Указ Главы Республики Алтай, Председателя Правительства Республики Алтай от 13 июня 2017 г. N 135-у "Об утверждении изменений, которые вносятся в схему и программу развития электроэнергетики Республики Алтай на 2018-2022 годы" (утратил силу)

Указ Главы Республики Алтай, Председателя Правительства Республики Алтай от 13 июня 2017 г. N 135-у
"Об утверждении изменений, которые вносятся в схему и программу развития электроэнергетики Республики Алтай на 2018-2022 годы"

1. Утвердить изменения, которые вносятся в схему и программу развития электроэнергетики Республики Алтай на 2018-2022 годы, утвержденные Указом Главы Республики Алтай, Председателя Правительства Республики Алтай от 28 апреля 2017 года N 99-у "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Республики Алтай на 2018-2022 годы и признании утратившими силу некоторых указов Главы Республики Алтай, Председателя Правительства Республики Алтай" (официальный портал Республики Алтай в сети "Интернет": www.altai-republic.ru, 2017, 2 мая).

2. Настоящий Указ вступает в силу с 1 января 2018 года.

А.В. Бердников

Утверждены
указом Главы Республики Алтай,
Председателя Правительства
Республики Алтай
от 13 июня 2017 года N 135-у

Изменения,

которые вносятся в схему и программу развития электроэнергетики Республики Алтай на 2018-2022 годы

1. В разделе 2:

1) в пункте 2.1:

а) абзац тринадцатый изложить в следующей редакции:

"Кош-Агачская СЭС/ Кош-Агачская СЭС-2/ Усть-Канская СЭС введена в работу и, с 01.04.2015/01.04.2016/01.12.2016 осуществляет обязательства по поставке мощности на оптовый рынок электроэнергии и мощности.";

б) абзацы четырнадцатый и пятнадцатый исключить;

2) в пункте 2.2:

а) таблицы 2.1 и 2.2 изложить в следующей редакции:

"Таблица 2.1

Динамика

изменения электропотребления Республики Алтай за последние 5 лет по данным Филиала АО "СО ЕЭС" Алтайское РДУ

Показатель	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление, млн. кВт-ч	561,4	554,5	564,1	542,0	540,5
абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт-ч	25,6	-6,9	9,6	-22,1	-1,5
среднегодовые темпы прироста, %	4,7	-1,2	1,7	-3,9	-0,3

Таблица 2.2

Динамика

изменения электропотребления Республики Алтай за последние 5 лет по данным филиала "МРСК Сибири" - "ГАЭС"

Показатель	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Электропотребление, млн. кВт-ч	561,4	548,09	546,2	541,8	540,0
абсолютный прирост электропотребления, млн. кВт-ч	19,7	-13,3	-1,9	-4,4	-1,8
среднегодовые темпы прироста, %	3,6	-2,4	-0,3	-0,8	-0,3";

б) в абзаце четвертом после слов "Алтайэнерго" дополнить словами ", потребление которых ранее входило в общее потребление Республики. Снижение электропотребления в 2015 г. связано с повышением средней температуры наружного воздуха в отопительный период по сравнению с предшествующими годами. Снижение электропотребления в 2016 г. также связано с повышением средней температуры наружного воздуха в отопительный период по сравнению с предшествующими годами.";

3) в пункте 2.5:

а) абзац четвертый изложить в следующей редакции:

"Колебание максимума нагрузки с 2012 по 2016 связано с изменениями средней температуры наружного воздуха в период прохождения максимума нагрузок, а также внедрением мероприятий, направленных на повышение энергоэффективности на территории Республики Алтай.";

б) в абзаце пятом после слов "Алтайэнерго" дополнить словами ", потребление которых ранее входило в общее потребление Республики.";

в) абзац шестой исключить;

4) в пункте 2.6:

а) абзац второй изложить в следующей редакции:

"В 2015-2016 гг. на территории Республики Алтай введены в работу Кош-Агачская СЭС, Кош-Агачская СЭС-2 и Усть-Канская СЭС и, с 01.04.2015, 01.04.2016, 01.12.2016 соответственно осуществляют обязательства по поставке мощности на оптовый рынок электроэнергии и мощности.";

б) абзацы третий и четвертый исключить;

5) пункт 2.9 изложить в следующей редакции:

"На территории Республики Алтай имеются только три солнечных электростанции мощностью по 5 МВт каждая.

Рисунок 2.3. Структура выработки электроэнергии на территории Республики Алтай в 2016 году

Доля выработки электрической энергии солнечными станциями составляет 100%. В разрезе станций выработка Кош-Агачскими СЭС и Усть-Канской СЭС в 2016 г. составила 14,01 млн.кВтч (99%) и 0,092 млн.кВтч (1%) соответственно.";

6) в пункте 2.10 таблицу 2.7 изложить в следующей редакции:

"Таблица 2.7

Балансы

мощности за последние 5 лет *)

Показатель	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год
Дата прохождения собственного максимума нагрузки	04.12 16:00 (МСК)	04.01 16:00 (МСК)	31.12 15:00 (МСК)	26.01 15:00 (МСК)	21.11 15:00 (МСК)
Потребление, МВт	110 (116)	104 (104)	109 (106)	107 (107)	103 (105)
Установленная мощность объектов генерации, МВт	0	0	0	0	15
Ограничения мощности на максимум нагрузки	0	0	0	0	15
Располагаемая мощность	0	0	0	0	0
Избыток (+), дефицит (-)	-110 (-116)	-104 (-104)	-109 (-106)	-107 (-107)	-103 (-105)

*) в таблице приведены данные Филиала АО "СО ЕЭС" Алтайское РДУ, в скобках - данные филиала "МРСК Сибири" - "ГАЭС".";

7) в пункте 2.11 таблицу 2.9 изложить в следующей редакции:

"Таблица 2.9

N п/п	Наименование показателя	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г
1	Электроемкость ВРП, кВт.ч/тыс. руб.	22,7	21,4	20,7	20,0	14,8
2	Потребление электроэнергии на душу населения, кВтч/чел в год	2664	2632	2677,3	2691	2527
3	электровооруженность труда в экономике, кВтч/чел в год	6256	5366	5622,3	5695	5752";

8) в пункте 2.13 номер рисунка "2.3." заменить на "2.4.".

2. Раздел 3 изложить в следующей редакции:

"Республика Алтай в настоящее время дефицитна, как по мощности, так и по электроэнергии. Пик перетоков мощности в 2012 г. превысил 116 МВт, по данным зимнего контрольного замера переток мощности в Республику составил в 2014 году 109 МВт, в 2015 г. 107 МВт, в 2016 г. - 103 МВт (по данным филиала ПАО "МРСК Сибири" - "ГАЭС"). При существующей схеме электроснабжения Республики Алтай наиболее сложной, приводящей к выходу параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений, является одновременное аварийное отключение двух ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная I цепь с отпайкой на ПС Угренёвская и ВЛ 110 кВ Бийская - Заречная II цепь с отпайкой на ПС Угренёвская или отключение двух ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ ОПП - Майминская (ВЛ ОМ-139) и ВЛ 110 кВ Быстрянка - Майминская (ВЛ БМ-85) в зимний период.

В данной схемно-режимной ситуации имеет место токовая перегрузка проводов ВЛ 110 кВ и оборудования 110 кВ ПС транзита 110 кВ ПС 110 кВ Смоленская - ПС 110 кВ Предгорная - ПС 110 кВ Чергинская (на участке ПС 110 кВ Смоленская - ПС 110 кВ Предгорная перегруз составляет до 115 А или 79% от аварийно-допустимого значения 400 А (ТТ 110 кВ на ПС 110 кВ Смоленская), на участке ПС 110 кВ Предгорная - ПС 110 кВ Чергинская перегруз составляет 180 А или 37% от аварийно-допустимого значения 480 А (ТТ на ПС 110 кВ Чергинская) и снижение напряжения на шинах 110 кВ подстанций ниже аварийно-допустимых значений (85 кВ) с действием АОСН на отключение потребителей Республики Алтай:

- на ПС 110 кВ Усть-Коксинская до 71,6 кВ;

- на ПС 110 кВ Кош-Агачская до 64,8 кВ;

- на ПС 110 кВ Майминская до 60,8 кВ.

Ограничивающими элементами являются:

- провод ВЛ 110 кВ Смоленская - Предгорная с отпайками (АС- 185/29, 650 А);

- провод ВЛ 110 кВ Предгорная - Чергинская (АС-150/19, 573 А);

- на ПС 110 кВ Смоленская:

- трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Смоленская - Предгорная с отпайками (600 А);

- выключатель ВЛ 110 кВ Смоленская - Предгорная с отпайками (630 А);

- ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ Смоленская - Предгорная с отпайками (600 А);

- разъединители ШР, ЛР (600 А);

- шины 110 кВ (АС-185/29, 650 А);

- на ПС 110 кВ Предгорная:

- шины 110 кВ (АС-120/19, 484 А);

- трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Смоленская - Предгорная (400 А);

- ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ Смоленская - Предгорная (600 А);

- разъединитель ВЛ 110 кВ Смоленская - Предгорная (630 А);

- на ПС110 кВ Чергинская:

- шины 110 кВ (АС-120/19, 484 А);

- трансформаторы тока ВЛ 110 кВ Предгорная - Чергинская (400 А/480 А, но не более 120 минут в неделю);

- выключатель ВЛ 110 кВ Предгорная - Чергинская (630 А);

- ВЧ заградитель ВЛ 110 кВ Предгорная - Чергинская (600 А).

В скобках указаны длительно допустимые токи оборудования для температуры -5°С и ниже.

Мероприятиями, направленными на обеспечение допустимых значений параметров электроэнергетического режима в указанных выше послеаварийных режимах, является строительство дополнительных электрических связей 110 кВ между Республикой Алтай и Алтайским краем. Перечень объектов предлагаемых к строительству на территории Республики Алтай соответствует перечню мероприятий указанных в ТУ на ТП ОЭЗ ТРТ "Долина Алтая":

1. ПС 110 кВ Алтайская Долина;

2. ВЛ 110 кВ Майминская - Алтайская Долина;

3. ВЛ 110 кВ Сибирская монета - Алтайская Долина;

4. ВЛ 110 кВ Сибирская монета - Манжерокская.

Описанное выше, подтверждается результатами расчетов выполненных при разработке тома проектной документации "Расчеты электрических режимов прилегающей сети 110 кВ. Шифр 007К.ВВ.2015.480811.12.15-ЭЭС" (выполнен в рамках титула "Строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 кВ "Долина Алтая" до ПС 110/10 кВ "Сибирская монета". Строительство ЛЭП 110 кВ от ПС 110/10 кВ "Сибирская монета" до ПС 110/10 кВ "Манжерокская"), согласованного Алтайским РДУ и ГАЭС в 2016 г.

Отличительной особенностью энергосистемы Республики Алтай является крайне неравномерный график потребления электроэнергии и мощности по сезонам года, летний минимум составляет только одну четвёртую часть зимнего максимума. Это является следствием того, что значительная часть электроэнергии расходуется на отопление. В результате, в электрических сетях, при прохождении зимнего максимума, складываются недопустимо высокие технические потери электроэнергии и недопустимо высокий уровень потерь напряжения, особенно в сетях 0,4 кВ.

Радиальная конфигурация сети 110 кВ, и большие протяженности ЛЭП (максимальная протяженность сети 110 кВ от ПС 220 кВ Бийская, расположенной в городе Бийске до самой удалённой ПС 110 кВ "Кош-Агачская" более 600 км) многие из которых одноцепные, при ремонтных схемах и в послеаварийных режимах приводит к необходимости отключения потребителей.

Суммарная протяженность распределительных сетей напряжением 10 и 0,4 кВ около 6 тыс. км. Их основная часть построена в шестидесятых-восьмидесятых годах прошлого века. Для линий 10 кВ был использован сталеалюминиевый провод сечением 35-70 квадратных мм, а для линий 0,4 кВ - алюминиевый провод сечением 16-35 квадратных мм. При этом максимальные протяженности ВЛ 10 кВ, достигают 100 км, а длина фидеров 0,4 кВ, зачастую более 2 км. Большая часть электрических сетей эксплуатируется за пределами нормативного срока службы. Протяженность значительной части линий 0,4 кВ превышает допустимую по условиям потерь напряжения и чувствительности защиты от коротких замыканий.

В распределительных сетях сохраняется недопустимо высокий уровень технических и коммерческих потерь электроэнергии. Практически пятая часть отпущенной в сеть электроэнергии, теряется при её передаче и распределении и не доходит до потребителя.

На территории Республики Алтай имеется ряд подстанций загрузка трансформаторов в послеаварийных режимах связанных с отключением одного из установленных на них трансформаторов превышает длительно допустимые значения (105% от номинальной мощности).

Ниже приведена информация о таких ПС.

1. В настоящее время на подстанции ПС 110 кВ Шебалинская установлены трансформаторы 2х2,5 МВА. ПС введена в эксплуатацию в 1978 году. Основное оборудование ПС отработало более одного нормативного срока эксплуатации. ПС является единственным центром электроснабжения с. Шебалино с населением более 5 тысяч человек, а так же# других близлежащих мелких населенных пунктов.

Номинальная мощность трансформаторов составляет 2,24 МВт.

Допустимая максимальная загрузка трансформаторов составляет 2,35 МВт (с учетом перегрузочной способности 5%).

По данным зимнего контрольного замера 2016 г. загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), составляет 2,69 МВт: 120,1% от номинальной мощности трансформатора (перегруз 0,45 МВт) и 114,5% от длительно допустимой загрузки (перегруз 0,34 МВт). Поданным# зимнего контрольного замера 2012 г. (максимальное потребление за последний рассматриваемый период) загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), составляет 3,06 МВт: 136,6% от номинальной мощности трансформатора (перегруз 0,82 МВт) и 134,9% от длительно допустимой загрузки (перегруз 0,71 МВт).

Превышение значений загрузки трансформаторов выше длительно допустимой максимальной загрузки филиалом ПАО "МРСК Сибири" - "ГАЭС" не допускается, что приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 0,7 МВт.

Загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1) с учетом выданных ТУ на ТП (4,78 МВт), составит 7,07 МВт: 315,6% от номинальной мощности трансформатора (перегруз 4,83 МВт) и 300,9% от длительно допустимой загрузки (перегруз 4,72 МВт).

Как было сказано выше, ПС 110 кВ Шебалинская является единственным центром питания 110 кВ в рассматриваемом районе, в связи с этим перевод нагрузки на другие центры питания для предотвращения перегрузки трансформаторов не возможен. Кроме того данная ПС подключена к одной питающей ВЛ 110 кВ.

На основании изложенного, требуется реконструкция ПС 110 кВ Шебалинская с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 2,5 МВт на трансформаторы большей мощности. Это позволит исключить необходимость ввода графиков аварийного отключения в послеаварийных режимах.

При выдаче ТУ на ТП потребителям с присоединяемой мощностью более 150 кВт рекомендуется в качестве мероприятий по обеспечению возможности технологического присоединения в ТУ на ТП включать мероприятия по замене трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 2,5 МВА на трансформаторы большей мощности.

2. На подстанции ПС 110 кВ Горно-Алтайская установлены трансформаторы 2х16 МВА. ПС введена в эксплуатацию в 1965 году. Это одна из трех ПС, обеспечивающих электроснабжение административного центра Республики Алтай - города Горно-Алтайск с населением более 60 тыс. человек. Оборудование отработало 2 нормативных срока эксплуатации и имеет физический износ.

Номинальная мощность трансформаторов составляет 14,3 МВт.

Допустимая максимальная загрузка каждого трансформатора на ПС 110 кВ Горно-Алтайская составляет 15 МВт (с учетом перегрузочной способности 5%).

По данным зимнего контрольного замера 2016 года загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), составляет 14,8 МВт: 103,5% от номинальной мощности трансформатора (перегруз 0,5 МВт) и 98,7% от длительно допустимой загрузки (перегруз отсутствует).

Поданным# зимнего контрольного замера 2012 г. (максимальное потребление за последний рассматриваемый период) перегрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), составляет 15,4 МВт: 107,7% от номинальной мощности трансформатора (перегруз 1,1 МВт) и 102,7% от длительно допустимой загрузки (перегруз 0,4 МВт).

Превышение значений загрузки трансформаторов выше длительно допустимой максимальной загрузки филиалом ПАО "МРСК Сибири" - "ГАЭС" не допускается, что приводит к необходимости ввода графиков аварийного отключения до 0,4 МВт.

Загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1) с учетом выданных ТУ на ТП (0,8 МВт), составит 16,2 МВт: 113,3% от номинальной мощности трансформатора (перегруз 1,9 МВт) и 108% от длительно допустимой загрузки (перегруз 1,2 МВт).

Другие ПС 110 кВ, расположенные в г. Горно-Алтайск и с. Майма (ПС 110 кВ Сигнал и ПС 110 кВ Майминская) по результатам контрольных замеров загружены на 95-98%. Кроме того, данные ПС расположены в горной местности в противоположных концах города. Строительство кабельных линий 10 кВ для перевода нагрузки с ПС 110 кВ Горно-Алтайская на другие центры питания для предотвращения перегрузки трансформаторов не возможен.

Требуется реконструкция ПС 110 кВ Горно-Алтайская с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 16 МВт на трансформаторы большей мощности.

При выдаче ТУ на ТП потребителям с присоединяемой мощностью более 150 кВт рекомендуется в качестве мероприятий по обеспечению возможности технологического присоединения в ТУ на ТП включать мероприятия по замене трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 16 МВА на трансформаторы большей мощности.

3. На ПС 110 кВ Усть-Коксинская установлены трансформаторы 2х6,3 МВА. ПС введена в эксплуатацию в 1981 году. ПС является единственным центром электроснабжения населенного Усть-Коксинского района Республики Алтай с населением более 4 тыс. человек. Оборудование ПС отработало более одного нормативного срока эксплуатации.

Номинальная мощность трансформаторов составляет 5,6 МВт.

Допустимая максимальная загрузка трансформаторов составляет 5,9 МВт (с учетом перегрузочной способности 5%).

По данным зимнего контрольного замера 2016 г. загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), составляет 3,1 МВт: 55,4% от номинальной мощности трансформатора (перегруз отсутствует) и 52,5% от длительно допустимой загрузки (перегруз отсутствует). По данным зимнего контрольного замера 2012 г. (максимальное потребление за последний рассматриваемый период) загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), составляет 4,6 МВт: 82,1% от номинальной мощности трансформатора (перегруз отсутствует) и 78% от длительно допустимой загрузки (перегруз отсутствует).

Превышение значений загрузки трансформаторов выше длительно допустимой максимальной загрузки филиалом ПАО "МРСК Сибири"- "ГАЭС" не допускается.

Загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1) с учетом выданных ТУ на ТП (5,54 МВт), составит 10,14 МВт: 181,1% от номинальной мощности трансформатора (перегруз 4,54 МВт) и 171,9% от длительно допустимой загрузки (перегруз 4,24 МВт).

Как было сказано выше, ПС 110 кВ Усть-Коксинская является единственным центром питания 110 кВ в рассматриваемом районе, в связи с этим перевод нагрузки на другие центры питания для предотвращения перегрузки трансформаторов не возможен. Кроме того данная ПС подключена к одной питающей ВЛ 110 кВ.

На основании изложенного, требуется реконструкция ПС 110 кВ Усть-Коксинская с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВА на трансформаторы большей мощности. Это позволит исключить необходимость ввода графиков аварийного отключения в послеаварийных режимах.

При выдаче ТУ на ТП потребителям с присоединяемой мощностью более 150 кВт рекомендуется в качестве мероприятий по обеспечению возможности технологического присоединения в ТУ на ТП включать мероприятия по замене трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВА на трансформаторы большей мощности.

4. На ПС 110 кВ Элекмонарская установлены трансформаторы 2х6,3 МВА. ПС является единственным центром электроснабжения Чемальского района Республики Алтай на правом берегу р. Катунь

Номинальная мощность трансформаторов составляет 5,6 МВт.

Допустимая максимальная загрузка трансформаторов составляет 5,9 МВт (с учетом перегрузочной способности 5%).

По данным зимнего контрольного замера 2016 г. загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), составляет 5,6 МВт: 100% от номинальной мощности трансформатора (перегруз отсутствует) и 95% от длительно допустимой загрузки (перегруз отсутствует). По данным зимнего контрольного замера 2012 г. (максимальное потребление за последний рассматриваемый период) загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1), составляет 7 МВт: 125% от номинальной мощности трансформатора (перегруз 1,4 МВт или 25%) и 118,6% от длительно допустимой загрузки (перегруз 1,1 МВт или 18,6%).

Превышение значений загрузки трансформаторов выше длительно допустимой максимальной загрузки филиалом ПАО "МРСК Сибири" - "ГАЭС" не допускается.

Загрузка трансформатора Т-1 (Т-2) при аварийном отключении силового трансформатора Т-2 (Т-1) с учетом выданных ТУ на ТП (16,77 МВт), составит 22,37 МВт: 399% от номинальной мощности трансформатора (перегруз 16,77 МВт) и 379% от длительно допустимой загрузки (перегруз 16,47 МВт).

Как было сказано выше, ПС 110 кВ Элекмонарская является единственным центром питания 110 кВ в рассматриваемом районе, в связи с этим перевод нагрузки на другие центры питания для предотвращения перегрузки трансформаторов не возможен. Кроме того данная ПС подключена к одной питающей ВЛ 110 кВ.

На основании изложенного, требуется реконструкция ПС 110 кВ Элекмонарская с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВА на трансформаторы большей мощности или установкой дополнительных трансформаторов.

При выдаче ТУ на ТП потребителям с присоединяемой мощностью более 150 кВт рекомендуется в качестве мероприятий по обеспечению возможности технологического присоединения в ТУ на ТП включать указанные выше мероприятия.

В большинстве случаев на дизельных электростанциях, предназначенных для электроснабжения населенных пунктов, расположенных в труднодоступных горных районах, эксплуатируется физически изношенное энергетическое оборудование, что обусловливает низкие технико-экономические показатели работы дизельных электростанций, низкие качество и надежность электроснабжения потребителей. Удельные расходы топлива на большинстве дизельных электростанций достигают 457 г условного топлива/кВт.ч, что в 1,5 раза превышает средний нормативный расход топлива.

Низкие технико-экономические показатели большинства дизельных электростанций, высокие цены на дизельное топливо и высокие транспортные тарифы (что особенно сказывается в отдаленных районах) приводят к высокой себестоимости производства электроэнергии на дизельных электростанциях.

Таблица 3.1 *)

Перечень

энергодефицитных районов Республики Алтай

N п/п	Наименование	Географическое расположение	Энергодефицит МВт, тыс. кВт.ч
1.	Вся территория	Республика Алтай	103 МВт,* 540,47 тыс. кВт.ч.*

*) Филиала АО "СО ЕЭС" Алтайское РДУ за 2016 г.".