующих 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 ОАО "Владикавказские тепловые сети" при поддержке АМС МО г. Владикавказ планируется к вводу в эксплуатацию в 2018 году когенерационная установка (мини-ТЭЦ) на базе многопрофильной больницы по ул. Барбашова мощностью 2 МВт.

Согласно Договору на технологическое присоединение N 244/2013 от 13 мая 2013 года заводом по производству топливного биоэтанола ООО "Миранда" планируется строительство и ввод в эксплуатацию в 2017 году газогенераторного комплекса мощностью 6 МВт.

Прогнозный баланс мощности Северокавказской энергосистемы на час прохождения максимума на период формирования Республиканской программы с учетом вводов генерирующих объектов, не предусмотренных проектом Схемы (оптимистический вариант), представлен в таблице 51.

Таблица 51

Показатель	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Максимум потребления, МВт	413	425	438	447	452	457
Среднегодовые темпы прироста, %	4,3	2,9	3,1	2,1	1,1	1,1
Нагрузка электростанций, МВт	30,1	30,1	30,1	32,1 1	33,1 2	33,1
Среднегодовые темпы прироста, %	3,8	0	0	6,6	3,1	0
Доля покрытия, %	7,3	7,1	6,9	7,8	7,3	7,2

1 - с учетом ввода в 2017 году газогенераторного комплекса на заводе "Миранда" мощностью 6 МВт;

2 - с учетом ввода в 2018 году мини-ТЭЦ мощностью 2 МВт на базе многопрофильной больницы.

График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2019 годы (оптимистический вариант)

"График потребности в мощности и покрытия ее за счет собственных источников генерации Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2019 годы (оптимистический вариант)"

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

Таблица 52

Показатели	Год
	2014	2015	2016	2017	2018	2019
Потребность
Максимум нагрузки (совмещенный с ЕЭС России)	413	425	438	447	452	457
Передача мощности	-	-	-	-	-	-
Итого потребность	413	425	438	447	452	457
Покрытие
Установленная мощность,	106,92	106,92	106,92	113,22	115,82	115,82
в том числе:
АЭС
ГЭС и ГАЭС	100,92	100,92	100,92	101,22	101,82	101,82
ТЭС, из них:	6	6	6	12	14	14
КЭС
ТЭЦ	6	6	6	12	14	14
ВИЭ
Ограничение мощности на час максимума нагрузки	76,82	76,82	76,82	81,12	82,72	82,72
Используемая в балансе мощность	30,1	30,1	30,1	32,1	33,1	33,1
Всего получение мощности	30,1	30,1	30,1	32,1	33,1	33,1
Итого покрытие максимума нагрузки	30,1	30,1	30,1	32,1	33,1	33,1
Избыток (+)/дефицит (-) мощности	-382,9	-394,9	-407,9	-414,9	-418,9	-423,9

5.3.2. Прогноз потребления электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2020 годы

Основной вариант спроса на электроэнергию предусматривает развитие экономики республики в условиях реализации активной государственной политики, направленной на улучшение инвестиционного климата, повышение конкурентоспособности и эффективности бизнеса, на стимулирование экономического роста и модернизации производства. Превышение уровня потребления в 2013 году планируется на 24,2% в 2020 году при среднегодовом приросте 3,45%. Динамика спроса на электроэнергию по годам прогнозируется неравномерной. Более высокий темп прироста ожидаются в 2014 году, что обусловлено прогнозируемым повышением внутренних факторов экономического роста (расширение и модернизация производства на действующих объектах и планируемый в эти годы ввод новых мощностей). Снижение темпов прироста после 2014 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 53

Показатель	Всего по республике
	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребление, млн кВтч	2 225	2 309	2 392	2 454	2 492	2 514	2 543
Среднегодовые темпы прироста, %	8,6	3,8	3,6	2,6	1,5	0,9	1,2
Производство, млн кВтч	365	365	365	365	365	365	365
Среднегодовые темпы прироста, %	-4,1	0	0	0	0	0	0
Доля покрытия, %	16,4	15,8	15,3	14,9	14,6	14,5	14,4
Сальдо-переток (покупная)	1 860	1 944	2 027	2 089	2 127	2 149	2 178
Доля покупной, %	83,6	84,2	84,7	85,1	85,4	85,5	85,6

График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2020 годы (основной вариант)

"График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2020 годы (основной вариант)"

Структура баланса электроэнергии Северокавказской энергосистемы с учетом ввода объектов генерации с высокой вероятностью реализации (основной вариант) на период формирования Республиканской программы, разработанного системным оператором, представлена в таблице 54.

Таблица 54

Показатели	Единица измерения	Прогнозные данные
		2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребление электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания	млн кВтч	2 225	2 309	2 392	2 454	2 492	2 514	2 543
Передача электроэнергии	млн кВтч	-	-	-	-	-	-	-
Выработка электроэнергии, в том числе:	млн кВтч	365	365	365	365	365	365	365
АЭС	млн кВтч
ГЭС	млн кВтч	365	365	365	365	365	365	365
КЭС	млн кВтч
ТЭЦ	млн кВтч	0	0	0	0	0	0	0
ВИЭ	млн кВтч
Получение электроэнергии из смежных энергосистем (ОРЭМ)	млн кВтч	1 860	1 944	2 027	2 089	2 127	2 149	2 178
Число часов использования установленной мощности электростанций
АЭС	часов в год
ГЭС	часов в год	3 616	3 616	3 616	3 404	3 385	3 385	3 385
КЭС	часов в год
ТЭЦ	часов в год
ВИЭ	часов в год

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

Таблица 55

Показатель	Всего по республике
	2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребление, млн кВтч	2 225	2 309	2 392	2 454	2 492	2 514	2 543
Среднегодовые темпы прироста, %	8,6	3,8	3,6	2,6	1,5	0,9	1,2
Производство, млн кВтч	365	365	365	365	389	397	397
Среднегодовые темпы прироста, %	-4,1	0	0	0	6,6	2,1	0
Доля покрытия, %	16,4	15,8	15,3	14,9	15,6	15,8	15,6
Сальдо-переток (покупная)	1 860	1 944	2 027	2 089	2 103	2 117	2 146
Доля покупной, %	83,6	84,2	84,7	85,1	84,4	84,2	84,4

График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2020 годы (оптимистический вариант)

"График потребления и производства электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания на 2014-2020 годы (оптимистический вариант)

Структура баланса электроэнергии Северокавказской энергосистемы с учетом дополнительных вводов объектов генерации (оптимистический вариант) на период формирования Республиканской программы представлена в таблице 57.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "в таблице 56"

Таблица 56

Показатели	Единица измерения	Прогнозные данные
		2014	2015	2016	2017	2018	2019	2020
Потребление электроэнергии Республикой Северная Осетия-Алания	млн кВтч	2 225	2 309	2 392	2 454	2 492	2 514	2 543
Передача электроэнергии	млн кВтч	-	-	-	-	-
Выработка электроэнергии, в том числе:	млн кВтч	365	365	365	365	389	397	397
АЭС	млн кВтч
ГЭС	млн кВтч	365	365	365	365	365	365	365
КЭС	млн кВтч	0	0	0	0	24	32	32
ТЭЦ	млн кВтч	0	0	0	0	0	0	0
ВИЭ	млн кВтч
Получение электроэнергии из смежных энергосистем (ОРЭМ)	млн кВтч	1 860	1 944	2 027	2 089	2 103	2 117	2 146
Число часов использования установленной мощности электростанций
АЭС	часов в год
ГЭС	часов в год	3 616	3 616	3 616	3 223	3 358	3 427	3 427
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 57

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 утвержден Заместителем Председателя Правительства Республики Северная Осетия-Алания К.Э. Габисовым 20 августа 2012 года.

Примечание: прогнозные балансы мощности и электропотребления на период формирования Республиканской программы, разработанные Системным оператором, совпадают с предложениями органов исполнительной власти Республики Северная Осетия-Алания.

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

5.4.1. Строительство генерирующих мощностей в 2014-2019 годах в соответствии с проектом Схемы

Согласно проекту Схемы увеличение мощности генерирующих объектов Северокавказской энергосистемы планируется за счет модернизации оборудования действующей Дзауджикауской ГЭС Филиала ОАО "РусГидро" - "Северо-Осетинский филиал в соответствии с Инвестиционной программой ОАО "РусГидро" на 2014-2018 годы (далее - ИП "РусГидро").

Последовательность ввода в эксплуатацию генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации (основной вариант) представлена в таблице 58.

Таблица 58

NN п/п	Наименование	Установленная мощность, МВт	Производство электроэнергии, млн кВтч	Год ввода в эксплуатацию
1.	Увеличение мощности в результате модернизации первого гидроагрегата Дзауджикауской ГЭС	0,3	-	2017
2.	Увеличение мощности в результате модернизации второго и третьего гидроагрегатов Дзауджикауской ГЭС	0,6	-	2018
	Итого:	0,9	0

После реализации основного варианта Республиканской программы в 2014 - 2019 годах установленная мощность электростанций энергосистемы увеличится со 106,92 МВт до 107,82 МВт (0,8%) без увеличения объема производства.

5.4.2. Строительство генерирующих мощностей на территории Республики Северная Осетия-Алания в 2014-2019 годах, не предусмотренных проектом Схемы

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 и газогенераторного комплекса ООО "Миранда".

Последовательность ввода в эксплуатацию на территории республики дополнительных генерирующих мощностей, не предусмотренных проектом Схемы (оптимистический вариант), представлена в таблице 59.

Таблица 59

NN п/п	Наименование	Установленная мощность, МВт	Производство электроэнергии, млн кВтч	Год ввода в эксплуатацию
1.	Газогенераторный комплекс ООО "Миранда"	6,0	24,0	2017
2.	Мини-ТЭЦ на базе многопрофильной больницы	2,0	8,0	2018
	Итого:	8,0	32,0

После реализации оптимистического варианта Республиканской программы в 2014 - 2019 годах за счет дополнительных вводов генерирующая мощность увеличится со 106,92 МВт до 115,82 МВт (8,3%), производство - с 380,52 млн кВтч до 397 млн кВтч (4,3%).

Сводная таблица ввода генерирующих мощностей на территории Республики Северная-Алания# в период формирования Республиканской программы (2015-2019 гг.):

Таблица 60

NN п/п	Наименование	Установленная мощность, МВт	Производство электроэнергии, млн кВтч	Год ввода в эксплуатацию
1.	Увеличение мощности в результате модернизации первого гидроагрегата Дзауджикауской ГЭС	0,3	-	2017
2.	Увеличение мощности в результате модернизации второго и третьего гидроагрегатов Дзауджикауской ГЭС	0,6	-	2018
3.	Газогенераторный комплекс ООО "Миранда"	6,0	24,0	2017
4.	Мини-ТЭЦ на базе многопрофильной больницы	2,0	8,0	2018
	Итого:	8,9	32,0

Прогнозные балансы мощности и потребления электроэнергии, а также структура балансов представлены в разделе 5.3 Республиканской программы (таблицы 50-57).

Модернизация действующего оборудования Дзауджикауской ГЭС в 2017 - 2018 годах будет осуществляться за счет средств ОАО "РусГидро" в рамках ИП ОАО "РусГидро".

Строительство объектов когенерации будет осуществляться за счет средств хозяйствующих субъектов (ОАО "Владикавказские тепловые сети" и ООО "Миранда").

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 проектом Схемы, Инвестиционной программой ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 годы (далее - ИП ОАО "ФСК ЕЭС") и Инвестиционной программой Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" на 2014 - 2018 годы (далее - ИП ОАО "МРСК СК").

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 ИП ОАО "ФСК ЕЭС". В результате модернизации энергообъекта значительно возрастет надежность электроснабжения более 700 тысяч жителей Республики Северная Осетия-Алания. Реконструкцию планируется проводить 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.

В связи с дефицитом мощности в западной части г. Владикавказ существующие трансформаторы перегружены. Возникла необходимость строительства нового питающего центра мощностью 50 МВА. Инвестиционной программой Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" на 2014 - 2018 годы предусмотрено строительство ПС 110 кВ Парковая (2014-2016 гг.).

Последние два года отсутствует возможность увеличения электрической мощности существующих объектов и присоединения новых, что сдерживает развитие отдельных частей города. В настоящее время дефицит мощности составляет порядка 50 МВт. Возникает необходимость строительства нового питающего центра, а именно ПС 110 кВ Новая мощностью 80 МВА.

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 Схемы, включающей в себя строительство транзита ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 и строительством ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок) со строительство ПС 500 кВ Алания (Моздок) с целью увеличения пропускной способности сечений "Восток" и "Терек" в нормальных и послеаварийных режимах. 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.

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 предусмотрена реконструкция обозначенной линии электропередачи протяженностью 39,7 км. Срок ввода линии электропередачи в эксплуатацию - 2017 год. Для осуществления повышения надежности межгосударственного перетока электроэнергии и мощности необходимо выполнение реконструкции ПС 110 кВ Зарамаг с перспективой создания нового транзита по ВЛ 110 кВ Зарамаг - Мамисон - Квайса.

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 ИП ОАО "МРСК СК" предусмотрены следующие мероприятия:

реконструкция ВЛ 110 кВ N 11 Нузал - Фиагдон с заменой опор;

реконструкция ВЛ 110 кВ N 15 Нузал - Мизур;

реконструкция ВЛ 110 кВ N 16 Кармадон - ГДГЭС;

реконструкция участка ВЛ 110 кВ N 82 Дзуарикау - Алагир с заменой провода и опор;

реконструкция ВЛ 110 кВ N 17 Фиагдон - Кармадон;

реконструкция ВЛ 110 кВ N 128 Зарамаг - Северный Портал с установкой дополнительных опор;

реконструкция ВЛ 110 кВ N 127 Нузал - Головная ГЭС Зарамагского каскада с заменой опор, провода АС-150, г/з троса;

реконструкция ВЛ 110 кВ N 105 Нузал - В.Згид с заменой провода и опор;

реконструкция ВЛ 110 кВ Унал - Мизур;

реконструкция ВЛ 110 кВ N 14 Алагир - Унал с заменой опор, подвесок, провода АС-195, г/з троса;

реконструкция участка ВЛ 110 кВ N 4 Юго-Западная - Дзуарикау с заменой опор и провода;

реконструкция ВЛ 35 кВ N 457 Фаснал - В. Згид с переводом участка линии в габариты 110 кВ с заменой провода, г/з троса и анкерных опор.

5.5.3. Мероприятия, направленные на ликвидацию "узких" мест, связанных с отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения

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).

5.5.4. Мероприятия, направленные на повышение надежности работы энергосистемы

Для повышения надежности работы электрических сетей Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" необходимо осуществить:

реконструкцию ПС 110 кВ Северо-Восточная с заменой трансформаторов 2х20 МВА с истекшим сроком службы на новые с 2х25 МВА;

реконструкцию ВЛ 110 кВ N 77/78 Владикавказ-1 - Карца - Владикавказ-1 - РП-110 с заменой провода 2,2 км на АС-150, 14 опор и грозозащитного троса С-50 2,2 км;

реконструкцию ВЛ 110 кВ N 80 АЗС - Ардон-110;

реконструкцию ВЛ 110 кВ N 1 Юго-Западная - ГизельдонГЭС с заменой 25 опор, 2,5 км провода АЖ-120 на АС-185 и грозозащитного троса 5,8 км;

реконструкцию ВЛ 110 кВ N 21 Владикавказ-1 - Владикавказ-2;

реконструкцию схемы ОРУ ПС 110 кВ Ногир с установкой секционного выключателя с заменой существующих отделителей и короткозамыкателей на ВГТ;

реконструкцию ПС 110/35/6 кВ Юго-Западная с заменой МВ ММО на ВГТ 110 в количестве 2 шт.;

замену МВ-35 кВ в количестве 5 шт. на ПС 110 кВ Карца с защитой ВЛ-451, ВЛ-453, Т-1, Т-2,СМВ;

замену МВ-35 кВ в количестве 4 шт. на ПС 110 кВ Змейская с защитой ВЛ-445,ВЛ-453, Т-1, Т-2, СМВ;

замену МВ-35 кВ в количестве 7 шт. на ПС 110 кВ Дигора с защитой Вл-469, ВЛ-444, ВЛ-409, ВЛ-470, Т-1,Т-2,СМВ;

реконструкцию ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Северо-Восточная с установкой элегазовых выключателей ВГТ в количестве 5 шт.;

замену МВ-110 кВ на ВЭБ в количестве 2 шт. на ПС Алагир;

замену МВ 6-10 кВ на вакуумные в количестве 10 шт. на ПС 110 кВ РП-110.

Установок компенсации реактивной мощности на балансе Северо-Осетинского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" нет, а также нет необходимости в дополнительных средствах регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

5.5.5. Применяемые новые технологические решения при реализации мероприятий перспективного развития электрических сетей 110 кВ и ниже

В случае перегруза силовых трансформаторов 110 кВ, отсутствия резервных ячеек, вывода из эксплуатации оборудования с истекшим сроком службы Северо-Осетинский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа" осуществляет реконструкцию объектов энергетики с заменой устаревшего оборудования и установкой дополнительных ячеек, а также строительство новых объектов в рамках разработанных инвестиционных программ, а именно:

замена и монтаж гелевых аккумуляторных батарей на ПС 110 кВ;

замена масляных выключателей 110 кВ на элегазовые;

замена масляных выключателей 110 кВ на вакуумные;

внедрение энергосберегающих технологий и оборудования.

В рамках ликвидации "узких" мест Северокавказской энергосистемы и в целях ее развития согласно проекту Схемы, ИП ОАО "ФСК ЕЭС", ИП ОАО "МРСК СК" и предложений системного оператора, основанных на произведенных расчетах электроэнергетических режимов, определена и представлена в таблице 61 необходимость строительства новых и расширение действующих объектов напряжением 110 кВ и выше.

5.6. Перечень новых и расширяемых электросетевых объектов 110 кВ и выше на территории Республики Северная Осетия-Алания на 2014-2019 годы

Таблица 61

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 ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 с расширением ПС 330 кВ Владикавказ-2	2016 г.	143,63 км	Увеличение пропускной способности сечений "Восток" и "Терек" в нормальных и послеаварийных режимах. В соответствии с расчетами электроэнергетических режимов в период зимнего максимума потребления 2015/2016 годов, с учетом имеющихся ограничений гидроресурсов Сулакского каскада, при отключении ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2 имеет место перегрузка высокочастотного заградителя ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок 330 на 24% выше номинального (при разрешенной в течение 15 мин. 15%)	5 471,46
2.	Строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок) с ПС 500 кВ Алания (Моздок)	2015 г.	265 км 668 МВА УШР-180 МВАр		6 576,2
3.	Замена ВЧ-заградителя на ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 330 Моздок	2014 г. 1
4.	Образование новой ВЛ 330 Алания (Моздок) - Артем 2,1 км - заход	2015 г.	2,1 км	Образование новых ВЛ в результате заходов существующих ВЛ 330 кВ Моздок - Артем и Прохладная-2 - Моздок 330 на ПС 500 кВ Алания (Моздок) в соответствии с проектными решениями по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок (Алания) с ПС 500 кВ Моздок (Алания)"
5.	Образование новой ВЛ 330 Алания (Моздок) - Моздок (1ц) 2,3 км - заход	2015 г.	2,3 км
6.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (2ц) 1,6 км - заход	2015 г.	1,6 км
7.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2 1,3 км - заход	2015 г.	1,3 км
8.	Строительство ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сунжа	2015 г.	153 км (22 км - заход)	Образование новой ВЛ в результате захода ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) на ПС 330 кВ Сунжа в соответствии с проектными решениями по сооружению ПС 330 кВ Сунжа (Чеченская Республика)	не определена
9.	Комплексная реконструкция ПС 330 кВ Владикавказ-2	2015 г.	2х200 МВА	Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия-Алания с заменой АТ-1 и АТ-2 в 2014 году (без увеличения мощности)	1 818,67
10.	Строительство ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань-2	2014 г.	2х20 км	Повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Ингушетия	не определена
11.	Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Северный Портал	2015 г.	2х10 МВА	Повышение надежности межгосударственного перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией с заменой Т-1 и установкой Т-2	640,2
12.	Строительство ПС 110 кВ Мамисон	2016 г.	2х25 МВА	Электроснабжение потребителей горно-рекреационного комплекса "Мамисон"	340,95
13.	Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг-Мамисон	2016 г.	2х17 км		443,01
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 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
16.	Строительство ВЛ 110 кВ Ардон - Цемзавод	2014 г.	2х8,4 км
17.	Строительство ПС 110 кВ Парковая	2016 г.	2х25 МВА 0,7 км	Обеспечение электрической энергией западной части г. Владикавказ и прилегающей территории Пригородного района	486,0
18.	Реконструкция ПС 110 кВ Северо-Восточная с увеличением мощности на 18 МВА	2018 г.	2х25 МВА	Обеспечение возможности технологических присоединений и надежного электроснабжения промышленной части г. Владикавказ	280,83
19.	Строительство ПС 110 кВ Лысая Гора	2019 г.	2х6,3 МВА	Обеспечение электрической энергией юго-западной части г. Владикавказ	202,3
	Итого:				16873,78

Примечание:

1 - предполагаемый срок ввода

5.7. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 330 кВ и ниже с выделением данных сети 110 кВ по годам на период формирования Республиканской программы

Таблица 62

N п/п	Наименование объекта	Год окончания строительства, протяженность/мощность, км/МВА, МВт
		2014	2015	2016	2017	2018	2019
Напряжение 330 кВ
1.	Строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок) с ПС 500 кВ Алания (Моздок)		265 км 668 МВА УШР-180 МВАр
2.	Строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 с расширением ПС 330 кВ Владикавказ-2			143,63 км
3.	Замена ВЧ-заградителя на ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 330 кВ Моздок	предполагаемый ввод
4.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артем 2,1 км - заход		2,1 км
5.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (1ц) 2,3 км - заход		2,3 км
6.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (2ц) 1,6 км - заход		1,6 км
7.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2 1,3 км - заход		1,3 км
8.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сунжа		153 км 22 км - заход
9.	Комплексная реконструкция ПС 330 кВ Владикавказ-2		2х200 МВА
Напряжение 110 кВ
10.	ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань-2	2х20 км
11.	Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Северный Портал		2х10 МВА
12.	Строительство ПС 110 кВ Мамисон			2х25 МВА
13.	Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг-Мамисон			2х17 км
14.	Комплексная реконструкция ВЛ 110 кВ Северный Портал-Джава				39,7 км
15.	Строительство ПС 110 кВ Цемзавод-Н с расширением РУ-110 кВ на ПС 110 кВ Ардон	2х25 МВА
16.	Строительство ВЛ 110 кВ Ардон-Цемзавод-Н	2х8,4 км
17.	Строительство ПС 110 кВ Парковая			2х25 МВА 0,7 км
18.	Реконструкция ПС 110 кВ Северо-Восточная с увеличением мощности на 18 МВА					2х25 МВА
19.	Строительство ПС 110 кВ Лысая гора						2х6,3 МВА

6. Сводный перечень новых и расширяемых энергетических объектов на территории Республики Северная Осетия-Алания на 2014-2019 годы в соответствии с проектом Схемы и инвестиционными программами хозяйствующих субъектов

Таблица 63

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.	Увеличение мощности в результате модернизации гидроагрегатов Дзауджикауской ГЭС	2017-2018 гг.	0,9 МВт	увеличение мощности генерирующих объектов	не определена	проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг.
2.	Мини-ТЭЦ на базе многопрофильной больницы по ул. Барбашова, г. Владикавказ	2018 г.	2,0 МВт	увеличение мощности генерирующих объектов	70,0	ИП ОАО "Тепловые сети" на 2013 - 2018 гг.
3.	Газогенераторный комплекс ООО "Миранда"	2017 г.	6,0 МВт	увеличение мощности генерирующих объектов	100,0	ИП ООО "Миранда"
4.	Строительство ВЛ 330 кВ Нальчик - Владикавказ-2 с расширением ПС 330 кВ Владикавказ-2	2016 г.	143,63 км	увеличение пропускной способности сечений "Восток" и "Терек" в нормальных и послеаварийных режимах; в соответствии с расчетами электроэнергетических режимов в период зимнего потребления 2015/2016 годов, с учетом имеющихся ограничений гидроресурсов Сулакского каскада, при отключении ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2 имеет место перегрузка высокочастотного заградителя ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок 330 на 24% выше номинального (при разрешенной в течение 15 мин. 15%)	5 471,46	проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг., проект ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 гг.
5.	Строительство ВЛ 500 кВ Невинномысск - Алания (Моздок) с ПС 500 кВ Алания (Моздок)	2015 г.	265 км 668 МВА УШР-180 МВАр		6 576,2	проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг., проект ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 гг. (2016 г.)
6.	Замена ВЧ-заградителя на ВЛ 330 кВ Прохладная-2 - Моздок на ПС 330 Моздок	2014 г. 1				расчеты
7.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Артем 2,1 км - заход	2015 г.	2,1 км	образование новых ВЛ в результате заходов существующих ВЛ 330 кВ Моздок - Артем и Прохладная-2 - Моздок (Алания) на ПС 500 кВ Алания (Моздок) в соответствии с проектными решениями по титулу "ВЛ 500 кВ Невинномысск - Моздок с ПС 500 кВ Моздок (Алания)"		проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг., проект ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 гг. (2016 г.)
8.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (1ц) 2,3 км - заход	2015 г.	2,3 км
9.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Моздок (2ц) 1,6 км - заход	2015 г.	1,6 км			проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг., проект ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 гг. (2016 г.)
10.	Образование новой ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Прохладная-2 1,3 км - заход	2015 г.	1,3 км
11.	Строительство ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) - Сунжа	2015 г.	153 км (22 км - заход)	образование новой ВЛ в результате захода ВЛ 330 кВ Алания (Моздок) на ПС 330 кВ Сунжа в соответствии с проектными решениями по сооружению ПС 330 кВ Сунжа (Чеченская республика)	Не определена	проект Схемы и программы развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг. проект ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 гг.
12.	Комплексная реконструкция ПС 330 кВ Владикавказ-2	2015 г.	2х200 МВА	повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Северная Осетия-Алания с заменой АТ-1 и АТ -2 в 2014 году (без увеличения мощности)	1 818,67	проект корректировки ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2014 г., проект ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 гг.
13.	Строительство ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань-2	2014 г.	2х20 км	повышение надежности электроснабжения потребителей Республики Ингушетия	не определена	ТУ на ТП к сетям ФСК от 15.06.2011 г. ДТП N 248/ТП-М15/изм.N1 к ЗП ФСК
14.	Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Северный Портал	2015 г.	2х10 МВА	повышение надежности межгосударственного перетока электроэнергии и мощности между РФ и Южной Осетией с заменой Т-1 и установкой Т-2	640,2	проект ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 гг.
15.	Строительство ПС 110 кВ Мамисон	2016 г.	2х25 МВА	электроснабжение потребителей горно-рекреационного комплекса "Мамисон"	340,95	ТУ от 11.08.2009 г. ДТП N 500/2009 от 05.11.2009 г.
16.	Строительство ВЛ 110 кВ Зарамаг-Мамисон	2016 г.	2х17 км		443,01
17.	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	проект ИП ОАО "ФСК ЕЭС" на 2015 - 2019 гг.
18.	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 г. ДТП N 215/2012 от 28.06.2012
19.	Строительство ВЛ 110 кВ Ардон - Цемзавод	2014 г.	2х8,4 км
20.	Строительство ПС 110 кВ Парковая	2016 г.	2х25 МВА 0,7 км	обеспечение электрической энергией западной части г. Владикавказ и прилегающей территории Пригородного района	486,0	ИП СОФ ОАО "МРСК СК" на 2014 - 2018 гг.
21.	Реконструкция ПС 110 кВ Северо-Восточная с увеличением мощности на 18 МВА	2018 г.	2х25 МВА	обеспечение возможности технологических присоединений и надежного электроснабжения промышленной части г. Владикавказ	280,83	проект ИП СОФ ОАО "МРСК СК" на 2015 - 2019 гг.
22.	Строительство ПС 110 кВ Лысая Гора	2014-2016 гг.	2х6,3 МВА	обеспечение электрической энергией юго-западной части г. Владикавказ	не определена	Проект ИП СОФ ОАО "МРСК СК" на 2015 - 2019 гг.
	Итого,					17 043,78
	в том числе:
	ОАО "ФСК ЕЭС"					14 895,59
	ОАО "МРКС СК"					969,13
	ОАО "Теплосети"					70,0
	ФБ					783,96
	Прочие					325,1

Примечание:

1 - предполагаемый срок ввода

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 строительства, энергетики и жилищно-коммунального хозяйства Республики Северная Осетия-Алания возлагаются управление ходом реализации Республиканской программы и контроль ее выполнения, 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 инфраструктуры.

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"