Приложение N 1. Изменения, вносимые в государственную программу Сахалинской области "Развитие энергетики Сахалинской области", утвержденную постановлением Правительства Сахалинской области от 31.12.2013 N 808

Приложение N 1
к постановлению Правительства
Сахалинской области
от 3 июня 2019 г. N 238

Изменения, вносимые в государственную программу Сахалинской области "Развитие энергетики Сахалинской области", утвержденную постановлением Правительства Сахалинской области от 31.12.2013 N 808 (далее - Госпрограмма)

1. Внести в Госпрограмму следующие изменения:

1.1. В части "Объемы и источники финансирования государственной программы" паспорта Госпрограммы заменить:

- в абзаце 1 цифры "797152776,3" цифрами "797354309,9";

- в абзаце 7 цифры "58741431,8" цифрами "59192192,2";

- в абзаце 8 цифры "70339291,9" цифрами "70129076,4";

- в абзаце 9 цифры "2323259,3" цифрами "2284248,0";

- в абзаце 14 цифры "3108828,6" цифрами "1126445,7";

- абзаце 16 цифры "602966,4" цифрами "560670,3"

- в абзаце 17 цифры "437282,5" цифрами "328475,4";

- в абзаце 18 цифры "1831279,7" цифрой "0";

- в абзаце 19 цифры "37313909,5" цифрами "39501774,7";

- в абзаце 25 цифры "1472231,3" цифрами "1964174,7";

- в абзаце 26 цифры "1861885,8" цифрами "1745367,7";

- в абзаце 27 цифры "301819,3" цифрами "2114259,2";

- в абзаце 32 цифры "1240301,2" цифрами "1236352,5";

- в абзаце 38 цифры "111334,1" цифрами "112447,2";

- в абзаце 39 цифры "81793,6" цифрами "96903,3";

- в абзаце 40 цифры "90160,3" цифрами "69988,8".

1.2. В подразделе "Электроэнергетика" раздела 1 "Характеристика текущего состояния, основных проблем сферы реализации государственной программы и прогноз развития":

1.2.1. в абзаце 1 исключить слова "от АО "РАО ЭС Востока" ";

1.2.2. в абзаце 4 слова "ОАО "Ногликская газовая электростанция"" заменить словами "АО "Ногликская газовая электростанция"";

1.2.3. абзац 9 исключить.

1.3. В разделе 6 "Ресурсное обеспечение Госпрограммы" абзац 1 изложить в следующей редакции:

"Общий объем средств, направленных на реализацию Госпрограммы, составит - 797354309,9 тыс. рублей, в том числе средства федерального бюджета - 1126445,7 тыс. рублей, областного бюджета - 39501774,7 тыс. рублей, средства бюджетов муниципальных образований - 1236352,5 тыс. рублей, привлеченные финансовые средства - 755489737,0 тыс. рублей.".

2. Внести в подпрограмму N 1 "Развитие электроэнергетики Сахалинской области" Госпрограммы (далее - Подпрограмма N 1) следующие изменения:

2.1. В части "Объемы и источники финансирования подпрограммы" паспорта Подпрограммы N 1:

- в абзаце 1 цифры "32153690,5" заменить цифрами "32525113,7";

- в абзаце 7 цифры "207741,4" заменить цифрами "409184,9";

- в абзаце 8 цифры "95375,3" заменить цифрами "128736,9";

- в абзаце 9 цифры "288493,8" заменить цифрами "425111,9";

- в абзаце 16 цифры "23188590,1" заменить цифрами "23857328,3";

- в абзаце 22 цифры "192952,1" заменить цифрами "404639,3";

- в абзаце 23 цифры "85477,4" заменить цифрами "126495,4";

- в абзаце 24 цифры "4286,4" заменить цифрами "420319,4";

- в абзаце 29 цифры "134681,8" заменить цифрами "100708,4";

- в абзаце 34 цифры "14789,3" заменить цифрами "4545,6";

- в абзаце 35 цифры "9897,9" заменить цифрами "2241,5";

- в абзаце 36 цифры "20865,8" заменить цифрами "4792,5";

- слова и цифры "Средства федерального бюджета - 263341,6 тыс. руб., в том числе по годам: 2021 год - 263341,6 тыс. рублей." исключить.

2.2. Раздел 1 изложить в новой редакции:

"Раздел 1. Характеристика текущего состояния, основные проблемы и прогноз развития сферы реализации подпрограммы

1.1. Характеристика Сахалинской энергосистемы

Энергосистема Сахалинской области работает изолированно от Единой национальной энергетической системы России и делится на следующие отдельные автономные энергорайоны:

- Центральный энергорайон;

- Северный энергорайон;

- изолированные энергорайоны на территориях Курильских островов и отдаленных населенных пунктов муниципальных образований на о. Сахалин;

- Локальный энергорайон Сфера.

К наиболее крупным изолированным энергорайонам на территориях Курильских островов и отдаленных населенных пунктов муниципальных образований на о. Сахалин относятся:

- Северо-Курильский энергоузел;

- Курильский энергоузел;

- Южно-Курильский энергоузел.

Изолированность Сахалинской области от Единой национальной энергетической системы России обусловливает повышенные требования к уровню эксплуатации энергетического оборудования и обеспечению надежного и качественного обеспечения электроэнергией присоединенных потребителей.

Центральный энергорайон

Центральный энергорайон включает в себя электрическую сеть 14 муниципальных образований Сахалинской области. Основными источниками активной мощности Центрального энергорайона Сахалинской области являются:

- Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 установленной мощностью 455,24 МВт (ПАО "Сахалинэнерго");

- Сахалинская ГРЭС установленной мощностью 84 МВт (ПАО "Сахалинэнерго");

- Ногликская ГЭС установленной мощностью 48 МВт (АО "Ногликская газовая электрическая станция").

Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 и Сахалинская ГРЭС расположены в Центральном энергорайоне в южной и центральной частях о. Сахалин. Доля вырабатываемой электрической энергии Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и Сахалинской ГРЭС составила 79,99% от общей выработки электрической энергии Сахалинской области (на 2018 г.). Ногликская ГЭС расположена в Центральном энергорайоне в северной части о. Сахалин. Доля вырабатываемой электрической энергии Ногликской ГЭС составила 7,63% от общей выработки электрической энергии Сахалинской области (на 2018 г.).

Также на территории Центрального энергорайона расположены блок-станции, которые в настоящее время выдают электроэнергию в сеть ПАО "Сахалинэнерго" и на собственные нужды:

- г. Холмск - ОАО "ТЭК" установленной мощностью 5 МВт;

- г. Томари - ЗАО "Тепло" установленной мощностью 6,5 МВт.

Следует отметить, что в с. Новиково расположена ветродизельная электростанция (далее - ВДЭС) установленной мощностью 5,214 МВт. Село Новиково является обособленным населённым пунктом от энергосистемы центрального энергорайона о. Сахалин, электроснабжение которого осуществляется от ВДЭС.

К электросетевым компаниям Центрального энергорайона Сахалинской области относятся:

- ПАО "Сахалинэнерго";

- МУП "Электросервис";

- МУП "Поронайская коммунальная компания-1";

- МУП "Горэлектросеть";

- МУП "Невельские районные электрические сети";

- МУП "Районные электрические сети";

- МУП "Водоканал" МО "Городской округ Ногликский";

- ООО "РН-Сахалинморнефтегаз".

К энергосбытовым компаниям Центрального энергорайона Сахалинской области относятся:

- "Сахалинэнергосбыт" - филиал ПАО "Дальневосточная энергетическая компания";

- Энергосбыт - отдел АО "НГЭС";

- "Дальневосточный" - филиал ОАО "Оборонэнергосбыт" (выполняет энергосбытовые функции для объектов Министерства обороны Российской Федерации).

Распределение покрытия электропотребления в части внутренней загрузки электростанций центрального энергорайона осуществляется с учетом их технического состояния и оптимальной загрузки оборудования:

- Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 (паросиловое оборудование) работает по теплофикационному циклу, в межотопительный сезон станция работает по циклу близкому к конденсационному с отпуском тепла только на горячее водоснабжение г. Южно-Сахалинска;

- 5-й энергоблок: (газотурбинная установка N 4,5 (далее - ГТУ)) введен в эксплуатацию в ноябре 2012 г., участвует в регулировании графика нагрузки;

- 4-й энергоблок: (ГТУ N 7,8) введен в эксплуатацию в январе 2014 г., ГТУ N 6 - в январе 2015 г. В отопительный сезон с целью оптимизации режима станции при несении тепловой нагрузки две ГТУ с котлами-утилизаторами работают в базовом режиме, вырабатывая электро- и теплоэнергию. В межотопительный период в базовом режиме работает одна газотурбинная установка, остальные участвуют в регулировании нагрузки;

- Сахалинская ГРЭС до 2013 г. работала в полупиковой и пиковой зонах графика нагрузки с ежедневными пусками/остановами до 2-х единиц основного оборудования (котлов, турбин). После ввода в работу нового газотурбинного оборудования 4-го и 5-го энергоблоков Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 ситуация изменилась - Сахалинская ГРЭС работает в базовом режиме. В 2014 - 2015 гг. на станции установлены два электрических водогрейных котла для отопления и горячего водоснабжения п. Восток. Пуск новых мощностей (4-го и 5-го энергоблоков Южно-Сахалинской ТЭЦ-1) и установка водогрейных котлов позволили выполнить замещение выработки электроэнергии Сахалинской ГРЭС более экономичным газотурбинным оборудованием с выводом станции в холодный резерв в период с апреля по сентябрь. В период останова Сахалинской ГРЭС (весна - лето) энергоснабжение потребителей, кроме Ногликского района осуществляется от Южно-Сахалинской ТЭЦ-1.

Ввод в работу газотурбинной генерации позволил эффективно покрывать пики и провалы суточного графика нагрузок без останова силовых блоков. Это позволило выполнить замещение морально и физически устаревшего оборудования Сахалинской ГРЭС. В настоящее время Сахалинская ГРЭС работает в базовом режиме без ежедневных пусков и останов. Ввод в работу маневренной генерирующей мощности 4-го и 5-го энергоблоков Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 в полной мере обеспечил мгновенное реагирование на изменения в режиме работы энергосистемы.

Ногликская ГЭС является основным источником мощности Ногликского района Сахалинской области. Основное оборудование станции состоит из четырех газотурбинных установок ГТУ-12В, общей установленной мощностью 48 МВт. Станция построена с целью частичного замещения мощности электростанций Сахалинской энергосистемы, покрытия существующего дефицита мощности, снятия ограничения потребления в период осенне-зимних максимальных нагрузок.

АО "НГЭС" является гарантирующим поставщиком, обеспечивающим потребность в электроэнергии потребителей всего Ногликского района, а также экспортером избытков электроэнергии в центральный энергоузел центрального энергорайона энергосистемы (далее - ЭС) Сахалинской области. В состав Ногликского энергоузла входят потребители, энергоснабжение которых осуществляется от подстанции (далее - ПС) 220 кВ Ногликская и с шин Ногликской ГЭС. Также Ногликская ГЭС обеспечивает электроснабжение части потребителей Центрального энергоузла (потребители, электроснабжение которых осуществляется по распределительной сети 35/10 (6) кВ от ПС 220 кВ Смирных, ПС 220 кВ Онор и ПС 220 кВ Тымовская), во время проведения ремонтных работ на транзите Сахалинская ГРЭС - Ногликская, при этом в нормальном режиме Ногликская ГЭС выдает мощность в Центральный энергоузел в сети ПАО "Сахалинэнерго" по воздушной линии (далее - ВЛ) 110 кВ Ногликская - Тымовская (С-55) через шины 110 кВ ПС 220 кВ Ногликская. Наиболее крупным потребителем электроэнергии и мощности на территории Ногликского энергоузла является предприятие по добыче и переработке нефти ООО "РН-Сахалинморнефтегаз".

Северный энергорайон

Северный энергорайон включает в себя электрическую сеть Охинского района Сахалинской области. Основным и единственным источником активной мощности Северного энергорайона Сахалинской энергосистемы является Охинская ТЭЦ установленной мощностью 99 МВт (АО "Охинская ТЭЦ"). Доля вырабатываемой электрической энергии Охинской ТЭЦ в 2018 г. составила 7,51% от общей выработки электрической энергии Сахалинской области.

К электросетевым компаниям Северного энергорайона Сахалинской области относятся:

- ООО "РН-Сахалинморнефтегаз";

- ООО "Охинские электрические сети".

Основным видом деятельности ООО "Охинские электрические сети" является оказание услуг по передаче электрической энергии по электрическим сетям 6-35 кВ муниципального образования городской округ "Охинский".

Функции энергосбытовой компании северного энергорайона Сахалинской области выполняет "Энергосбыт" - участок АО "Охинская ТЭЦ".

Центральный энергорайон может быть разделен (географически) на 2 энергоузла, границы которых определяются степенью концентрации потребителей электроэнергии - Ногликский и Центральный энергоузлы. Ногликский энергоузел Центрального энергорайона имеет электрическую связь с Центральным энергоузлом Центрального энергорайона - ВЛ 110 кВ Ногликская - Тымовская. Северный и Центральный энергорайоны ЭС Сахалинской области работают изолированно и не имеют связывающих их линий электропередач.

В отдаленных населенных пунктах на территории Курильских островов и ряда муниципальных образований областного центра находятся децентрализованные (изолированные) энергорайоны, снабжающие электроэнергией население и сопутствующие электрические сети классом напряжения 0,4-35 кВ, установленная мощность которых составляет менее 5,0 МВт, являющиеся муниципальной и частной принадлежностью.

Северо-Курильский энергоузел

Северо-Курильский энергоузел обеспечивает электроснабжение на о. Парамушир.

Выработка электроэнергии осуществляется на дизельной электростанции (далее - ДЭС) г. Северо-Курильска, Мини ГЭС-1 и Мини ГЭС-2, связанных между собой линией электропередач - 6 кВ (далее - ЛЭП). Гарантирующим поставщиком электроэнергии является МП "Тепло-электросистемы Северо-Курильского городского округа".

Курильский энергоузел

Курильский энергоузел обеспечивает электроснабжение на о. Итуруп. Выработка электроэнергии осуществляется на ДЭС с. Китовый и ДЭС с. Рейдово, связанных между собой ЛЭП 6-35 кВ. Ранее ДЭС с. Китовый и ДЭС с. Рейдово работали независимо друг от друга. Гарантирующим поставщиком электроэнергии является ООО "ДальЭнергоИнвест".

Южно-Курильский энергоузел

Южно-Курильский энергоузел обеспечивает электроснабжение на о. Кунашир и на о. Шикотан.

Выработка электроэнергии на о. Кунашир осуществляется ДЭС "Южно-Курильская". Менделеевская ГеоТЭС выведена из эксплуатации в 2016 г. Гарантирующим поставщиком электроэнергии является ЗАО "Энергия Южно-Курильская" и ООО "ДальЭнергоИнвест".

На о. Шикотан выработка электроэнергии осуществляется ДЭС "Крабозаводское" в с. Крабозаводское и ДЭС "Малокурильское" в с. Малокурильское. Гарантирующим поставщиком электроэнергии является МУП "Шикотанское жилищное управление".

Локальный энергорайон "Сфера"

Локальный энергорайон "Сфера" обеспечивает электроснабжение жилых микрорайонов в г. Южно-Сахалинске. Гарантирующим поставщиком электроэнергии является ООО "СахГЭК". Выработка электроэнергии осуществляется на Мини ТЭЦ "Сфера" и Мини ТЭЦ "Сфера-2", в составе генерирующего оборудования которых имеются газопоршневые (с блоками утилизации тепла) и дизельные установки.

Единичная мощность децентрализованных электростанций, а также суммарная мощность энергорайонов менее 5,0 МВт.

Отчетная динамика потребления электроэнергии

Данные по отчётной динамике потребления электрической энергии на территории Сахалинской области за период 2016 - 2017 гг. и ожидаемое электропотребление на 2018 г. приведены в таблице 1.1.1.

Таблица 1.1.1

Отчётная динамика потребления электрической энергии на территории Сахалинской области за отчетный период 2016 - 2017 гг. и ожидаемое электропотребление на 2018 г.

Наименование показателя	Год отчётного периода
	2016	2017	2018*
Потребление электрической энергии, млн кВт. ч	2731,55	2710,59	2784,99
Абсолютный прирост потребления электрической энергии, млн кВт. ч	+86,39	-20,96	+74,40
Относительный прирост потребления электрической энергии, %	+3,27	-0,77	+2,74

Примечание:

* ожидаемое суммарное потребление электрической энергии на территории Сахалинской области определено как суммарное электропотребление по всем энергорайонам Сахалинской области, включая децентрализованные энергорайоны.

Особое влияние на электроснабжение Сахалинской области оказывает погодный фактор.

1.2. Состав существующих электростанций Сахалинской области с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям, установленная мощность которых превышает 5 МВт

Состав существующих электростанций Сахалинской области с разбивкой по принадлежности к энергокомпаниям, установленная мощность которых превышает 5 МВт, приведен в таблице 1.2.1.

Таблица 1.2.1

Состав существующих электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт Сахалинской области на 2018 год

Собственник	Электростанции	Установленная электрическая мощность ЭС, МВт
ПАО "Сахалинэнерго"	ОП "Сахалинская ГРЭС"	84
	ОП "Южно-Сахалинская ТЭЦ-1"	455,26
АО "НГЭС"	НГЭС	48
Блок станции		11,5
Новиковская ВДЭС		5,214
АО "Охинская ТЭЦ"	Охинская ТЭЦ	99
ООО "ДальЭнергоИнвест"	ДЭС с. Китовый	7,552
МП "Тепло-электросистемы Северо-Курильского городского округа"	ДЭС г. Северо-Курильск	5,921
МО "Южно-Курильский городской округ"	ДЭС "Южно-Курильская"	9,253
ООО "СахГЭК	Мини ТЭЦ "Сфера"	7,2
Итого		732,9

1.3. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности Сахалинской ЭС

Основная доля выработки (производства) электрической энергии в Сахалинской области на 2018 г. приходится на электростанции ПАО "Сахалинэнерго" 79,99%, АО "НГЭС" 7,63%, АО "Охинская ТЭЦ" 7,51%, остальная часть электроэнергии вырабатывается децентрализованными электростанциями отдаленных территориально населенных пунктов области и тремя блок станциями.

В таблице 1.3.1 приведена Структура выработки электроэнергии по типам электростанций на территории ЭС Сахалинской области на период 2016 - 2017 гг. и ожидаемая выработка электроэнергии на 2018 г.

Таблица 1.3.1

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций на территории ЭС Сахалинской области на период 2016 - 2017 гг. и ожидаемая выработка электроэнергии на 2018 г., млн/кВт

Показатели	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработка электроэнергии, в т.ч.	2731,55	2710,59	2784,99
- ТЭС	2633,73	2603,10	2671,86
- ДЭС	94,88	104,54	110,18
- Мини ГЭС	2,95	2,95	2,95
Собственные нужды, в т.ч.	277	293	282,5
- ТЭС	269,24	285,2	274,7
- ДЭС	7,6	7,6	7,6
- Мини ГЭС	0,20	0,2	0,2

Значительную часть электроэнергии вырабатывают ТЭС в Центральном и Северном энергорайонах - в среднем 96,1% от общей выработки электроэнергии по Сахалинской области (2603,1 - 2671,86 млн кВт.ч).

Остальная часть электроэнергии порядка 3,8% (94,88-110,18 млн кВт.ч) вырабатывается на Курильских островах. Остальные источники электроэнергии, такие как Мини газовые электростанции (далее - ГЭС), вырабатывают около 0,11% (2,95 млн. кВт.ч) электроэнергии от общей выработки электроэнергии.

Объем собственных нужд для электростанций составляет порядка 10,21 - 10,93% (277 - 293 млн. кВт.ч).

В таблице 1.3.2 приведена сводная информация о выработке электроэнергии по видам собственности.

Таблица 1.3.2

Сводная информация о выработке электроэнергии по видам собственности

Собственник	2016 г.		2017 г.		2018 г.
	млн кВт. ч	%	млн кВт. ч	%	млн кВт. ч	%
ПАО "Сахалинэнерго"	2169,25	79,41	2161,7	79,75	2227,59	79,99
Блок станции	6,98	0,26	5,32	0,20	3,38	0,12
Новиковская ВДЭС	1,67	0,06	1,64	0,06	1,67	0,06
АО "НГЭС"	213,47	7,81	205,16	7,57	212,54	7,63
АО "Охинская ТЭЦ"	226,52	8,29	212,59	7,84	209,26	7,51
МП "Тепло-электросистемы Северо-Курильского городского округа"	16,73	0,61	14,14	0,52	16,19	0,58
ООО "ДальЭнергоИнвест"	30,86	1,13	30,96	1,14	32,59	1,17
МО "Южно-Курильский городской округ"	36,63	1,34	39,49	1,46	42,84	1,54
МУП "Шикотанское жилищное управление"	11,94	0,44	21,26	0,78	19,83	0,71
ООО "СахГЭК"	17,5	0,64	18,34	0,68	19,09	0,69
Итого по Сахалинской области:	2731,55	100,00	2710,6	100,00	2784,98	100,00

1.4. Основные характеристики электросетевого хозяйства 35 кВ и выше Сахалинской ЭС

Общая протяженность линий электропередачи в Сахалинской области составляет 2895,49 км, в том числе:

- ВЛ 220 кВ - 866,61 км;

- ВЛ 110 кВ - 507,3 км;

- ВЛ 35 кВ - 1509,76 км;

- КЛ 35 кВ - 11,82 км.

В зоне ответственности электросетевой компании ПАО "Сахалинэнерго" протяженность линий электропередачи составляет 2483,19 км, в том числе:

- ВЛ 220 кВ - 866,61 км;

- ВЛ 110 кВ - 507,3 км;

- ВЛ 35 кВ - 1097,46 км;

- КЛ 35 кВ - 11,82 км.

В зоне ответственности электросетевой компании ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" протяженность линий электропередачи составляет 336,3 км, в том числе:

- ВЛ 35 кВ - 336,3 км.

В зоне ответственности электросетевой компании ООО "Охинские электрические сети" протяженность линий электропередачи составляет 41,5 км, в том числе:

- ВЛ 35 кВ - 41,5 км.

В зоне ответственности муниципальных предприятий - гарантирующих поставщиков электроэнергии от децентрализованных энергоисточников, протяженность линий электропередачи составляет 34,5 км, в том числе:

- ВЛ 35 кВ - 34,5 км.

Все электросетевые объекты 110 кВ и выше на территории Сахалинской области эксплуатируются ПАО "Сахалинэнерго".

Таблица 1.4.1

Основные характеристики повышающих трансформаторов, установленных на электрических станциях ЭС Сахалинской области

N	Наименование электростанции	Год ввода электростанции	Номинальное напряжение, кВ	Количество трансформаторов и номинальная мощность, МВА	Тип трансформаторов	Год изготовления/ ввода в эксплуатацию трансформаторов	Физический износ,%
ПАО "Сахалинэнерго" *
1	Сахалинская ГРЭС	1965	11/11/230	2х66,7	3хОДГ-66667/220	Т1-1965/1965; Т2-1971/1971	Т1-19/10/16 Т2-10/19/10
			10,5/115	2х40,5	ТДНГУ-40500/110	Т3-1965/1966; Т4-1966/1967	Т3-8.5 Т4-8.5
			10,5/38,5	2х15	ТДН-15000/35	Т5-1966/1967; Т6-1966/1967	Т5-8.5 Т6-8.5
2	Южно-Сахалинская ТЭЦ-1	1976	6,3/115	2х80	ТРДЦН-80000/110У1	Т1-2007/2007 Т2-1975/1975	Т1-7,6 Т2-50
			10,5/121	1х125	ТДЦ-125000/110-70	Т3-1984/1984	Т3-50
			10,5/121	2х6,3	ТДЦ-63000/100 ВМУ1	Т4-2012/2012 Т5-2012/2012	Т4-50 Т5-50
			10,5/121	3х63	ТДЦ-63000/110-У1	Т6-2013/2013 Т7-2013/2013 Т8-2013/2013	Т6-24,1 Т7-12,8 Т8-21,3
АО "НГЭС"
3	НГЭС	1999	6/110	4х16	ТДЦП-16000-110/6	Т1-1986/1999 Т2-1987/1999 Т3-1987/1999 Т4-1986/1999	85
ООО "РН-Сахалинморнефтегаз"
4	НГЭС (РУ)	1999	6/35	1х16	ТДНС-16000/35-УХЛ1	Т1-2013/2015	20
АО "Охинская ТЭЦ"
5	Охинская ТЭЦ	1961	6,3/38,5	2х7,5	ТМ-7500/35	Т1-1958/1960 Т3-1958/1961	Т1-100 Т3-100
			6,6/38,5/115	2х40	ТДТН-40000/110	Т4-1967/1967 Т5-1970/1970	Т4-100 Т5-100
			6,3/36,75	1х40	ТРДНС-40000/35	Т6-2014/2016	не поставлен на учет
			11/36,75	1х25	ТРДНС-25000/35	Т7-2002/2003	44

Примечание:

* физический износ электросетевых объектов, эксплуатируемых ПАО "Сахалинэнерго" определен на основании предоставленных Исходных данных по ИТС. (Физический износ = 100 - ИТС, где ИТС - индекс технического состояния).

1.4.1. Анализ технического состояния и возрастной структуры электросетевого комплекса

В настоящее время Сахалинская область отнесена согласно главе 2.5 Правил устройства электроустановок, утвержденных приказом Минэнерго России от 20.05.2003 года N 187 (далее - ПУЭ), к IV - VII району по гололедно-ветровым нагрузкам, которые характеризуются следующими параметрами:

- стенка гололеда до 40 мм;

- скорость ветра до 40 м/с.

Реальные данные замеров расчетно-климатических условий, зафиксированные в период с 2000 года по настоящее время, имеют следующие значения:

- стенка гололеда до 100 мм;

- скорость ветра до 63 м/с.

Для приведения электрических сетей в соответствие с реальными климатическими нагрузками необходимо пересматривать расчетно-климатические требования к гололедно-ветровым нагрузкам, регламентируемые ПУЭ.

Большинство оборудования на электрогенерирующих объектах Сахалинской области превысило свой парковый ресурс. Сахалинская ГРЭС введена в эксплуатацию в 1965 году. Состояние энергоустановок по состоянию на 01.01.2018 г. характеризуется высоким физическим (61%) и высоким бухгалтерским износом (в среднем 94%). При установленном парковом ресурсе 270 тыс. часов/900 пусков на турбоагрегатах электростанции совершено около 3200 пусков. По состоянию на начало 2018 года парковый ресурс продлялся 2 раза. Физический износ трансформаторов, установленных на Сахалинской ГРЭС в среднем составляет 12%, бухгалтерский износ - 100%. В связи с высоким физическим износом часть основного оборудования была выведена из эксплуатации в 2013 и 2014 годах. Вывод остального оборудования электростанции из эксплуатации согласован Минэнерго РФ с 01.01.2019 г. Фактически вывод из эксплуатации будет произведен после ввода в эксплуатацию Сахалинской ГРЭС-2.

Для замещения Сахалинской ГРЭС на данный момент идет строительство 1-й очереди Сахалинской ГРЭС-2 установленной мощностью 120 МВт.

Южно-Сахалинская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1976 году. Состояние газотурбинных двигателей по состоянию на 01.01.2018 г. характеризуется невысоким физическим износом - в среднем 21% и невысоким бухгалтерским износом - в среднем 36%. Срок эксплуатации трансформатора Т3-125-110 кВ, установленного на Южно-Сахалинской ТЭЦ, составляет 34 года (год ввода - 1984), при этом бухгалтерский износ составляет 100%, физический износ - 50%. Физический износ трансформаторов Т2-80-110 (год ввода - 1975), Т4-63-110 и Т5-63-110 (год ввода - 2012) составляет 50%, бухгалтерский - 3,7%.

Ногликская ГЭС введена в эксплуатацию в 1999 г. Состояние газотурбинных двигателей по состоянию на 01.01.2018 г. характеризуется высоким физическим износом - в среднем 89% и высоким бухгалтерским износом - 100%. Срок эксплуатации трансформаторов 6/110 кВ (3х16 МВА, 1х25 МВА), установленных на Ногликской ГЭС составляет 19 лет (год ввода - 1999), при этом бухгалтерский износ составляет 100%, физический износ - 85%.

На этап 2019 года окончится продленный индивидуальный ресурс энергоустановки ст.N3 ДЦ59Л Ногликской ГЭС. Таким образом, при проведении капитального ремонта в работе останутся только три энергоустановки, что негативно скажется на надежности работы электростанции и уменьшит отпуск электроэнергии потребителям, что, в свою очередь, приведет к увеличению себестоимости вырабатываемой электроэнергии.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей в III квартале 2021 года планируется осуществить реконструкцию Ногликской ГЭС с заменой основного генерирующего оборудования.

Охинская ТЭЦ введена в эксплуатацию в 1969 году. Турбоагрегат типа ПТ-25-90/10 отработал свой парковый ресурс 100 тыс. часов в 1992 г. и продлен на индивидуальный ресурс до 245 тыс. часов в период до 2022 г. Физический износ турбоагрегата типа ПТ-25-90/10 составляет 100%, бухгалтерский износ - 232%.

Остальные турбоагрегаты достигнут своего паркового ресурса в период 2037 - 2040 гг. Физический их износ в среднем составляет 37,7%, физический - 21,7%.

Дальнейшее развитие генерации связано со строительством - Сахалинской ГРЭС-2, ввод в работу которой позволит заместить Сахалинскую ГРЭС и повысить надежность электроснабжения потребителей Центрального энергоузла Центрального энергорайона. Также к мероприятиям по ликвидации существующих проблем на источниках генерации следует отнести модернизацию и обновление морально и физически устаревшего оборудования, которые позволят снизить удельные расходы топлива на производство электроэнергии, а также повысить надежность электроснабжения путем снижения аварийности.

1.4.2. Информация о строящихся электросетевых объектах

В 2016 г. была введена в эксплуатацию ПС Сухуми 110/0,4 кВ. В 2018 году введены в эксплуатацию ПС 35/6 кВ Новотроицкая, ПС 35/10 кВ Таранай, ПС 35/10 кВ Новая Деревня, ПС 35/10 кВ Науки, ПС 35/6 кВ Петрова, ПС 35/10 кВ Тепличная.

В таблице 1.4.2 приведены сводные данные по динамике вводов и реконструкции электросетевых объектов напряжением 35 кВ и выше по территории Сахалинской энергосистемы на период 2016 - 2017 гг. и на 01.10.2018 г.

Таблица 1.4.2

Сводные данные по динамике вводов и реконструкции электросетевых объектов напряжением 35 кВ и выше по территории Сахалинской энергосистемы на период 2016 - 2017 гг. и на 2018 г.

Год ввода	Наименование объекта	Мощность трансформаторов (МВА)/марка и протяжённость линий (км)	Примечание
2016	ПС 110/0,4 кВ Сухуми	н/д	Новое строительство
2016	ПС 110/35/10 кВ Луговая	1х40	Ввод трансформатора 1х40 МВА
2016	ПС 110/35/10 кВ Юго-Западная	1х40	Замена трансформатора 1х20 МВА на 1х40 МВА
2017	ПС110/35/10 кВ Луговая	1х40	Замена трансформатора 1х16 МВА на 1х40 МВА
2017	ПС 110/35/10 кВ Юго-Западная	1х40	Ввод трансформатора 1х40 МВА
2017	ПС 35/6 кВ Новотроицкая	2х10	Новое строительство
2017	ПС 35/10 кВ Таранай	2х4	Новое строительство
2017	ПС 35/10 кВ Тепличная	2х16	Новое строительство
2018	ПС 35/10 кВ Новая Деревня	2х6,3	Новое строительство
2018	ПС 35/10 кВ Науки	2х10	Новое строительство
2018	ПС 35/6 кВ Петрова	2х10	Новое строительство
2018	ПС 35/6 кВ 11 микрорайон	2х10	Новое строительство
2018	Энергокомплекс Катангли 35/6 кВ установленной мощностью 12 МВт (6х2 МВт)	2х10	Новое строительство
2018	ВЛ. 35 кВ Т-522 "Энергокомплекс"	АС-120 3,75 км	Новое строительство
2018	ПС 35/0,4 кВ Надежда	1х0,025	Новое строительство
2018	ПС 35/0,4 кВ КТП-107	1х0,025	Новое строительство

За период 2016 - 2018 гг. произведена реконструкция линий 35-110 кВ в части замены деревянных опор на опоры с железобетонными приставками и замены провода.

В 2016 год произведены следующие объемы реконструкций:

- замена опор в объеме 151 шт. на 8 ВЛ;

- замена провода в объеме 14,83 км на 3 ВЛ.

В 2017 год произведены следующие объемы реконструкций:

- замена опор в объеме 166 шт. на 16 ВЛ;

- замена провода в объеме 19,75 км на 6 ВЛ.

На 01.10.2018 год произведены следующие объемы реконструкций:

- замена опор в объеме 55 шт. на 5 ВЛ;

- замена провода в объеме 11,62 км на 3 ВЛ.

1.5. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Сахалинской области

Электрическая сеть 35 кВ и выше ЭС Сахалинской области неравномерно распределена по территории о. Сахалин. Наибольшая концентрация потребителей электроэнергии и мощности сосредоточена преимущественно в южной части о. Сахалин. Отключение ВЛ 220 кВ на участке электрической сети 220 кВ Сахалинская ГРЭС - Смирных - Онор - Тымовская приводит к делению сети электрической сети Центрального энергорайона Сахалинской области на 2 изолированных энергоузла с последующим отключением потребителей. С учетом гололедно-ветровых нагрузок, а также особенностей рельефа эксплуатация ЛЭП 220 кВ проводится в условиях значительных ветровых и гололедных нагрузок, что создает высокую вероятность повреждения линий электропередачи. Также в период гололедообразования требуется отключение линий для выполнения плавки гололеда, что негативно сказывается на надежности электроснабжения потребителей. Также следует отметить, что питание значительного числа подстанций 35-220 кВ осуществляется по одноцепной ЛЭП (нет резервирования). Таким образом, электрическая сеть ЭС Сахалинской области обладает низкой надежностью. Для повышения надежности электрической сети ЭС Сахалинской области необходимо провести усиление электрической сети и рассредоточить электрические станции по территории о. Сахалин.

Функционирование электроэнергетики в Сахалинской области с учетом территориальных особенностей региона и большой территории обслуживания протяженных электрических сетей при относительно небольшом электропотреблении в сельской местности характеризуется:

- территориальной изолированностью и наличием децентрализованных энергорайонов;

- эксплуатацией электросетевого хозяйства в сложных климатических условиях и в зоне повышенной сейсмичности, что сказывается на состоянии оборудования и ведет к ускоренному износу.

Основными проблемами по электросетевым и электрогенерирующим объектам Сахалинской области являются следующие:

- механические характеристики большинства воздушных ЛЭП 220-110-35-10-6 кВ не соответствуют регламентируемым ПУЭ расчетно-климатическими требованиям к ветро- и гололедостойкости ЛЭП;

- превышен парковый ресурс турбоагрегатов в 1,5-2 раза на Сахалинской ГРЭС и Ногликской ГЭС, для дальнейшей надежной и экономически эффективной работы электростанций требуется реконструкция с заменой и увеличением установленной мощности генерирующего оборудования.

Устранение "узких мест" и строительство новых электросетевых объектов напряжением 35, 110, 220 кВ создаст возможности технологического присоединения новых нагрузок в Сахалинской области, повысит качество и надежность электроснабжения потребителей. Строительство новых магистральных линий электропередачи позволит оптимизировать конфигурацию энергосистемы Сахалинской области, повысить их надежность и эффективность работы. Расширение зоны централизованного энергоснабжения, присоединение изолированных энергорайонов, модернизация и развитие системы распределительных электрических сетей значительно уменьшит удельные издержки и повысит надежность энергоснабжения потребителей.

По состоянию на 2018 г. в эксплуатации свыше 40 лет находится 79% ВЛ 35 кВ и 55% ВЛ 110 кВ и выше. В эксплуатации свыше 25 лет находится 49% силовых трансформаторов в сети 35 кВ и 65% силовых трансформаторов сети 110 кВ и выше. Следует отметить, что по данным собственника ПАО "Сахалинэнерго" физический износ электросетевых объектов не превышает 67,7% для ВЛ и 50% для силовых трансформаторов.

Схемы присоединения ряда подстанций 35 кВ Сахалинской области не соответствуют руководящим указаниям по проектированию энергосистем, так как присоединены к одноцепной линии с односторонним питанием (38%). Подстанции 35 кВ с одним трансформатором составляют 37% от общего количества подстанций 35 кВ Сахалинской области. В сети 35 кВ эксплуатируются 55% подстанций, на трансформаторах которых отсутствуют средства регулирования напряжения под нагрузкой.

Ограничение на технологическое присоединение

По данными ПАО "Сахалинэнерго" суммарная заявленная мощность по заключенным договорам на технологическое присоединение на октябрь 2018 г. составляет 139,03 МВт. В связи с этим на ряде подстанций в режиме N-1 (аварийное отключение или вывод в ремонт одного трансформатора) возникает перегрузка оставшегося в работе трансформатора.

Таким образом, для исключения аварийной перегрузки трансформаторов в режиме N-1 для вышеприведенных подстанций не рекомендуется присоединение новых потребителей.

Недостаток пропускной способности электрических сетей 35 кВ и выше

На основании анализа контрольных замеров установлено, что максимальная длительная загрузка ЛЭП на ЭС Сахалинской области не превышает длительно-допустимую загрузку. Пропускная способность электрических сетей 35 кВ и выше обеспечивает передачу мощности в необходимых объемах.

Отсутствие возможности обеспечения допустимых уровней напряжения

На основании контрольных замеров 2017 года установлено, что уровни напряжения в узлах электрической сети 35-110-220 кВ не превышают наибольшее рабочее напряжение (42-126-252 кВ, соответственно), а также обеспечиваются на уровне не ниже номинальных значений. Максимальное напряжения в зимнем минимальном режиме составляет 6,79 кВ на стороне низкого напряжения (далее - НН) автотрансформатора АТ2-125000/220 на ПС Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 220/110/6 кВ, что превышает номинальное напряжение на 13,1%, но не превышает наибольшее рабочее напряжение.

На ряде ПС 220 кВ напряжение на шинах превышает номинальное напряжение, но не превышает наибольшее рабочее напряжение.

Напряжение на стороне НН автотрансформатора АТ1-32000/220 и АТ2-32000/220 на ПС Краснопольская 220/110/10 кВ составляет 11,33 кВ, что превышает номинальное напряжение на 13,3%, но не превышает наибольшее рабочее напряжение.

Напряжение на стороне среднего напряжения (далее - СН) автотрансформатора АТ2-63000/220 на ПС Тымовская 220/110/35 кВ составляет 122,82 кВ, что превышает номинальное напряжение на 11,66%, но не превышает наибольшее рабочее напряжение.

Напряжение на стороне НН трансформатора Т1-20000/220 и Т2-20000/220 на ПС 220 кВ Углезаводская составляет 11,08 кВ, что превышает номинальное напряжение на 10,81%, но не превышает наибольшее рабочее напряжение. Напряжение на стороне СН трансформатора Т1-20000/220 и Т2-20000/220 на ПС 220 кВ Углезаводская составляет 38,78 кВ, что превышает номинальное напряжение на 10,79%, но не превышает наибольшее рабочее напряжение.

Напряжение на стороне НН автотрансформатора АТ1-63000/220 и АТ2-63000/220 на ПС 220 кВ Холмская составляет 6,69 кВ, что превышает номинальное напряжение на 11,47%, но не превышает наибольшее рабочее напряжение.

1.6. Цели и задачи развития электроэнергетики Сахалинской области

Электроэнергетика Сахалинской области является базовой отраслью экономики. Ее особенностями являются технологическая изолированность от Объединенной энергосистемы Востока и наличие нескольких локальных энергоузлов, обеспечивающих энергоснабжение районов и ряда населенных пунктов острова Сахалин и Курильских островов.

Развитие энергосистемы Сахалинской области направлено на обеспечение энергетической безопасности территории и устранение инфраструктурных ограничений экономического развития.

Технологическая изолированность приводит к необходимости содержания повышенного резерва мощности для обеспечения необходимого уровня надежности энергоснабжения, что является одной из причин более высокой стоимости электроэнергии для потребителей.

В целях поддержания роста экономики области необходимо сбалансированное развитие электроэнергетики. Опережающий характер развития электроэнергетики должен сочетаться с повышением энергоэффективности производства и передачи электроэнергии в целях снижения тарифной нагрузки на потребителей и создания благоприятных условий для инвестиций.

Развитие источников генерации электрической энергии должно сопровождаться строительством новых электрических станций, а также модернизацией и обновлением морально и физически устаревшего оборудования существующих электрических станций, что позволит снизить удельные расходы топлива на производство электроэнергии.

Основными целями развития электроэнергетики Сахалинской области на период 2019 - 2025 годов являются:

- создание условий для комплексного социально-экономического развития Сахалинской области, в том числе энергообеспечения резидентов на территориях опережающего развития "Южная", "Горный воздух" и "Курилы";

- развитие электроэнергетики Сахалинской области для обеспечения бесперебойного функционирования Сахалинской энергосистемы, надежного и качественного электроснабжения потребителей Сахалинской области.

Для достижения этих целей необходимо выполнение мероприятий:

1) строительство и реконструкция существующих и новых объектов генерации, в том числе на Курильских островах. При этом необходимо учитывать возможность использования экологических видов топлива, в том числе сжиженного и компримированного природного газа, а также применение нетрадиционных и возобновляемых источников энергии;

2) реконструкция существующих морально и физически устаревших электросетевых объектов, в том числе для приведения механических характеристик ВЛ в соответствие с фактическими расчетно-климатическими требованиями по ветро- и гололедостойкости (замена проводов, установка дополнительных опор);

3) строительство и реконструкция существующих и новых электросетевых объектов, повышение пропускной способности ЛЭП, а также увеличение трансформаторной мощности центров питания для создания возможности подключения новых потребителей;

4) совершенствование систем мониторинга гололедообразования, схем и режимов плавки гололеда для ЛЭП 220-110-35 кВ;

5) приведение схем электроснабжения муниципальных образований к действующим требованиям и критериям надежности и категорийности.

1.7. Перечень мероприятий, планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Сахалинской области мощностью выше 5 МВт на период 2019 - 2025 годов

В период 2019 - 2025 годов в ЭС Сахалинской области предусматривается развитие объектов генерации электроэнергии в следующем объеме:

- вывод из работы Сахалинской ГРЭС (84 МВт, 2019 г.);

- ввод в работу 1-ой очереди Сахалинской ГРЭС-2 (120 МВт, II квартал 2019 г.);

- вывод из работы физически и морально устаревшего оборудования Ногликской ГЭС (48 МВт, III квартал 2021 г.);

- ввод в работу Мобильных газотурбинных электростанций для замещения выведенной из работы Ногликской ГЭС (67,5 МВт, III квартал 2021 г.);

- включение на параллельную работу с электрической сетью 35 кВ Ногликского района Энергокомплекса месторождения Катангли (12 МВт, 2021 г., ООО "РН-Сахалинморнефтегаз"). В настоящее время Энергокомплекс введен в работу для покрытия потребности месторождения и к электрической сети Ногликского района не подключен;

- ввод в работу дизельной электростанции в с. Крабозаводское на о. Шикотан (7,2 МВт, III квартал 2019 г., ООО "ДальЭнергоИнвест").

В 2015 г. начато строительство первой очереди Сахалинской ГРЭС-2 мощностью 120 МВт. Согласно инвестиционной программе ПАО "РусГидро" ввод мощности будет выполнен в 2019 году. Ввод в работу Сахалинской ГРЭС-2 позволит заместить планируемую к выводу Сахалинскую ГРЭС и повысить надежность электроснабжения потребителей Центрального энергорайона.

Следует отметить, что ввод в работу Сахалинской ГРЭС-2 планируется выполнить тремя очередями по 120 МВт каждая. При этом ввод второй и третьей очередей будет выполнен при соответствующей балансовой ситуации: росте максимума нагрузки Центрального энергорайона ЭС Сахалинской области.

1.8. Анализ технического состояния и возрастная структура электрических сетей (ЛЭП и ПС) на период до 2023 года, определение объемов необходимого технического перевооружения электросетевых объектов

Анализ возрастной структуры выполнен на основании Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (утверждены Президентом РАО "ЕЭС России" 24.08.1995 г.) и СТО 56947007-29.240.01.053-2010 "Методические указания по проведению периодического технического освидетельствования воздушных линий электропередачи ЕНЭС" (утвержден и введен в действие приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 24.08.2010 N 620) исходя из сроков ввода в эксплуатацию оборудования, с учетом нормативных сроков эксплуатации, принимаемых:

1) для всех ВЛ классов напряжения:

- на деревянных опорах - 30 лет;

- железобетонных опорах - 35 лет;

- металлических опорах - 50 лет;

2) для трансформаторов и автотрансформаторов - 25 лет.

В настоящем разделе приведены перечни электросетевого оборудования 35 кВ и выше (ЛЭП и трансформаторы), расположенных на территории Сахалинской области, срок эксплуатации которых до 2023 год превысит нормативный, а также физический износ которых превышает 100% по данным собственников и эксплуатирующих организаций.

Перечень трансформаторов, рекомендуемых к замене на период 2019 - 2023 годов, с разбивкой для каждого года определен на основании данных о сроке эксплуатации трансформаторов по состоянию на 2023 год.

Перечень ЛЭП, реконструкция которых требуется в период 2019 - 2023 гг., с разбивкой для каждого года определен на основании данных о физическом износе линий (по данным собственников).

В таблице 1.8.1 приведен перечень трансформаторов, рекомендуемых к замене в период 2019 - 2023 годов в связи с превышением нормативного срока эксплуатации, с разделением по собственникам.

Таблица 1.8.1

Перечень трансформаторов, рекомендуемых к замене в период 2019 - 2023 гг.

N	Наименование ПС	Номинальное напряжение, кВ	Количество тр-ров и номинальная мощность, МВА	Год изготовления/ ввода в эксплуатацию тр-ров	Срок эксплуатации трансформатора на 2023 год	Рекомендуемый год реконструкции
МУП "Электросервис" городского округа "Город Южно-Сахалинск"
1	ПС Синегорская	35/6	1х2,5	Т1-1952/1952	71	2019
			1х1,6	Т2-1952/1952	71	2019
МУП "Водоканал" городского округа "Городской округ Ногликский"
2	ПС Вал	35/6	1х4	1979/2013	44*	2020
Электросетевые объекты, эксплуатируемые ООО "Охинские электрические сети"
3	ПС Медвежье озеро	35/6,3	2х4	Т1-1975/1976	47	2020
				Т2-1977/1982	41	2020
4	ПС Новогородская	35/6	2х6,3	Т2-1979/1981	42	2020
				Т1-1995/2009	28*	2022
5	ПС Москальво	35/6	1х1	Т1-1967/1989	56*	2020
ООО "РН-Сахалинморнефтегаз"
6	ПС Сахарная Сопка	35/6	1х1,8**	1948/2004	75*	2019
7	ПС II-я Площадь	35/6	2х1,6	Т1-1953/1953	70	2019
				Т2-1953/2001	70*	2019
8	ПС Сабо	35/6	1х1	Т1-1950/1987	73*	2019
9	ПС Кыдыланьи	35/6	1х1	Т1-1944/2007	79*	2019
10	ПС Мирзоева	35/6	1х4	Т2-1976/2014	47*	2020
11	ПС Восточное Эхаби	35/6	1х1,6 1х1,8**	Т1-1968/1992	55*	2020
				Т2-1967/1983	56*	2020
12	ПС Мухто	35/6	1х1,6	Т1-1981/1995	42*	2020
			1х1,8**	Т2-1965/2007	58*	2020
13	ПС 2-я Бригада	35/6	1х1,6	Т1-1978/2012	45*	2020
14	ПС Катангли	35/6	2х4	Т1-1980/1982	41	2020
				Т2-1980/1982	41	2020
15	ПС Тунгор	35/6	2х2,5	Т1-1972/1997	51*	2020
				Т2-1991/2012	32*	2021
16	ПС Западное Сабо	35/6	2х1	Т1-1965/2003	58*	2020
				Т2-1987/1995	28	2022
17	ПС Одопту-суша	35/6	1х2,5	Т1-1984/1985	38	2021
18	ПС БКНС	35/6	2х4	Т1-1972/1999	51*	2020
				Т2-1995/1998	25	2023
19	ПС Монги	35/6	1х6,3 1х4	Т2-1986/1987	36	2021
				Т1-1995/1996	27	2022
20	ПС Даги	35/6	1х4	Т1-1995/1996	27	2022
21	ПС УЗГ	35/0,4	1х0,4	Т1-1998/2006	25	2023

Примечание:

* для трансформаторов, разница между годом изготовления и годом ввода в эксплуатацию которых превышает 10 лет, срок эксплуатации определён по году изготовления трансформатора, с целью исключения возможного перемещения трансформаторов с других электросетевых объектов.

** замена осуществляется на трансформатор 1х2,5 МВА.

В таблице 1.8.2 приведен перечень силовых трансформаторов, рекомендуемых к замене в период до 2023 года, срок эксплуатации которых по состоянию на 2023 год не превысит нормативный, однако по данным собственников (эксплуатирующих организаций) физический износ оборудования по состоянию на 2018 год составляет 100%.

Таблица 1.8.2

Перечень трансформаторов, рекомендуемых к замене до 2023 года

N	Наименование ПС	Номинальное напряжение, кВ	Количество трансформаторов и номинальная мощность, МВА	Год изготовления/ ввода в эксплуатацию трансформаторов	Физический износ на 2023 год, %	Рекомендуемый год реконструкции
Электросетевые объекты, эксплуатируемые ООО "Охинские электрические сети"
1	ПС Москальво	35/6	1х1	Т2-1999/2008	100	2023
2	ПС Аэропорт	35/6	1х1	Т1-1999/1999	100	2023
3	ПС 28 км	35/6	1х1	Т1-2004/2005	100	2023
4	ПС Лагури	35/6	1х1	Т1-2004/2006	100	2023

В таблице 1.8.3 приведен перечень ЛЭП, рекомендуемых к реконструкции в период 2019 - 2023 годов в связи с высоким физическим износом, по данным собственников (более 100%, по состоянию на 2023 год).

Таблица 1.8.3

Перечень ЛЭП, рекомендуемых к реконструкции в период 2019 - 2023 годов

N	Наименование ЛЭП	Диспетчерский номер ЛЭП	Марка провода, сечение	Протяженность, км	Тип опор	Год ввода в эксплуатацию	Физический износ на 2023 год, %	Срок службы ЛЭП на 2023 год	Рекомендуемый год реконструкции
ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" *
1	Ногликская - Катангли	Т-522	АС-50, АС-70, АС-95, АС-120	24,8	Метал.	1976	94	48	2019
					Дерево		188
2	Ногликская - Даги	Т-523	АС-50, АС-70, АС-95, АС-120	38,9	Метал.	1979	88	45	2019
					Дерево		176
3	ВЛ-35 кВ Колендо	Т-602	АС-50, АС-70, АС-95, АС-120	31,6	Метал.	1964	118	59	2019
					ж/б		148
4	ВЛ-35 кВ Сабо	Т-603	АС-50, АС-95, АС-120	50,8	Метал.	1965	116	58	2019
					ж/б		145
5	ВЛ-35 кВ Сахарная Сопка	Т-605	АС-95	22,3	Метал.	1957	132	66	2020
6	ВЛ-35 кВ Эхаби	Т-604	АС-70, АС-95	35,2	Метал.	1961	124	62	2021
7	ВЛ-35 кВ Мухто	-	АС-120	26,2	Метал.	1965	116	58	2022
8	ВЛ-35 кВ НП Сабо	-	АС-50	24,8	Метал.	1967	112	56	2022
9	ВЛ-35 кВ Одопту	-	АС-70, АСК-70	29,4	Метал.	1974	98	49	2023
					Дерево	1997	104	26
10	ВЛ-35 кВ Западное Сабо	-	АС-50	7,3	Метал.	1969	108	54	2023
Электросетевые объекты, эксплуатируемые ООО "Охинские электрические сети"
11	ВЛ-35 кВ Новогородская	Т-601	АС-120, АС-185	8,7	Метал.	1973	100	50	2023
12	ВЛ-35 кВ Москальво	Т-606	АС-70	29,8	Метал.	1961	100	62	2023
13	ВЛ-35 кВ Медвежье озеро	-	АС-70	3,2	Метал.	1976	100	47	2023

Примечание:

* - нормируемый ООО "РН-Сахалинморнефтегаз" срок эксплуатации ЛЭП на деревянных опорах - 25 лет, на железобетонных опорах - 40 лет, на металлических опорах - 50 лет.

В таблице 1.8.4 приведен перечень трансформаторов, расположенных на электрических станциях и рекомендуемых к замене в период 2019 - 2023 годов в связи с высоким физическим износом, по данным собственников (более 100%, по состоянию на 2023 г.).

Таблица 1.8.4

Перечень трансформаторов, рекомендуемых к замене в период 2019 - 2023 годов

N	Наименование станции	Номинальное напряжение, кВ	Номинальная мощность трансформатора, МВА	Год изготовления/ввода в эксплуатацию трансформаторов	Физический износ на 2023 год, %	Рекомендуемый год реконструкции
АО "Охинская ТЭЦ"
1	Охинская ТЭЦ	38,5/6,3	7,5	Т1-1958/1960	108	2022
2		38,5/6,3	7,5	Т3-1958/1961	108	2022
3		115/38,5/6,6	40	Т4-1967/1967	109	2022
4		115/38,5/6,6	40	Т5-1970/1970	110	2022

1.9. Мониторинг функционирования электроэнергетики

Агентство по развитию электроэнергетики и газификации Сахалинской области в соответствии с полномочиями и "Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики" (постановление Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 N 823), на основании данных, представленных субъектами электроэнергетики и муниципальными образованиями, ежегодно организует разработку и направляет на утверждение Губернатору Сахалинской области Схему и Программу развития электроэнергетики Сахалинской области на 5-летний период (далее - Схема и Программа).

Данные документы являются основой для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.

Схема и Программа являются обоснованием и подтверждением актуальности для региона реализации мероприятий (на краткосрочный период) при согласовании в Минэнерго России бюджетных заявок в проекты федеральных целевых программ и государственных программ, а также для финансирования мероприятий на плановый 5-летний период.

В Схеме и Программе учитываются заявки на технологическое присоединение к электрическим сетям энергопринимающих устройств потребителей, предложения системного оператора и сетевых организаций по развитию электрических распределительных сетей различных форм собственности (муниципальная, государственная и ведомственная).

Схема и Программа не являются документами стратегического планирования, корректируются и утверждаются ежегодно.".

2.3. Абзац 5 раздела 6 "Ресурсное обеспечение подпрограммы" изложить в следующей редакции:

"Общий объем средств, направленных на реализацию подпрограммы, составит 32525113,7 тыс. рублей, в том числе средства областного бюджета - 23857328,3 тыс. рублей, средства бюджетов муниципальных образований - 100708,4 тыс. рублей, иные внебюджетные финансовые средства - 8567077,0 тыс. рублей.".

3. Внести в подпрограмму N 2 "Газификация Сахалинской области" Госпрограммы (далее - Подпрограмма N 2) следующие изменения:

3.1. В паспорте Подпрограммы N 2:

3.1.1. в части "Объемы и источники финансирования подпрограммы" заменить:

- в абзаце 1 цифры "270938262,2" цифрами "270872318,0";

- в абзаце 7 цифры "58092488,9" цифрами "58341805,8";

- в абзаце 8 цифры "69950627,1" цифрами "69759022,7";

- в абзаце 9 цифры "1798676,0" цифрами "1675019,3";

- в абзаце 14 цифры "2845487,0" цифрами "1126445,7";

- в абзаце 16 цифры "602966,4" цифрами "560670,3";

- в абзаце 17 цифры "437282,5" цифрами "328475,4";

- в абзаце 18 цифры "1567938,1" цифрой "0";

- в абзаце 19 цифры "10800738,9" цифрами "12422771,9";

- в абзаце 25 цифры "1011779,8" цифрами "1292036,0";

- в абзаце 26 цифры "1542679,8" цифрами "1436596,7";

- в абзаце 27 цифры "63804,3" цифрами "1511664,2";

- в абзаце 32 цифры "1092176,3" цифрами "1123240,4";

- в абзаце 38 цифры "93842,7" цифрами "105199,5";

- в абзаце 39 цифры "69534,8" цифрами "92820,6";

- в абзаце 40 цифры "66933,6" цифрами "63355,1";

3.1.2. в части "Целевые индикаторы подпрограммы и их количественные значения" заменить:

- в абзаце 3 цифры "1,1" цифрами "1,2";

- в абзаце 5 цифры "52" цифрами "40,4";

3.2. Абзац 1 раздела 6 "Ресурсное обеспечение подпрограммы" изложить в следующей редакции:

"Общий объем средств, направленных на реализацию подпрограммы, составит 270872318,0 тыс. рублей, в том числе средства федерального бюджета - 1126445,7 тыс. руб., областного бюджета - 12422771,9 тыс. рублей, средства бюджетов муниципальных образований - 1123240,4 тыс. рублей, иные внебюджетные финансовые средства -256199860,0 тыс. рублей.".

4. Внести в подпрограмму N 4 "Расширение использования природного газа в качестве моторного топлива в Сахалинской области" Госпрограммы (далее - Подпрограмма N 4) следующие изменения:

4.1. В паспорте Подпрограммы N 4:

4.1.1. в части "Объемы и источники финансирования подпрограммы" заменить:

- в абзаце 1 цифры "2130977,0" цифрами "2027031,6";

- в абзаце 6 цифры "293289,5" цифрами "241316,8";

- в абзаце 7 цифры "236089,5" цифрами "184116,8";

- в абзаце 12 цифры "1392733,9" цифрами "1289827,9";

- в абзаце 16 цифры "233728,6" цифрами "182275,6";

- в абзаце 17 цифры "233728,6" цифрами "182275,6";

- в абзаце 22 цифры "13443,1" цифрами "12403,7";

- в абзаце 26 цифры "2360,9" цифрами "1841,2";

- в абзаце 27 цифры "2360,9" цифрами "1841,2";

4.1.2. в пункте 4 части "Целевые индикаторы подпрограммы и их количественные значения" цифры "637" заменить цифрами "633".

4.2. Абзац 1 раздела 6 "Ресурсное обеспечение подпрограммы" изложить в следующей редакции:

"Общий объем финансирования подпрограммы в течение 2016 - 2025 годов составляет 2027031,6 тыс. рублей, в том числе за счет средств областного бюджета - 1289827,9 тыс. рублей, средств бюджетов муниципальных образований - 12403,7 тыс. рублей, средств федерального бюджета - 0 тыс. рублей, за счет привлеченных средств - 724800 тыс. рублей.".

5. Внести изменения в приложение N 4 "Сведения об индикаторах (показателях) государственной программы и их значениях" к Госпрограмме, изложив пункты 3.2, 3.4 и 5.4 в следующей редакции:

N пп.	Наименование индикатора (показателя)	Ед. измерения	Значения индикаторов (показателей)
			2013	2014		2015		2016		2017		2018		2019	2020
			факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	факт	план	план
3.2.	Протяженность внутригородских и сельских газовых сетей, в том числе	тыс. км	0,4622	0,570	0,570	0,672	0,672	0,727	0,727	0,733	0,733	0,763	0,773	0,814	0,903
	- городские	км	306	395	395	453	453	499	499	502	502	515	525	556,7	636,0
	- сельские	км	156	175	175	219	219	228	228	231	231	248	248	257,3	266,8
3.4.	Разработка проектной документации	Ед.										17	13,4	24	2
5.4.	Количество транспортных средств, использующих природный газ в качестве моторного топлива, ежегодно	Ед.								23	23	157	161	137	120

6. Внести изменения в приложение N 4.1 "Сведения об индикаторах (показателях) государственной программы и их значениях" к Госпрограмме, изложив пункты 3.2 и 5.4 в следующей редакции:

N пп.	Наименование индикатора	Единицы измерения	Значения индикаторов (показателей)
			2021	2022	2023	2024	2025
			план	план	план	план	план
3.2.	Протяженность внутригородских и сельских газовых сетей, в том числе	тыс. км	0,964	1,03	1,16	1,165	1,182
	- городские	км	678,4	738,9	838	855	872
	- сельские	км	285,2	291,2	325	310	310
5.4.	Количество транспортных средств, использующих природный газ в качестве моторного топлива, ежегодно	ед.	120	13	14	14	15