Постановление Администрации Сахалинской области от 14.09.2009 № 367-па
Об утверждении областной целевой программы "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года"
АДМИНИСТРАЦИЯ САХАЛИНСКОЙ ОБЛАСТИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ от 14 сентября 2009 г. № 367-па г. Южно-Сахалинск Об утверждении областной целевой программы «Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года» (В редакции Постановления Правительства Сахалинской области от 05.03.2010 г. N 74) В рамках Концепции «Обеспечение устойчивой работы объектовтопливно-энергетического комплекса и энергетической безопасностиСахалинской области», утвержденной распоряжением администрацииСахалинской области от 26 ноября 2007 года № 692-ра, администрацияСахалинской области постановляет: 1. Утвердить областную целевую программу «Развитиеэлектроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до2020 года» (прилагается). 2. Опубликовать настоящее постановление в газете «Губернскиеведомости». 3. Настоящее постановление вступает в силу со дня егоофициального опубликования. 4. Контроль за исполнением постановления возложить навице-губернатора Сахалинской области С.Г.Шередекина. Губернатор Сахалинской области А.В.Хорошавин | УТВЕРЖДЕНА постановлением администрации Сахалинской области от 14 сентября 2009 г. № 367-па ОБЛАСТНАЯ ЦЕЛЕВАЯ ПРОГРАММА "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года" (В редакции Постановления Правительства Сахалинской области от 05.03.2010 г. N 74) Паспорт областной целевой программы "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года" |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————||Наименование Программы |Областная целевая программа «Развитие|| |электроэнергетики Сахалинской области до|| |2010 года и на перспективу до 2020 года» || | ||—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————||Дата принятия решения о |Как составная часть Концепции «Обеспечение||разработке Программы, дата ее|устойчивой работы объектов||утверждения (наименование и |топливно-энергетического комплекса и||номер соответствующего |энергетической безопасности Сахалинской||нормативного акта) |области», утвержденной распоряжением|| |администрации Сахалинской области от|| |26.11.2007 № 692-ра || | ||—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————||Координатор-разработчик, |Администрация Сахалинской области,||государственный заказчик |департамент топливно-энергетического|| |комплекса и жилищно-коммунального хозяйства|| |Сахалинской области, управление|| |газификации и перспективного развития|| |электроэнергетики Сахалинской области || | ||—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————||Основные разработчики |Институт систем энергетики им.||Программы |Л.А.Мелентьева СО РАН (г. Иркутск),|| |департамент топливно-энергетического|| |комплекса и жилищно-коммунального хозяйства|| |Сахалинской области, управление|| |газификации и перспективного развития|| |электроэнергетики Сахалинской области, ОАО|| |«Сахалинэнерго» ||—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————||Цели и задачи Программы |Цели Программы: || |1. Создание условий для комплексного|| |социально-экономического развития|| |Сахалинской области. || |2. Сокращение инфраструктурных ограничений,|| |препятствующих социально-экономическому|| |развитию Сахалинской области. || |3. Развитие электроэнергетики Сахалинской|| |области для обеспечения надёжного|| |электроснабжения потребителей Сахалинской|| |области. || |Задачи Программы: || |- реконструкция, техперевооружение|| |существующих и строительство новых|| |электростанций; || |- строительство новых высоковольтных линий|| |электропередачи и подстанций с современным|| |оборудованием; || |- реконструкция и техперевооружение|| |высоковольтных электросетевых объектов,|| |исчерпавших нормативный срок службы,|| |состояние которых не соответствует|| |нормативным требованиям; || |- приведение механических характеристик|| |высоковольтных воздушных линий в|| |соответствие с фактическими|| |расчетно-климатическими условиями о.|| |Сахалин; || |- повышение пропускной способности и|| |надежности электросети южной части области || | ||—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————||Сроки реализации Программы |Программа реализуется в период 2008 - 2020|| |годов || | ||—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————||Перечень основных |1. Модернизация, расширение и перевод на||мероприятий |газ Южно-Сахалинской ТЭЦ-1. || |2. Вывод из эксплуатации Сахалинской ГРЭС. || |3. Реконструкция действующих|| |электростанций. || |4. Строительство новых электростанций. || |5. Реконструкция и строительство|| |высоковольтных линий электропередач и|| |подстанций || | ||—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————||Исполнители основных |Администрация Сахалинской области, органы||мероприятий |исполнительной власти, ОАО «Сахалинэнерго»,|| |ОАО «Ногликская ГЭС», ОАО «Охинская ТЭЦ» в|| |составе ОАО «Роснефть -|| |Сахалинморнефтегаз», потенциальные|| |инвесторы проектов создания алюминиевого|| |завода, нефтегазохимического комплекса ||—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————||Объемы и источники |Общий объем необходимых капитальных||финансирования |вложений за период 2009 - 2020 годов|| |оценивается в 116,56 млрд. рублей, из них|| |на мероприятия в соответствии с федеральной|| |целевой программой «Экономическое и|| |социальное развитие Дальнего Востока и|| |Забайкалья на период до 2013 года» - 36|| |млрд. рублей. || |Источники финансирования: || |- федеральный бюджет - 18,23 млрд. рублей|| |(15,64%); || |- областной бюджет – 4,5 млрд. рублей|| |(3,86%); || |- местный бюджет - 0,04 млрд. рублей. || |Внебюджетные источники: средства ОАО|| |«Сахалинэнерго», ОАО «РАО ЭС Востока», ОАО|| |"Роснефть - Сахалинморнефтегаз" и других|| |потенциальных инвесторов – 93,79 млрд.|| |рублей (80,5%) || | ||—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————||Ожидаемые результаты |Повышение надежности электроснабжения||реализации Программы |существующих и перспективных потребителей. || |Создание нормативного технологического|| |резерва мощности, стабилизация|| |энергосистемы. || |В случае развития ТЭК по стратегическому|| |сценарию, определенному в Концепции|| |«Обеспечение устойчивой работы объектов|| |топливно-энергетического комплекса и|| |энергетической безопасности Сахалинской|| |области», планируется: || |1. Увеличение выработки электроэнергии в 6|| |раз - с 2,8 млрд. кВт час в 2006 году до 16|| |млрд. кВт(час в 2020 году. || |2. Создание 1,9 тыс. новых рабочих мест. || |3. Вклад отрасли в валовой региональный|| |продукт после реализации Программы - 21,37|| |млрд. рублей || | ||—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————||Система организации контроля|Оценка эффективности реализации Программы в||за исполнением Программы |целом будет осуществляться на основе|| |следующих индикаторов: || |- объем производства электрической и|| |тепловой энергии; || |- объемы ввода в эксплуатацию нового|| |оборудования и модернизации существующего; || |- структура потребления топлива; || | || |- создание рабочих мест за счет реализации|| |Программы; || |- вклад реализации Программы в валовой|| |региональный продукт; || |- вклад реализации Программы в бюджетную|| |систему ||-----------------------------|-------------------------------------------| ВВЕДЕНИЕ Областная целевая программа «Развитие электроэнергетикиСахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года» (далее– Программа) является составной частью Концепции «Обеспечениеустойчивой работы объектов топливно-энергетического комплекса иэнергетической безопасности Сахалинской области», утвержденнойраспоряжением администрации Сахалинской области от 26 ноября 2007 года№ 692-ра. Цель Программы - развитие электроэнергетики Сахалинской областидля обеспечения надёжного электроснабжения потребителей Сахалинскойобласти. Задачи Программы: - реконструкция существующих и строительство новыхэлектростанций; - строительство новых линий электропередачи и подстанций ссовременным оборудованием; - реконструкция и техперевооружение электросетевых объектов,исчерпавших нормативный срок службы, состояние которых несоответствует нормативным требованиям; - приведение механических характеристик воздушных линий (далее –ВЛ) в соответствие с фактическими расчетно-климатическими условиями о.Сахалин; - повышение пропускной способности и надежности электрическихсетей южной части острова. Исполнители: зам. директора института, д.т.н. Б.Г.Санеев, зав.лаб., д.т.н. А.Д.Соколов, зам. директора института, д.т.н.В.А.Стенников, зав. отделом, д.т.н. А.М.Клер, в.н.с., к.т.н.А.В.Лагерев, в.н.с., к.э.н. В.Н. Ханаева, в.н.с., к.т.н.С.В.Подковальников, с.н.с., к.э.н. С.Ю.Музычук, с.н.с., к.э.н.И.Ю.Иванова, н.с. А.К.Ижбулдин, инж. Р.И.Музычук, вед. инженерА.Д.Шиленкова. При разработке Программы использованы материалы ОАО«ДАЛЬЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ», департамента топливно-энергетическогокомплекса и жилищно-коммунального хозяйства Сахалинской области, ОАО«Сахалинэнерго», ОАО «Ногликской ГЭС», ОАО «Охинской ТЭЦ», управлениягазификации и перспективного развития электроэнергетики Сахалинскойобласти. 1. СОДЕРЖАНИЕ ПРОБЛЕМЫ И ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РЕШЕНИЯ ЕЕ ПРОГРАММНЫМИ МЕТОДАМИ 1.1. Производство электроэнергии Особенностями электроэнергетики Сахалинской области являются еетехнологическая изолированность от ОАО «РАО ЭС Востока»; разделение наотдельные энергорайоны внутри области: Центральный энергорайон,обеспечивающий электроснабжение южной и центральной частей о. Сахалин,Охинский энергоузел – обеспечивающий электроснабжение Охинскогорайона и некоторых добычных участков ОАО "Роснефть –Сахалинморнефтегаз", Новиковский энергоузел – п. Новиково Корсаковскийрайон, а также изолированные районы Курильских островов. Этообусловливает повышенные требования к надежному обеспечениюпотребителей электроэнергией. Основным энергоснабжающим предприятием Сахалинской областиявляется дочернее акционерное общество ОАО «РАО ЭС Востока» - ОАО«Сахалинэнерго», в состав которого входит Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 иСахалинская ГРЭС, осуществляющие централизованное электроснабжение 14из 19 административных образований области (кроме Курильского,Южно-Курильского, Северо-Курильского, Охинского и частичноНогликского) с общей численностью населения около 440 тыс. человек(рисунок 1.1.1). Рисунок 1.1.1. Районы Сахалинской области, снабжаемые электроэнергией от ОАО «Сахалинэнерго»(НЕ ПРИВОДИТСЯ) В суммарном объеме производства электрической энергии области 77%приходится на электростанции ОАО «Сахалинэнерго», доля Охинской ТЭЦсоставляет около 9%, Ногликской газотурбинной электростанции – более7%, остальная часть электроэнергии вырабатывается блок-станциями(бывшими ведомственными электростанциями предприятийцеллюлозно-бумажной промышленности) и децентрализованнымиэнергоисточниками (таблица 1.1.1). Таблица 1.1.1. Производство электроэнергии электростанциями Сахалинской области*, млн. кВт·час/год |————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————————|| Электростанция | Год || |—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|| | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 ||————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Сахалинская ГРЭС | 904 | 751 | 827 | 906 | 892 ||————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 1116 | 1223 | 1222 | 1172 | 1212 ||————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Новиковская ДЭС | 4,3 | 4,0 | 4,1 | 3,9 | 3,5 ||————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||ОАО «Охинская ТЭЦ» | 245 | 235 | 234 | 236 | 240 ||————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||ОАО «Ногликская ГЭС» | 205 | 234 | 237 | 192 | 197 ||————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Блок-станции | 14 | 41 | 19 | 24 | 27 ||————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Децентрализованные энергоисточники | 246 | 176 | 159 | 148 | 149 ||————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Всего | 2734 | 2664 | 2702 | 2683 | 2721 ||————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|Примечание* - без учета энергоисточников проектов «Сахалин-1» и«Сахалин-2».Источник: таблица составлена по формам Росстата: 6-ТП, Электробаланс2001 - 2005 годов. Сахалинская энергосистема функционирует в сложных климатическихусловиях. В год на острове фиксируется 200 - 240 неблагоприятныхявлений, что ведет к ускоренному износу оборудования и дополнительнымзатратам на ремонт и восстановление оборудования; кроме того, регионявляется сейсмически активным. 1.2. Источники электрической энергии Электроэнергетическими предприятиями Сахалинской области являютсяОАО «Сахалинэнерго», независимые производители (ОАО «Охинская ТЭЦ» (,ОАО «Ногликская ГЭС»), блок-станции и децентрализованныеэнергоисточники. Отдельную категорию представляют энергоисточникинефтегазовых проектов. В состав ОАО «Сахалинэнерго» кроме двух электростанций (ОПЮжно-Сахалинская ТЭЦ-1, ОП Сахалинская ГРЭС) входят ОП «Энергосбыт»,Филиал «Распределительные сети». В эксплуатации ОАО «Сахалинэнерго»находятся 73 подстанции 35-220 кВ общей установленной мощностью 1478МВА, протяженность воздушных линий электропередачи 0,4-220 кВ – 6051км, кабельных – 798 км. Электрическая мощность всех энергоисточников Сахалинской областив 2005 г. составляла 859 МВт (таблица 1.2.1), в том числе ОАО«Сахалинэнерго» – 631 МВт. Таблица 1.2.1. Установленная мощность электростанций Сахалинской области*, МВт |——————————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————————|| Электростанция | Год || |—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|| | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 ||——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Сахалинская ГРЭС | 315 | 315 | 315 | 300 | 300 ||——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 225 | 225 | 225 | 225 | 225 ||——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Новиковская ДЭС | 4 | 4 | 4 | 4 | 4 ||——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||ОАО «Охинская ТЭЦ» | 83 | 83 | 102 | 102 | 102 ||——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||ОАО «Ногликская ГЭС» | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 ||——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Блок-станции | 37 | 68 | 68 | 68 | 55 ||——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Децентрализованные энергоисточники | 187 | 140 | 121 | 126 | 125 ||——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————||Всего | 899 | 883 | 883 | 873 | 859 ||——————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|Примечание - * без учета энергоисточников проектов «Сахалин-1» и«Сахалин-2».Источник: таблица составлена по формам Росстата: 6-ТП, Электробаланс2001 - 2005 годов. Размещение электростанций и системообразующих ЛЭП представлено нарисунке 1.2.1. Установленная мощность электростанций Центральногоэнергорайона - 573 МВт, в том числе Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 – 225 МВт,Сахалинской ГРЭС – 300 МВт(. С 1999 года в Центральном энергорайонеработает Ногликская газотурбинная электростанция мощностью 48 МВт,являющаяся самостоятельным АО, владельцем 65% акций которого являетсяадминистрация Сахалинской области. До 1998 года совместно с энергосистемой в Центральномэнергорайоне работали блок-станции – ТЭЦ ЦБЗ ПО «Сахалинлеспром».После ликвидации ПО «Сахалинлеспром» ТЭЦ ЦБЗ (ТЭЦ ООО «Долинскиетепловые системы», ТЭЦ ОАО «Тепло» (г. Томари) и ТЭЦ ООО«Энергоресурс») работают как автономные энергоисточники, у которых ОАО«Сахалинэнерго» ежегодно покупает до 3 млн. кВт·час. Суммарнаямощность этих блок-станций составляет 55 МВт. В изолированном Охинском энергоузле единственным источникомэлектроснабжения является Охинская ТЭЦ, которая до декабря 2006 годабыла дочерним акционерным обществом ОАО «Сахалинэнерго», а в настоящеевремя владельцем 86% акций является ОАО «Роснефть». В 2003 году наОхинской ТЭЦ произведен на условиях аренды ввод агрегата ГТУ-19 МВт насредства ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». Установленная мощность ОхинскойТЭЦ составляет 102 МВт. Она удалена от Центрального энергорайона на143 км и осуществляет электроснабжение промышленных предприятийнефтегазовой отрасли и жилищно-коммунального сектора Охинского районаи г. Оха (количество проживающих - 32,5 тыс. человек). Новиковский энергоузел снабжается электроэнергией от ОАО«Новиковская дизельная электрическая станция», которая является 100%дочерним акционерным обществом ОАО «Сахалинэнерго». Установленнаямощность ДЭС 4 МВт. Новиковская ДЭС работает изолированно иосуществляет производство и реализацию электрической энергии в п.Новиково на Тонино-Анивском полуострове Сахалинской области. Рисунок 1.2.1. Расположение основных энергетических объектов Сахалинской области (НЕ ПРИВОДИТСЯ) Децентрализованные энергоисточники расположены, в основном, вКурильских районах, а также в удаленных и труднодоступных населенныхпунктах о. Сахалин, их суммарная установленная мощность составляетоколо 125 МВт. В таблице 1.2.2 приведены показатели работы сахалинскойэнергосистемы за 1990 - 2005 годы. Как из нее следует, максимумэлектрической нагрузки в Центральном энергорайоне в 2005 году посравнению с 2000 годом остался практически без изменения – 414 МВт,хотя в 2001 году и 2002 году наблюдалось его увеличение до 432 - 445МВт (на 4,3 - 7,5%), в основном за счет холодных зим. По сравнению с1990 годом произошло снижение максимума нагрузки более чем на 19%.Около 51% максимума нагрузки (212 МВт) покрывалось Южно-СахалинскойТЭЦ-1, 41% (170 МВт) – Сахалинской ГРЭС и около 8% (32 МВт) –Ногликской ГЭС. В Охинском энергоузле за период 1990 - 2005 годов происходилоснижение максимума нагрузки на 31% – с 52 до 36 МВт. В Новиковскомэнергоузле в этот период максимум нагрузки снизился в 2 раза, а с 2001года остается неизменным. Установленная мощность электростанций в Центральном энергорайонеза рассматриваемый период снизилась на 91 МВт (14%), в основном, засчет сокращения мощности блок-станций. В Охинском энергорайонепроизошло увеличение установленной мощности на 19 МВт (18,6%), вНовиковском энергоузле установленная мощность не изменялась. 1.3. Состояние генерирующих мощностей Демонтаж оборудования в энергосистеме не производился с 2000года, равным образом, как и ввод новых мощностей с 2004 года. Внастоящее время электроснабжение центрального энергорайона (ЦЭР)Сахалина осуществляется от двух электростанций – Сахалинской ГРЭС иЮжно-Сахалинской ТЭЦ-1 общей установленной мощностью 525 МВт. Сахалинская ГРЭС - самая старая электростанция энергосистемы ОАО«Сахалинэнерго», ввод первых турбоагрегатов производился в 1965–1966годах (установленная мощность – 300 МВт). В связи со списанием котлоагрегата ст. №1 располагаемая мощностьСахалинской ГРЭС соответствует 250 МВт. Главная проблема – существенный износ основного ивспомогательного оборудования Сахалинской ГРЭС, а именно: значительныйизнос турбин, генераторы выработали парковый ресурс, существующиездания и сооружения, в том числе котельное оборудование, несоответствуют необходимой сейсмической устойчивости, поверхностинагрева котлов требуют замены, существенно изношены гидротехническиесооружения, циркнасосное оборудование, циркводоводы, паропроводы,золошлакопроводы, электротехническое оборудование находятся вкритическом состоянии. Основное и вспомогательное оборудование с амортизировано на 100%,физический и моральный износ данного оборудования требует его замены,(результат длительной эксплуатацией с 1965 года). Работа оборудованияв режиме ежедневных пусков и остановок, (до 2003 года в среднем 1пуск КА в день и 0,6 пусков ТА; с 2004 по 2008 годы в среднем 1,5пусков КА в день и 0,9 пусков ТА), как результат выработка парковогоресурса основного оборудования по пускам.Котлоагрегаты:|————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————————————————|| Станина| Тип котлов |Год пуска| Ресурс, | Наработка, | Производительность || № | | | часов | часов | || | | | | |—————————|———————————|| | | | | | Т/ч | Гкал ||————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————|| 2. |БКЗ-220-100Ф| 1966 | 300000 | 87797 | 220 | 134,4 ||————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————|| 3. |БКЗ-220-100Ф| 1967 | 300000 | 191405 | 220 | 134,4 ||————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————|| 4. |БКЗ-220-100Ф| 1969 | 300000 | 164241 | 220 | 134,4 ||————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————|| 5. |БКЗ-220-100Ф| 1971 | 300000 | 183494 | 220 | 134,4 ||————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————|| 6. |БКЗ-220-100Ф| 1973 | 300000 | 181191 | 220 | 134,4 ||————————|————————————|—————————|—————————|—————————————|—————————|———————————| 20 ноября 2006 года проектной организацией ОАО«Дальэнергосетьпроект» разработана «Схема развития Сахалинскойэнергосистемы до 2020 года». Данным документом проведен анализтехнического состояния оборудования электростанций, а такжеособенности и перспективы энергопотребления региона. При этомопределены следующие «узкие места» Сахалинской ГРЭС и основные выводы:|————————————————————————————————————|————————————————————————————————|| Наиболее аварийные и «узкие места» | ||————————————————————————————————————|————————————————————————————————||Наработка паротурбинных агрегатов по|Необходимо обследование||«пускам-остановам» превышает|агрегатов по поводу продления||норматив более чем в два раза |ресурса до 2017-2018 года || | ||————————————————————————————————————|————————————————————————————————||Высокая степень износа зданий и|Требуется обследование||сооружений, не соответствие|фундаментов и капитальный ремонт||современным требованиям|зданий и сооружений ||сейсмоустойчивости | ||————————————————————————————————————|————————————————————————————————| Эксплуатация электростанции после 2013-2014 года сопряжена свысокими рисками, а после 2017-2018 года не представляется возможнойпо техническому состоянию основного и вспомогательного оборудования,состоянию зданий и сооружений. Не позднее 2015 года необходимо ввести в работу новуюэлектростанцию мощностью 330 МВт для замещения Сахалинской ГРЭС. Крайне важно приступить к проектированию новой электростанции(Сахалинской ГРЭС-2) в 2009-2010 годах, так как сроки реализациипроекта (2011 - 2013 годы), обозначенные в ФЦП, существенно занижены иявляются нереальными. Ориентировочный срок на проектирования истроительства Объекта фактически составит 7-8 лет, то есть новаястанция, при условии начала проектирования в 2010 году, сможет бытьвведена в эксплуатацию не ранее 2017-2018 года, что являетсяпредельным и критичным сроком для Сахалинской энергосистемы. Строительство объекта осуществляется в три очереди, при этомосновные капиталоемкие затраты, связанные со строительством главногокорпуса, объектов топливоподачи, объектов ХВО, АБК, монтажкотлотурбинного оборудования, строительство дымовой трубы и прочихобъектов включены в первую очередь. В связи с этим основные затратыпланируются на 2011 – 2014 годы до ввода первой очереди. Учитывая, чтов планируемом графике основная поставка основного оборудованияпредусмотрена в 2011 – 2014 годах, ввод второй и третьей очередизапланирован на 2015, 2016 годы соответственно. Затраты на реконструкцию оборудования Сахалинской ГРЭС соизмеримысо стоимостью строительства новой электростанции. Наработка турбин Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 составляет 93,3%паркового ресурса, своевременная диагностика и замена базовых узловтурбин позволят продлить их парковый ресурс (таблица 1.3.1). Износ 3-хгазотурбинных установок Ногликской ГТС из 4-х установленныхсоставляет 50-70%. Парковый ресурс одного из турбогенераторов будетотработан в 2010 году. Для продления паркового ресурса требуетсякапитальный ремонт с заменой основных узлов. К 2015 году потребуетсяреконструкция станции, так как аналогичная ситуация возникнет наостальных 3-х турбогенераторах. Режимы работы электростанций Центрального энергорайона напротяжении многих лет остаются напряженными из-за отсутствия пиковоймощности. Покрытие пиковой части графика электрических нагрузокприходится в основном на Сахалинскую ГРЭС, что ведет к многократнымпускам-остановам оборудования ГРЭС. Ногликская ГТС несет полупиковую ипиковую нагрузку, Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 – в основном участвует впокрытии базисной нагрузки. Коэффициент использования установленноймощности Сахалинской ГРЭС в 2005 году составил 33,9%, Южно-СахалинскойТЭЦ – 61,5% (таблица 1.3.2). Таблица 1.3.1. Техническое состояние и качество эксплуатации основного оборудования электростанций |————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————|| Показатель | Сахалинская ГРЭС | Южно-Сахалинская || | | ТЭЦ-1 ||————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————||Год ввода | 1965 - 1972 | 1976 - 1984 ||————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————||Завод изготовитель | ЛМЗ | ТМЗ ||————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————||Количество турбин | 6 | 3 ||————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————||Парковый ресурс, тыс. часов (норма) | 270000 | 220000 ||————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————||Наработка с начала эксплуатации на конец| 178610 | 205922 ||2002 года, тыс. часов | | ||————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————||Парковый ресурс по количеству пусков | 900 | 600 ||(норма) | | ||————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————||Количество пусков с начала эксплуатации | 1865 | 186 ||(факт) | | ||————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————||Год достижения паркового ресурса по | 1995 - 1998 | - ||количеству пусков | | ||————————————————————————————————————————|—————————————————————|————————————————————| Источник: Развитие сахалинской энергосистемы на период до 2010года и на перспективу до 2020 года/ОАО «Дальэнергосетьпроект». –Владивосток, 2007 – 132 с.Таблица 1.2.2. Электрические нагрузки энергорайонов острова Сахалин в 1990-2008 годах (НЕ ПРИВОДИТСЯ) Таблица 1.3.2. Показатели работы электростанций ОАО «Сахалинэнерго» (состояние 2005 года) и ОАО «Охинская ТЭЦ» |———————————————————————————————————————|———————————|———————————————————————————|———————————|| Показатель | ОАО | В том числе: |ОАО || |«Сахалин- | | «Охинская || | энерго» | |ТЭЦ» ||———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————|| | | Сахалинская |Южно-Саха | || | | ГРЭС |линскаяТЭЦ-1 | ||———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————||Коэффициент использования установленной| 46,2 | 30,3 | 67,3 | 26,8 ||мощности, % | | | | ||———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————||Выработка электроэнергии, млн. кВт час | 2124 | 797 | 1327 | 240 ||———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————||Расход электроэнергии на собственные| 319/15,0 | 115,4/14,5 | 203,8/15,4 | 37,0/15,4 ||нужды, млн. кВт час/% от выработки| | | | ||электроэнергии | | | | ||———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————||Удельный расход условного топлива ||———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————||- на отпуск электроэнергии, г у.| 447,9 | 574,9 | 370,8 | 460,0 ||т./кВт(час | | | | ||———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————||- на отпуск тепла, кг у. т./Гкал | 152,3 | 211,5 | 151 | 156,0 ||———————————————————————————————————————|———————————|—————————————|—————————————|———————————| Источник: данные предприятий энергетики Удельный расход топлива на производство электроэнергии и теплаэлектростанциями ОАО «Сахалинэнерго» превышает средние показатели постране и по ОЭС Востока. Расход электроэнергии на собственные нуждыэлектростанций ОАО «Сахалинэнерго» в 2005 году составил 15% от общейвыработки, что соответствует нормативным показателям. На час прохождения годового максимума энергосистемы за 2006 год(12.01.2006) (рис. 1.3.1) фактический резерв мощности составил 16% отмаксимума нагрузки. В период прохождения максимума нагрузокограничения потребителей не вводились. Рис. 1.3.1. График электрической нагрузки годового максимума ЦЭР за 2006 год (12 января, 18-00)(НЕ ПРИВОДИТСЯ) На час прохождения годового максимума энергосистемы за 2007 год(18.01.2007) (рисунок 1.3.2) фактический резерв мощности составил 21%от максимума нагрузки. В период прохождения максимума нагрузокограничения потребителей не вводились. Рис.1.3.2. График электрической нагрузки годового максимума ЦЭР за 2007 год (18 января, 18-30)(НЕ ПРИВОДИТСЯ) На час прохождения годового максимума энергосистемы за 2008 год(17.01.2008) (рисунок 1.3.3) фактический резерв мощности составил 20%от максимума нагрузки. В период прохождения максимума нагрузокограничения потребителей не вводились. Рис.1.3.3. График электрической нагрузки годового максимума ЦЭР за 2008 год (17 января, 18-30)(НЕ ПРИВОДИТСЯ) Число часов использования располагаемой мощности электростанцийЦентрального энергорайона в 2005 году составило: - Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 – 5380 часов; - Сахалинской ГРЭС – 3570 часов; - Ногликская ГЭС – 4090 часов; - Новиковская ДЭС – 887 часов. В Охинском энергоузле баланс мощности складывался при болеезначительной, чем в Центральном энергорайоне, величине фактическогорезерва мощности – 175% от максимума нагрузки. Число часовиспользования располагаемой мощности Охинской ТЭЦ в 2005 годусоставило 2350 часов. 1.4. Топливоснабжение электростанций На тепловых электростанциях Сахалинской энергосистемыиспользуется уголь, газ и жидкое топливо. В 2008 году наэлектростанциях ОАО «Сахалинэнерго» было израсходовано около 1,07 млн.т у. т. органического топлива, в том числе: 1,06 млн. т у. т. угля и13,3 тыс. т у. т. жидкого топлива (таблица 1.4.1). Уголь сжигается на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и Сахалинской ГРЭС.Если раньше на Южно-Сахалинскую ТЭЦ-1 значительную часть угляпоставляли с материка (ургальский, нерюнгринский, кузнецкий,черемховский), то с 2005 года на ТЭЦ начали использовать только углисахалинских месторождений. Поставки угля на станции осуществляет ОООУК «Сахалинуголь», а так же альтернативные поставщики. Таблица 1.4.1. Потребление топлива на электростанциях Сахалинской области, тыс. т у. т. (состояние 2008 года) |———————————————————————————————————|——————————|————————————————————————————————————————————|| Электростанция | Всего | в том числе: ||———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————|| | | уголь | газ | мазут | дизтопливо ||———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————||Сахалинская ГРЭС | 400 | 390 | | 9,5 | ||———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————||Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 670 | 667 | | 2,8 | ||———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————||Новиковская ДЭС | 1,0 | | | | 1,0 ||———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————||ОАО «Охинская ТЭЦ» | 166 | | 166 | | ||———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————||ОАО «Ногликская ГЭС» | 93 | | 93 | | ||———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————||Всего по Сахалинской области | 1330 | 1057 | 259 | 12,3 | 1,0 ||———————————————————————————————————|——————————|——————————|—————————|——————————|————————————| Источник: данные предприятий энергетики. На Охинской ТЭЦ и Ногликской ГЭС основным и резервным топливомявляется природный газ северных месторождений суши, аварийным – сыраянефть, поставки которых производит ООО «РН-Сахалинморнефтегаз». В 2005году на Охинской ТЭЦ было израсходовано 144 млн. куб. м газа, наНогликской ГТЭС – 81 млн. куб. м. На районной (пиковой) котельной г. Южно-Сахалинска используетсяанивский газ (поставщик ОГУП «Сахалинская нефтяная компания»), на ДЭСНовиковского энергоузла – дизельное топливо. В 2005 году расходанивского газа составил 9 млн. куб. м, дизельного топлива – 1 тыс. т. Высокий уровень цен на топливо, особенно на уголь, и содержаниепротяженных линий электропередачи обуславливают высокую себестоимостьэлектроэнергии: себестоимость производства, передачи и распределенияэлектроэнергии по энергосистеме в целом за 2005 год составила 2,14руб./кВт(час, в 2006 году она возросла до 2,36 руб./кВт(час.Составляющие себестоимости производства 1 кВт(час электроэнергиисубъектов потребительского рынка Сахалинской энергосистемы приведены втаблице 1.4.2. Таблица 1.4.2. Себестоимость производства электроэнергии на электростанциях ОАО «Сахалинэнерго», руб./кВт(час (состояние 2008 года) |—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————|| Статья калькуляции | Всего | Сахалинская |Южно-Сахалинская|| | | ГРЭС | ТЭЦ-1 ||—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————||1. Топливо | 0,88 | 1,00 | 0,81 ||—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————||2. Условно-постоянные расходы | 0,58 | 0,77 | 0,36 ||—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————||- амортизация основного оборудования | 0,03 | 0,04 | 0,02 ||—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————||- заработная плата | 0,08 | 0,12 | 0,06 ||—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————||- прочие расходы | 0,46 | 0,61 | 0,27 ||—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————||ВСЕГО | 1,45 | 1,76 | 1,16 ||—————————————————————————————————————|————————————|———————————————|————————————————|Источник: ОАО «Сахалинэнерго.* себестоимость производства приведена без учета общесистемныхрасходов Анализ составляющих себестоимости производства электроэнергии вСахалинской энергосистеме за 2008 год показывает, что основная частьзатрат на Сахалинской ГРЭС и Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, как и впредыдущие годы, приходится на топливную составляющую – 56 и 69%соответственно. По энергосистеме в целом доля затрат на топливосоставила 60%, доля прочих затрат – около 40%. 1.5. Электрические сети В Сахалинской энергосистеме действует шкала напряжений –220/110/35/10-6 кВ. В Центральном энергорайоне получили развитиеэлектрические сети всех классов напряжения. В изолированныхэнергоузлах действуют электрические сети только низкого напряжения: вОхинском энергоузле – 35 кВ и ниже, в Новиковском – 6/0,4 кВ.Физическое состояние электрических сетей в Охинском энергоузлеудовлетворительное, но схема сетей не отвечает требованиям надёжности,поскольку представлена одноцепными, радиальными линиямиэлектропередачи. Сети 220 кВ Центрального энергорайона представлены линиямиэлектропередачи, которые протянулись с севера (ПС Ноглики) на юг(Южно-Сахалинской ТЭЦ-1) острова на расстояние более 500 км. Схема ВЛ220 кВ выполнена в виде двух колец, в северной и южной точках которыхрасположены электростанции – Сахалинская ГРЭС и Южно-СахалинскаяТЭЦ-1 соответственно. Сети 110 кВ получили развитие в основном в южной части острова, втом числе в г. Южно-Сахалинск. В центральной части островафункционируют три радиальные ВЛ 110 кВ. В Центральном энергорайонефункционируют ВЛ, выполненные в габаритах 110 кВ. Суммарная протяжённость воздушных линий электропередачи220-110-35 кВ в Центральном энергорайоне составляет 2112 км, мощность86 трансформаторных подстанций 220-110-35 кВ – 1709,6 МВА (таблица1.5.1). Таблица 1.5.1. Протяженность линий электропередачи и мощность трансформаторов подстанций 35-220 кВ в Центральном энергорайоне (состояние на 01.01.2009) |—————————————————————————————————————————————|—————————————————————————————|| Показатель | Напряжение || |—————————|—————————|—————————|| | 35 кВ | 110 кВ | 220 кВ ||—————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————||1. Протяжённость линий электропередачи | 849 | 257 | 1006 ||в одноцепном исчислении (по цепям), км | | | ||—————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————||2. Количество и трансформаторная мощность ПС:| | | || | 60 | 14 | 12 ||- штук; | 303,6 | 486 | 920 ||- МВА | | | ||—————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————| За последние 5 лет протяжённость ВЛ 220 и 110 кВ не изменилась(из-за отсутствия вводов), трансформаторная мощность подстанцийувеличилась на 67,6 МВА. В связи со сложной финансово-экономическойситуацией в ОАО «Сахалинэнерго» в период 2001 - 2005 годов развитиесхемы сетей 220-110 кВ энергорайона носило ограниченный характер. На сегодня не завершена реконструкция (с приведением всоответствие с тяжелыми расчётно-климатическими условиями) следующихВЛ 220 кВ:|————————————————————————————————————|——————————————————————————————————|| ВЛ 220 кВ |Выполненный объём реконструкции, %| |————————————————————————————————————|——————————————————————————————————||Сахалинская ГРЭС – Краснопольская| 20 || | ||————————————————————————————————————|——————————————————————————————————||Макаровская – Ильинская | 68,3 ||————————————————————————————————————|——————————————————————————————————||Красногорская – Ильинская | 32,4 ||————————————————————————————————————|——————————————————————————————————| Требуется реконструкция пяти ВЛ-220 кВ (Д1, 4, 5, 7, 9).Построены в соответствии с действующими РКУ четыре ВЛ-220 кВ (Д11, 13,15, 17). Не завершено строительство ВЛ 220 кВ Ноглики - Даги - Оха,которая была предназначена для присоединения Охинского энергоузла кЦентральному энергорайону (построено 40 км из 223 км). Строительствобыло прекращено в начале перестройки из-за дефицита денежных средств иотсутствия заинтересованных инвесторов, ввиду убыточности проектаиз-за прогнозируемого высокого ровня технологических потерь, связанныхс большой протяженностью линии. Действующая схема сетей 110-220 кВ Центрального энергорайона непозволяет обеспечить электроснабжение потребителей с требуемойстепенью надёжности вследствие следующих причин: - технологическое состояние более 50% ВЛ 220-110 кВ несоответствует расчётно-климатическим условиям (РКУ) о. Сахалин,требуется реконструкция этих ВЛ с заменой провода и установкойдополнительных опор (таблица 1.5.2); - достигли нормативного срока службы 49% ВЛ 220 кВ(Южно-Сахалинская – Углезаводская, Ильинская – Углезаводская,Сахалинская ГРЭС – Макаровская) и 12% ВЛ 110 кВ (Сахалинская ГРЭС –Поронайская, Южно-Сахалинская – Корсаковская), превысил 25 лет срокслужбы оборудование 100% на ПС 220 кВ и 86% на ПС 110 кВ. Более 40 лет(нормативный срок службы) эксплуатируются 61% ВЛ 110 кВ и 49% ВЛ 220кВ; - на семи подстанциях 110-220 кВ загрузка трансформаторов сучетом выданных техусловий превышает нормируемую (таблица 1.5.3); - на семи ПС 220 кВ установлены отделители и короткозамыкателивместо масляных выключателей, требуемых нормами при размещении ПС вчетвёртом и особом районах по гололёду; - на семи ПС 220 кВ установлено по одному трансформатору (вместодвух по проекту ПС); - значительная часть потребителей запитана от тупиковых ВЛ; - отсутствуют современные, надёжные устройства плавки гололеда(УПГ) и датчики для обнаружения гололёда на ВЛ: устарели имеющиесяустановки плавки гололёда постоянным током на Сахалинской ГРЭС и ПСИльинская, которые не обеспечены запчастями; - не реализованы проекты реконструкции с разработкой схем плавкигололёда для ВЛ 220 кВ Сахалинская ГРЭС – Краснопольская и ВЛ 110 кВЮжно-Сахалинская – Южная, Холмская – Холмск – Южная – Невельская –Горнозаводская.Таблица 1.5.2. Оценка состояния и загрузки ВЛ 110-220 кВ в Центральном энергорайоне (состояние на 01.01.2009) |——————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————————————|| Характеристика ВЛ | Линии электропередачи напряжением: || |—————————————————|—————————————————|—————————————————|| | 110 кВ | 220 кВ | Всего || |————————|————————|————————|————————|————————|————————|| | км | % | км | % | км | % ||——————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————||1. Протяженность ВЛ | 257 | 100 | 1006 | 100 | 1263 | 100 ||——————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————||2. ВЛ, загрузка которых превышает| 63,24 | 25 | - | - | 63,24 | 5 ||экономическую | | | | | | ||——————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————||3. ВЛ, достигшие нормативного| 155,8 | 61 | 489 | 49 | 645 | 51 ||срока службы (более 40 лет) | | | | | | ||——————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————||4. ВЛ, требующие реконструкции | 257 | 100 | 289 | 29 | 546 | 54 ||——————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|Таблица 1.5.3. Оценка состояния и загрузки ПС 220-110 кВ в Центральном энергорайоне (состояние на 01.01.2006) |—————————————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————————|| Характеристика ПС | Подстанции напряжением: || |———————————————|———————————————|———————————————|| | 110 кВ | 220 кВ | Всего || |———————|———————|———————|———————|———————|———————|| | шт. | % | шт. | % | шт. | % ||—————————————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||1. Количество ПС, всего | 14 | 100 | 12 | 100 | 26 | 100 ||—————————————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||2. Количество ПС, на которых загрузка| 7 | 50 | 1 | 8,3 | 6 | 23 ||трансформаторов, с учётом выданных| | | | | | ||техусловий, превышает нормируемую | | | | | | ||—————————————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||3. Количество ПС, на которых срок службы| 12 | 86 | 12 | 100 | 24 | 92 ||трансформаторов превышает 25 лет | | | | | | ||—————————————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| Техническое состояние электрических сетей напряжением 35 кВ также требует их частичной реконструкции и замены, деревянные опоры имеютвысокую степень загнивания (на 210 опор подъём запрещён из-за высокойстепени загнивания). Основными причинами аварийного состояния части ВЛ 35 кВ,выполненных на деревянных опорах являются: - полный амортизационный износ большинства ВЛ; - высокая степень загнивания опор; - отсутствие специальной линейной техники, транспорта, запчастей,а также финансовых средств на полное восстановление ВЛ. На ВЛ 35 кВ необходимо заменить до 30% опор от общего количества. Схема электрических сетей 35 кВ не отвечает современнымтребованиям надёжности по следующим причинам: - достигли нормативного срока службы (40 лет и более) 155,6 км ВЛ35 кВ (18% от общей протяжённости ВЛ 35 кВ); - более 26 лет эксплуатируются 545,8 км (62% от общейпротяженности ВЛ 35 кВ), то есть к концу рассматриваемого периода ихресурс будет полностью исчерпан; - отработали более 25 лет трансформаторы и другое оборудование на44 на 44 ПС 35 кВ из 60, находящихся в эксплуатации; - 30 штук ПС 35 кВ (47% от общего количества) присоединены ксетям энергосистемы одноцепными, радиальными ВЛ 35 кВ, аварийное (илиремонтное) отключение которых влечёт за собой ограничение нагрузкипитающихся от ПС потребителей; - в энергосистеме 17 однотрансформаторных ПС 35 кВ, отключениекоторых также приводит к ограничению нагрузок потребителей. Учитывая ограниченную пропускную способность существующей сети35-110 кВ г. Южно-Сахалинска и ожидаемый рост нагрузки в районедействующих ПС 35 кВ Хомутово и Троицкая, усиление электрических сетейэтого района предусматривается за счёт сооружения в районе ПС 35 кВХомутово и Троицкая новых центров питания сети 110 кВ, а также ПС-110кВ Центр-2 и Юго-Западную. 1.6. Проблемы функционирования Сахалинской электроэнергетики Наиболее острыми проблемами Сахалинской энергосистемы являются: 1. Технологическая изолированность и отсутствие связи собъединенной энергосистемой. 2. Нормативный и фактический дефицит мощности (73 МВт) и высокиетехнологические риски, связанные с высоким уровнем износа и дефицитомгенерирующих мощностей в условиях изолированности (из-за отсутствиярезерва мощности в 2008 году 31 раз вводились ограниченияпотребителей). 3. Отсутствие маневренных мощностей, способных обеспечитьэффективное регулирование мощности в условиях высокой неравномерностисуточного графика потребления электроэнергии. 4. Критическая экологическая ситуация в областном центре,связанная с высоким уровнем загрязнённости атмосферного воздуха. Изолированность Сахалинской энергосистемы, сложныеприродно-климатические условия и ограниченное количество источниковгенерации определяют остроту и необходимость оперативного решенияизложенных проблем. В силу сложившихся обстоятельств ОАО «Сахалинэнерго» являетсякрупнейшей компанией, обеспечивающей энергоснабжение области. Также серьезными проблемами в работе Сахалинской энергосистемыявляются высокий износ основных производственных фондов, отсутствиерезерва мощности, наличие технологических ограничений в подключенииновых потребителей и существенный дефицит средств для поддержания,модернизации и обновления основных производственных фондовэнергосистемы. Основной проблемой ОАО «Сахалинэнерго» является дефицитфинансовых средств. Финансирование техперевооружения и реконструкцииэнергообъектов, которое производится за счет собственных средств ОАО«Сахалинэнерго», явно недостаточно и не обеспечивает даже половиныфактической потребности капиталовложений (таблица 1.6.1). Основнойпричиной недостаточного финансирования мероприятий по реконструкции втечение 2000 - 2004 годов является высокий уровень коммерческих потерь(хищений) в энергосистеме. Таблица 1.6.1. Показатели освоения капитальных вложений в программах техперевооружения и реконструкции ОАО «Сахалинэнерго» |—————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————————|| Показатель | Год || |————————|————————|—————————|————————|—————————|—————————|| | 2000 | 2001 | 2002 | 2003 | 2004 | 2005 ||—————————————————————————————|————————|————————|—————————|————————|—————————|—————————||Запланировано освоить по| 30,4 | 63 | 102,4 | 99,8 | 167,8 | 138,4 ||программе, млн. руб. | | | | | | ||—————————————————————————————|————————|————————|—————————|————————|—————————|—————————||Фактическое освоение| 7,5 | 5,9 | 37,5 | 52,8 | 78,3 | 139,6 ||капиталовложений, млн. руб. | | | | | | ||—————————————————————————————|————————|————————|—————————|————————|—————————|—————————||Освоено от запланированных, %| 25 | 9,3 | 36,6 | 52,9 | 46,7 | 100,9 ||—————————————————————————————|————————|————————|—————————|————————|—————————|—————————| Привлечение ОАО «Сахалинэнерго» дополнительных заёмных средствдля этих целей либо привлечение средств сторонних инвесторовпредставляется невозможным либо маловероятным, по причине того, что«Сахалинэнерго» уже достигло своих лимитов по кредитным позициям исуществующий объём задолженности является критически высоким.Российские внешние крупные инвесторы отказались участвовать в проектахСахалинской энергосистемы в силу их низкой либо нулевой коммерческойэффективности и социальной направленности, иностранные же инвесторывсегда требуют гарантий возврата вложенных средств, притом, чтоисточники возврата определить пока не удаётся. Учитывая изложенное, необходимыми задачами для ОАО«Сахалинэнерго» и администрации Сахалинской области на ближайшуюперспективу являются активизация работы и принятие решений о способахи источниках финансирования инвестиционных проектов Сахалинскойэнергосистемы, без реализации которых энергетика не сможетобеспечивать заданные темпы социально-экономического развития области.Кроме того, возрастут риски возникновения чрезвычайных ситуаций итехногенных катастроф. В генерации централизованной энергосистемы о. Сахалин имеетсямного проблем, решение по которым откладывается из года в год по этойже причине – недостатка финансирования. Перечень «узких мест» вгенерации и предложения по их устранению приведены в таблице 1.6.2. Проблемной остается техническое состояние Сахалинской ГРЭС,которое не позволяет нести нагрузку свыше 190 МВт в связи сотсутствием 22 ступени лопаточного аппарата турбин инеудовлетворительного состояния циркуляционной системы (низкийвакуум), нуждающейся в реконструкции. Сахалинская ГРЭС - самая старая электростанция энергосистемы ОАО«Сахалинэнерго», ввод первых турбоагрегатов производился в 1965 – 1966годах (установленная мощность – 300 МВт). В связи со списанием котлоагрегата ст. № 1 располагаемая мощностьСахалинской ГРЭС соответствует 250 МВт. Главная проблема – существенный износ основного ивспомогательного оборудования Сахалинской ГРЭС, а именно: значительныйизнос турбин, генераторы выработали парковый ресурс, существующиездания и сооружения, в том числе котельное оборудование, несоответствуют необходимой сейсмической устойчивости, поверхностинагрева котлов требуют замены, существенно изношены гидротехническиесооружения, циркнасосное оборудование, циркводоводы, паропроводы,золошлакопроводы, электротехническое оборудование находятся вкритическом состоянии. Основное и вспомогательное оборудование с амортизировано на 100%,физический и моральный износ данного оборудования требует его замены,(результат длительной эксплуатацией с 1965 года). Работа оборудованияв режиме ежедневных пусков и остановов, (до 2003 года в среднем 1пуск КА в день и 0,6 пусков ТА; с 2004 по 2008 годы в среднем 1,5пусков КА в день и 0,9 пусков ТА), как результат выработка парковогоресурса основного оборудования по пускам. Котлоагрегаты:|————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————————————————————||Станина | Тип | Год пуска | Ресурс, |Наработка, | Производительность || № | котлов | | часов | часов | || | | | | |———————————|———————————————|| | | | | | Т/ч | Гкал ||————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————|| 2. | БКЗ-220-100Ф| 1966 | 300000 | 87797 | 220 | 134,4 ||————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————|| 3. | БКЗ-220-100Ф| 1967 | 300000 | 191405 | 220 | 134,4 ||————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————|| 4. | БКЗ-220-100Ф| 1969 | 300000 | 164241 | 220 | 134,4 ||————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————|| 5. | БКЗ-220-100Ф| 1971 | 300000 | 183494 | 220 | 134,4 ||————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————|| 6. | БКЗ-220-100Ф| 1973 | 300000 | 181191 | 220 | 134,4 ||————————|—————————————|———————————|———————————|———————————————|———————————|———————————————| 20 ноября 2006 года проектной организацией ОАО«Дальэнергосетьпроект» разработана «Схема развития Сахалинскойэнергосистемы до 2020 года». Данным документом проведен анализтехнического состояния оборудования электростанций, а такжеособенности и перспективы энергопотребления региона. При этомопределены следующие «узкие места» Сахалинской ГРЭС и основные выводы:|————————————————————————————————————————————————————————————————————|| Наиболее аварийные и «узкие места» ||————————————————————————————————————————————————————————————————————||Наработка паротурбинных агрегатов по «пускам-остановам» превышает||норматив более чем в 2 раза ||————————————————————————————————————————————————————————————————————||Высокая степень износа зданий и сооружений, не соответствие||современным требованиям сейсмоустойчивости ||————————————————————————————————————————————————————————————————————| Эксплуатация электростанции после 2013 - 2014 годов сопряжена свысокими рисками, а после 2017 - 2018 годов не представляетсявозможной по техническому состоянию основного и вспомогательногооборудования, состоянию зданий и сооружений. Не позднее 2013 – 2014 годов необходимо ввести в работу новуюэлектростанцию, мощностью 330 МВт для замещения Сахалинской ГРЭС. Состояние всех котлоагрегатов, турбинного оборудованияоценивается как неудовлетворительное. Схема электрической сети неотвечает современным требованиям надёжности, так как механическиехарактеристики значительной части ВЛ не соответствуют фактическимгололёдно-ветровым нагрузкам острова. Амортизация вспомогательногооборудования составляет 100%. Для повышения надёжности и эффективностифункционирования схемы сети требуется: - реконструировать 600 км ВЛ 220 кВ, около 170 км ВЛ 110 кВ, 550км ВЛ 35 кВ с приведением их механических характеристик в соответствиес фактическими гололёдно-ветровыми нагрузками о. Сахалин; - реконструировать 8 ПС 220 кВ с установкой элегазовыхвыключателей вместо отделителей и короткозамыкателей; - установить вторые трансформаторы на однотрансформаторных пятиПС 220 кВ и девятнадцати ПС 35 кВ; - полностью заменить газоочистные установки; - решить вопрос надёжной защиты ВЛ от гололёда с внедрениемсовременных УПГ (с плавным регулированием тока плавки) и средствконтроля за гололёдными нагрузками с передачей информации надиспетчерский пункт энергосистемы с использованием спутниковой связи. Ситуация по присоединению к сетям электроснабжения новыхпотребителей. В результате дефицита и износа существующих электросетевыхмощностей и одновременно в результате строительства на юге Сахалинажилых и производственных объектов, появились существенные ограниченияпо подключению объектов жилищного и производственного назначения вюжной части острова. Фактически, сформировалась очередь из владельцев вновьпостроенных объектов жилого и производственного назначения, которые неимеют возможности подключиться к энергоснабжению. Количество такихграждан и предприятий растёт. Резервы энергосистемы по подключениюновых потребителей исчерпаны и сетевое хозяйство юга Сахалина, вчастности южной части г. Южно-Сахалинска, в настоящее время несётпредельную нагрузку, что определяет повышенные риски надёжностиэнергоснабжения потребителей. Данная ситуация становится значительным препятствием для развитияи сохранения жилищного строительства на юге области, а так же длявозведения новых объектов производственного характера. Очевидно, что без строительства дополнительных линийэлектропередачи, строительства и расширения подстанций данная ситуациябудет только усугубляться. Таблица 1.6.2. Перечень «узких мест» объектов генерации о. Сахалин |---------------------------------------|----------------------------------------|| Наиболее аварийные и «узкие места» | Предложения по устранению ||————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————|| Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 ||———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||1. Отсутствие резервного источника для|1. Установка на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1||пуска Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 «с нуля»|ГТУ или ДЭС суммарной мощностью не менее||при отсутствии связи с Сахалинской ГРЭС|9 МВт ||из-за ремонта или аварийного| ||отключения двух ВЛ | ||———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||2. Наличие разрыва между установленной|2. Увеличение теплофикационной выработки||и располагаемой мощностью в летний|в летний период ||период 98-120 МВт из-за недостатка| ||охлаждающих устройств технического| ||водоснабжения | ||———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||3. Сжигание на станции непроектного|3. Перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на||бурого угля (до 87%) |природный газ ||———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||4. Ежегодная подготовка резервной|4. Необходимость мероприятия отпадает||емкости на золоотвале путем вывозки|при переводе оборудования на сжигание||золошлаковой смеси |природного газа ||———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||5. Значительная наработка числа часов|5. Принято решение по продлению ресурса ||использования турбины ст. № 1| ||(достижение паркового ресурса в 2008| ||году) | ||———————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||6. Заполнение золоотвала |6. Строительство новой карты золоотвала|| |в случае не решения вопроса перевода|| |Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на природный газ|| |в период до 2001 года ||————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————|| Сахалинская ГРЭС ||————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||1. Неудовлетворительная работа|1. Введение в работу системы КСПО для||конденсаторов турбогенераторов |чистки трубных пучков конденсаторов ||————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||2. Частый выход из строя|2. Приобретение роторов для||электродвигателей вспомогательных|электродвигателей ДАЗО (ШБМ, БН, ДС) –||механизмов из-за длительного срока|750 оборотов/мин. ||эксплуатации | ||————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||3. Неудовлетворительная работа|3. Восстановление южной дамбы.||водозаборного ковша |Выполнение программы повышения|| |надежности работы ||————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||4. Наработка паротурбинных агрегатов по|4. Требуется строительство Сахалинской||«пускам-остановам» превышает норматив в|ГРЭС-2 ||два раза | ||————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||5. Высокая степень износа зданий и|5. Требуется строительство Сахалинской||сооружений, не соответствие современным|ГРЭС-2 ||требованиям сейсмоустойчивости | ||————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————|| Новиковская ДЭС ||————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||1. Работа оборудования ДЭС неэкономична|1. Для снижения затрат необходима замена||из-за снижения электрической нагрузки|оборудования ДЭС на оборудование||энергоузла (менее 1 МВт), морально и|соответствующей мощности и технических||физически устаревшего установленного|параметров ||оборудования | ||————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————|| Охинская ТЭЦ ||————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||1. Наработка двойного паркового ресурса|1. ВТИ дополнительно продлит парковый||паротурбинных агрегатов ст. № 4 - 6 |ресурс до 2008 - 2010 годов ||————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||2. Проблема сейсмостойкости главного|2. Разгрузка путем замены железобетонных||корпуса I и II очереди ТЭЦ |плит покрытий и стеновых панелей на|| |легкие металлические конструкции ||————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————||3. Неустойчивая и неэкономичная работа|3. Наладка работы силами специалистов из||агрегата ГТУ-19 |Швеции и подготовка эксплуатационного|| |персонала на ТЭЦ ||————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————| Острой проблемой для ОАО «Сахалинэнерго» являются высокие потериэлектроэнергии, что связано, с одной стороны, с большой протяженностьюлиний электропередачи и неудовлетворительным их состоянием, а сдругой - с хищениями электроэнергии. С 2004 по 2008 год потериэлектроэнергии в сетях снижены с 36% до 23,6% (рисунок 1.6.1). Таблица 1.6.3. Динамика собственных нужд электростанций и потерь электроэнергии в сетях ОАО «Сахалинэнерго», млн. кВт•час/год |-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|| Показатель |2001 год|2002 год|2003 год|2004 год|2005 год|2006 год|2007 год|2008 год||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------||Электропотребление | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 || |213.592 |148.152 |197.064 |172.184 |194.983 |230.110 |233.333 |218.887 ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------||Производство | 2 | 1 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 ||электроэнергии (выработка|023.748 |977.756 |053.176 |082.307 |106.789 |149.227 |151.228 |124.165 ||собственных станций ОАО) | | | | | | | | ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------||Собственные нужды |327.143 |310.907 |320.829 |313.340 |317.960 |327.522 |318.733 |319.213 ||электростанций ОАО | | | | | | | | ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------||Покупка электроэнергии |189.844 |170.396 |143.888 | 89.877 | 88.194 | 80.883 | 82.105 | 94.722 ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------||Отпуск электроэнергии в | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 ||сеть |886.449 |837.245 |876.235 |846.269 |863.534 |888.290 |900.541 |886.548 ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------||Потери электроэнергии в |488.278 |539.121 |600.798 |664.699 |622.267 |581.825 |529.153 |444.646 ||сетях, всего | | | | | | | | ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|| в том числе: | | | | | | | | ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------||- технологические |271.801 |266.701 |271.088 |257.083 |255.362 |256.572 |260.261 |269.127 ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------||- коммерческие |216.477 |272.420 |329.710 |407.616 |366.905 |325.253 |268.892 |175.519 ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------||Доля потерь в сетях в % | 25.88% | 29.34% | 32.02% | 36.00% | 33.39% | 30.81% | 27.84% | 23.57% ||от отпуска в сеть | | | | | | | | ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------||Расход эл/эн на | 16.597 | 15.209 | 29.831 | 30.035 | 32.475 | 12.999 | 13.402 | 11.847 ||производственные и | | | | | | | | ||хозяйственные нужды | | | | | | | | ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------||Полезный отпуск | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 ||электроэнергии |381.574 |282.915 |245.606 |151.535 |208.792 |293.466 |357.986 |430.055 ||-------------------------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|--------|Источник: ОАО «Сахалинэнерго» Рисунок 1.6.1. Структура отпуска электроэнергии от электростанций ОАО «Сахалинэнерго» (НЕ ПРИВОДИТСЯ) В период 2008 - 2010 годов ОАО «Сахалинэнерго» завершит внедрениесистемы АСКУЭ у бытовых и мелкомоторных потребителей. Это позволитосуществлять точный учет отпущенной электроэнергии и существенноснизить коммерческие потери. Стоимость работ по проекту в 2008 - 2010годах составит 180 млн. рублей. В целом даже при 100% выполнении мероприятий федеральной целевойпрограммы «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока иЗабайкалья на период до 2013 года» дефицит средств на обеспечениестабильной работы энергосистемы с учетом развития региона составитоколо 45 млрд. рублей (таблица 1.6.4).Таблица 1.6.4. Потребность Сахалинской энергосистемы на первоочередные мероприятия в период до 2015 года для обеспечения ее удовлетворительного функционирования, млн. рублей: |——————————————————————————————--|————————|——————————|————————|————————|———————|| | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 ||————————————————————————————————|————————|——————————|————————|————————|———————||Газификация Южно-Сахалинской| | 400 | 250 | 207 | 200 ||ТЭЦ-1 (перевод существующих| | | | | ||котлов на газ) | | | | | ||————————————————————————————————|————————|——————————|—————————————————————————||Дефицит внебюджетного| 1170 | 2330 | 12180 ||финансирования по федеральной| | | ||целевой программе «Экономическое| | | ||и социальное развитие Дальнего| | | ||Востока и Забайкалья на период| | | ||до 2013 года» | | | ||————————————————————————————————|————————|——————————|————————|————————|———————||Средства на разработку| 500 | 1000 | | | ||проектно-сметную документацию на| | | | | ||строительство Сахалинской| | | | | ||ГРЭС-2 | | | | | ||————————————————————————————————|————————|——————————|————————|————————|———————||Недостаток финансирования| ||мероприятий ФЦП (от| ||запланированных программой| ||объемов): | 15000 ||1. ГРЭС-2 | ||————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————--||2. Передающие электрические сети| 7440 ||————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————--||3. Строительство 4-го| 3500 ||энергоблока на Южно-Сахалинской| ||ТЭЦ-1 (в ценах соответствующих| ||лет) | ||————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————--||Средства на поддержание| | 619,3 | 767,7 | 672,4 | 433,1 ||Сахалинской ГРЭС (до вывода из| | | | | ||эксплуатации) | | | | | ||————————————————————————————————|————————|——————————|————————|————————|———————||Недостаток оборотных средств для| | 220,3 | 254,2 | 245,3 | 283,5 || выполнения инвестиционных и | | | | | ||ремонтных программ Сахалинской | | | | | || энергосистемы | | | | | ||————————————————————————————————|——————————————————————————————————————————--—|| ИТОГО | 47673 ||————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————--| 1.7. Потенциальные возможности и направления развитияэлектроэнергетики Направления развития Сахалинской электроэнергетики определяютсясоциально-экономическим развитием области, масштабами освоенияресурсов нефти и газа Сахалинского шельфа, развитием нефте- игазотранспортной сети, вовлечением в эксплуатацию новых угольныхместорождений. Основными стратегическими задачами являются: - повышение эффективности использования электрической энергии; - обеспечение стабильной, бесперебойной работы предприятийэнергосистемы и надежности электро- и теплоснабжения потребителей; - реконструкция действующих электростанций; - замещение выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС сиспользованием высокоэкономичного, эффективного, маневренногооборудования; - обеспечение надёжного и устойчивого функционирования схемыэлектрических сетей с учётом рационального сочетания сооружаемыхэлементов сети с действующими; - сокращение потерь электроэнергии в сетях общего пользования; - улучшение экологической ситуации в области. В связи с тяжелым положением на Сахалинской ГРЭС (ОАО«Сахалинэнерго») после 2015 года требуется демонтаж оборудования ивывод Сахалинской ГРЭС из эксплуатации. Для замещения мощностей выбывающей Сахалинской ГРЭС выбранвариант строительства нового энергоисточника, мощность и размещениекоторого зависят от масштабов развития экономики области.Проанализирована также возможность и целесообразность передачиэлектроэнергии Сахалинской области в ОЭС Востока и на экспорт.Наиболее оптимальным топливом для нового энергоисточника считаетсябурый уголь Солнцевского месторождения, расположенного в Углегорскомрайоне. По современным экономическим оценкам удельные капитальныевложения в строительство газовой станции в 1,6 раза ниже, чем встроительство угольной. При этом проекты строительства угольной игазовой станции будут иметь равные приведенные затраты за весь периодэксплуатации при цене газа около 125 долл./1000 куб. м и цене угля наСолнцевском месторождении 590 руб./т. Полученное значение цены газасоответствует уровню мировых цен за вычетом затрат на транспорт допотребителей. В связи с этим, решение о виде топлива для новойэлектростанции должно приниматься с учетом: - ситуации в угольной промышленности Сахалинской области; - конъюнктуры цен мирового рынка природного газа (или СПГ); - результатов сравнения экономической эффективности строительстваобъектов. Результаты выполненных исследований по эффективности передачиэлектроэнергии с Сахалинской области в ОЭС Востока показывают, что припрогнозируемых ценах на сахалинский газ 60 - 70 долл./1000 куб. мзатраты на производство и транспорт электроэнергии от Сахалинской КЭСна газе будут сопоставимы со стоимостью электроэнергии, производимойна новых угольных КЭС в ОЭС Востока. Однако, повышение цен на газ доуровня равновесных с мировыми (115 - 140 долл./1000 куб. м) делаетнеэкономичной передачу Сахалинской электроэнергии (от КЭС на газе) вОЭС Востока. Имеющиеся оценки о целесообразности экспорта электроэнергииСахалинской области в Японию показывают, что реализация проекта даетположительный энергоэкономический и финансовый эффекты. Эффективностьпроекта возрастает в случае, если наряду с экспортом реализуетсяэффект объединения электроэнергетических систем России и Японии (такназываемый эффект «разносезонности» годовых максимумов нагрузки) ссооружением линии электропередачи, связывающей о. Сахалин сматериком. Несмотря на потенциальную эффективность проекта энергомоста,представители энергетических компаний Японии отказались от еговозможной реализации в связи с тем, что покрытие электрическихнагрузок до 2020 года, по их оценкам, будет полностью обеспеченособственными генерирующими мощностями на действующих и задельныхэнергетических объектах. Поэтому до 2020 года проект энергомоста«Сахалин-Япония» реализован не будет. Учитывая вышесказанное, для строительства новой станции взаменвыбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС выбран вариант строительствановой ГРЭС-2 на базе Солнцевского буроугольного месторождения. В ближайшее время потребуется реконструкция и расширениеЮжно-Сахалинской ТЭЦ-1, обусловленные не только старениемсуществующего оборудования, но и ростом в перспективе тепловой иэлектрической нагрузок южной части о. Сахалин и, прежде всего, г.Южно-Сахалинска. Развитие газодобычи в Сахалинской области обуславливаетвозможность использования газа на электростанции с применением новыхсовременных, эффективных технологий производства электроэнергии. Поэтому принято решение о переводе Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 наприродный газ путем строительства 4-го энергоблока и поэтапнымпереводом существующего оборудования электростанции (по одному котлу вгод, начиная с 2011 года). Фактически речь идет о техническом перевооруженииЮжно-Сахалинской ТЭЦ-1, целью которого является превращение ее всовременную эффективную газовую ТЭЦ. Только в этом случае возможнополучение максимального эффекта от использования природного газа длявыработки электроэнергии и тепла в областном центре. Модернизация Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, с переводом ее на газ, какосновного источника энергоснабжения, является главным социальнымпроектом, так как только ввод 4-го блока позволит увеличить тепловую иэлектрическую мощность станции, создать нормативный технологическийрезерв в энергосистеме, обеспечить выравнивание пиков электрическихнагрузок в работе энергосистемы, обеспечить возможностьбезболезненного выведения отработавших срок эксплуатации мощностейСахалинской ГРЭС в период строительства новой станции. Перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на газ позволит решить следующиепроблемы, связанные с функционированием существующей электростанции: - заполнение золоотвалов Южно-Сахалинской ТЭЦ-1; - удорожание топлива вследствие сложной схемы его доставки наЮжно-Сахалинскую ТЭЦ-1; - экологические проблемы в городе Южно-Сахалинске; - увеличить маневренность энергетического оборудования; - создать нормативный технологический резерв мощностей визолированной энергосистеме; - увеличить уровень энергобезопасности; - снизить эксплуатационные затраты, вызванные сжиганиемнепроектного угля. В настоящее время выработка основного генерирующего оборудованиястанции составляет более 73% паркового ресурса, при этом эксплуатацияее осложнена серьезными проблемами - отсутствием площадей длязолоотвалов, удорожанием топлива вследствие сложной схемы егодоставки, низкой маневренностью энергетического оборудования,неудовлетворительной экологической ситуацией из-за расположения ТЭЦ вграницах города. Существующий объект имеет установленную электрическую мощность225 МВт, которой недостаточно для обеспечения существующего иперспективного объема энергопотребления области и ликвидации дефицитав тепло- и электроэнергии потребителей южной части Сахалина. С вводом 4-го блока увеличится установленная электрическаямощность станции до 365 МВт и тепловая до 630 Гкал/час. Если цены на сахалинский газ будут формироваться по ценамсамофинансирования, то перевод Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на природный газдаст значительный экономический эффект. В связи с большойнеопределенностью условий поставки российской доли газа, добываемого врамках проекта «Сахалин-2», и цен на него, невозможно датьоднозначный ответ об эффективности перевода Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 насжигание природного газа. С технической точки зрения, ощутимымэффектом от перевода на газ будет экологический. В ранее выполненных ОАО «Дальэнергосетьпроект» работах поразвитию электроэнергетики острова предусматривалось расширениеНогликской ГЭС с 48 до 120 МВт. В настоящее время половинаэлектроэнергии, вырабатываемой Ногликской ГЭС, используется в районееё размещения, а половина передается в южную часть Центральногоэнергорайона. Вариант расширения электростанции может рассматриватьсякак альтернативный в случае роста нагрузок в Центральном энергорайоне,обусловленного социально-экономическим развитием Сахалинской области.Однако, безусловно, эффективной будет реконструкция станции с учетомвозможной теплофикации, что намного повысит КПД станции исебестоимость продукции. Согласно ТЭО реконструкции и техперевооружения Охинской ТЭЦ,выполненному в начале 2006 года ОАО «СевЗапНТЦ» (филиалСевЗапВНИПИэнергопром), необходимо провести полноценную реконструкциюТЭЦ: заменить 2 ПТ-25 (из трех существующих) на новые аналогичные,демонтировать турбину «Ланг» - 3 МВт и один из турбогенераторов ПТ-25,повысить сейсмоустойчивость фундаментов турбин, установить два новыхОРУ. В настоящее время продолжаются работы по разработке рабочейдокументации на замену турбогенератора ст. № 6. Выполнена поставкаосновного оборудования. С 2009 года начались работы по замене 2-хтурбогенераторов. Стоимость проекта Техническое перевооружение,реконструкция ОАО «Охинская ТЭЦ» оценивается в 1812000 тыс. рублей. В выполненных ранее схемах развития Сахалинской энергосистемыпредлагалось строительство воздушной линии ВЛ 220 кВ «Ноглики – Даги–Оха», предназначенной для присоединения изолированного Охинскогоэнергоузла к Центральному энергорайону и повышения надежности ибезопасности энергоснабжения северных районов области. Протяжённостьданной ВЛ – 223 км, сечение провода – АС-240, расчетная стоимостьобъекта (в ценах 2006 года) – 2,6 млрд. рублей. Строительство линии энергопередачи «Ноглики – Даги – Оха» ВЛ 220кВ было начато в 90-е годы прошлого века за счёт средств МинэнергоРоссии при долевом участии Министерства нефтяной и газовойпромышленности. На участке Ноглики – Даги из 80 км построено 40 км.Строительство было прекращено из-за отсутствия денежных средств инерентабельности строительства. Ввод воздушной линии соединяющей Охинскую ТЭЦ с центральнойэнергосистемой позволил бы повысить надежность электроснабженияОхинского энергоузла в случае, если линия была бы источникомэлектроснабжения в районе северного шельфа новых крупных потребителей,которые могут появиться при разработке шельфовых проектов«Сахалин-3,4,5». Однако, при отсутствии крупных промышленныхпотребителей, высокая себестоимость строительства и потери,возникающие при передаче электроэнергии, делают строительство даннойлинии нерентабельным. Объединение возможно также при сооружении в рассматриваемыйпериод железной дороги между материком и о. Сахалин: Селихино – МысЛазарева – Погиби – Ноглики (Ныш). Для электроснабжения железнойдороги можно рассмотреть вариант сооружения ВЛ 220 кВ, по которойможет быть осуществлена связь Сахалинской энергосистемы с ОЭС Востока,позволяющая передавать мощность с о. Сахалин в ОЭС и обратно.Энергоисточниками о. Сахалин, от которых может быть передана мощностьв ОЭС Востока, являются Ногликская ГТЭС и Охинская ТЭЦ (при условии ихрасширения), расположенные в непосредственной близости с планируемыммостовым переходом. Объединение ОЭС Востока и сахалинскойэнергосистемы позволит повысить надёжность функционированияэнергосистем и реализовать системный эффект в размере порядка 70 МВт.Однако, в настоящее время, сетевых объектов, способным приниматьтранспортируемую на материк электроэнергию, расположенных внепосредственной близости к материковой кромке нет, а их строительствоявляется мероприятием дорогостоящим, и делает проект нерентабельным.К тому же увеличивается расстояние передающих сетей, в силу чегопотери при передаче электроэнергии будут очень велики, что такжеговорит об убыточности проекта. Интерес к строительству этой линии электропередачи ООО«РН–Сахалинморнефтегаз» проявляло в связи с заинтересованностью вреализации электроэнергии, выработанной энергоблоком (ГТУ-19) наОхинской ТЭЦ, инвестором по строительству которой являлась компания. Однако, в настоящее время, ООО «РН-Сахалинморнефтегаз»инвестирует проект реконструкции электростанции со снижением рабочеймощности к 2013 году со 102 МВт до 99 МВт (в соответствии свыполненным в 2006 году проектом реконструкции). Данной энергомощностибудет достаточно для покрытия собственной потребности энергорайона.Это объясняется и снижением объема потребления тепло и электроэнергииООО «РН-Сахалинморнефтегаз» для обеспечения работы производственныхмощностей комплекса в местах добычи. Из-за ежегодного удалениядобычных участков от Охинского энергоузла компания вынуждена частичноуходить на автономное энергоснабжение. В ранее выполненных ОАО «Дальэнергосетьпроект» работахпланировалось присоединение Новиковского энергоузла к сетямЦентрального энергорайона до 2010 года. Для этого требовалосьстроительство 51 км ВЛ 35 кВ ПС Озерская – Новиково. Однако,единственный крупный потребитель Новиковской ДЭС – угольный разрез«Новиково-2» ликвидирован: в настоящее время все горные работы,связанные с добычей и реализацией угля, прекращены, в связи сотсутствием средств на развитие угольного разреза и переработкугерманий содержащих углей. В связи с этим максимум электрической нагрузки энергоузласнижается до 0,4-0,5 МВт и в перспективе, из-за оттока населениявызванного закрытием разреза, может еще уменьшиться. В настоящее времяОАО «Сахалинэнерго» прорабатывает вопрос о проведении техническогоаудита ОАО «Новиковская ДЭС» и возможности вывода в холодный резервчасти оборудования для снижения ежегодных издержек. В перспективенеобходима замена существующего оборудования ДЭС на более современноес низким удельным расходом топлива, что позволит уменьшить затраты наее обслуживание или перевод населенного пункта на другой источникэлектроснабжения, например с использованием сжиженного природногогаза. 1.8. Обоснование необходимости решения задач развитияэлектроэнергетики программными методами Программно-целевые методы планирования и управления предполагаютувязку целей плана с ресурсами с помощью программ. Они представляютсобой применение системного подхода и основаны на формулировании целейразвития, их разделении на подцели дробного характера и выявленииресурсов, необходимых для их согласованной реализации. Проблемаразвития электроэнергетики Сахалинской области представляет собойкомплекс сложных задач, накопившихся в отрасли за последниедесятилетия, и тесно связана с развитием других отраслейтопливно-энергетического комплекса области. Комплексный подход крешению проблем, достижению требуемых результатов возможно обеспечитьза счет реализации областной программы развития электроэнергетики,скоординированной с программами развития других отраслей ТЭК области. В настоящее время энергосистема области находится в критическомсостоянии и требует экстренной реконструкции и создания достаточногогенерирующего резерва мощности. В силу своего географическогоположения энергосистема Сахалина является изолированной и не имееттехнологических связей с единой энергосистемой России. Ее эксплуатацияпроисходит в специфических климатических условиях, что ведет кускоренному износу оборудования и дополнительным затратам на егоремонт и восстановление. Коммунально-бытовая направленностьэнергосистемы из-за высокого уровня потребителей социальных групп инаселения в структуре потребления приводит к значительным сезонным исуточным колебаниям нагрузок, что, в свою очередь, ведет к большомуколичеству пусков-остановов, и крайне негативно отражается насостоянии устаревшего энергетического оборудования. Подавляющеебольшинство энергомощностей острова, введенных в эксплуатацию более 40лет назад морально и физически устарели и отработали парковый ресурс.Низкий уровень амортизационных отчислений не позволяет своевременнопроизводить реновацию энергооборудования, а социальная направленностьпроектов привлечь инвесторов для модернизации энергосистемы. Необходимость срочной модернизации энергосистемы путем вводановых энергоисточников, реконструкции и строительства линийэлектропередач, вызвана потребностью ввода дополнительныхэнергомощностей в связи с невозможностью обеспечить стабильноеэнергопотребление потребителей области и отсутствием нормативноготехнологического резерва в изолированной энергосистеме острова. Крометого, это позволит снизить риски возникновения техногенных катастроф,нарушения работы систем жизнеобеспечения и возникновения чрезвычайныхситуаций, вызванных аварийными остановами существующихэнергоисточников. В соответствии со статьей 26 «Принципы финансового обеспеченияосуществления органами государственной власти субъекта РоссийскойФедерации и по предметам совместного ведения Российской Федерации исубъектов Российской Федерации» Федерального закона № 184-ФЗ «Об общихпринципах организации законодательных (представительных) иисполнительных органов государственной власти субъектов РоссийскойФедерации» к полномочиям органов государственной власти отнесеныследующие функции, послужившие основанием для разработки программы иформирования программных мероприятий: - предупреждение чрезвычайных ситуаций межмуниципального ирегионального характера, стихийных бедствий, эпидемий и ликвидации ихпоследствий; - предупреждения ситуаций, которые могут привести к нарушениюфункционирования систем жизнеобеспечения населения, и ликвидации ихпоследствий; - организации и осуществления межмуниципальных инвестиционныхпроектов, а также инвестиционных проектов, направленных на развитиесоциальной и инженерной инфраструктуры муниципальных образований. 2. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ, ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ, СРОКИ И ЭТАПЫ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ 2.1. Цели и задачи реализации Программы Основные цели реализации Программы: 1. Создание условий для комплексного социально-экономическогоразвития Сахалинской области и превращения региона в устойчиворазвивающийся форпост России на Дальнем Востоке. 2. Сокращение инфраструктурных ограничений, препятствующихсоциально-экономическому развитию Сахалинской области. 3. Развитие электроэнергетики Сахалинской области для обеспечениянадёжного, стабильного и качественного электроснабжения потребителейСахалинской области. Задачи: Для обеспечения бесперебойного функционирования сахалинскойэнергосистемы и надёжного электроснабжения необходимы: - реконструкция существующих и строительство новыхэлектростанций; - строительство новых линий электропередачи и подстанций ссовременным оборудованием; - реконструкция и техперевооружение электросетевых объектов,исчерпавших нормативный срок службы, состояние которых несоответствует нормативным требованиям; - приведение механических характеристик ВЛ в соответствие сфактическими расчётно-климатическими условиями о. Сахалин (заменапровода и установка дополнительных опор); - повышение пропускной способности и надёжности схемы сети южнойчасти энергорайона; - увеличение трансформаторной мощности подстанций; - создания новых линий электропередачи и подстанций с современнымоборудованием; - разработка схемы выдачи мощности расширяемой Южно-СахалинскойТЭЦ-1 и нового энергоисточника, замещающего выбывающую генерирующуюмощность Сахалинской ГРЭС; - использование средств техприсоединения для обеспечениянадёжного электроснабжения новых потребителей; - создание современной, надёжной схемы плавки гололёда и другое. Существенное воздействие на темпы развития электроэнергетики вусловиях ее обособленности от энергетической системы России и соседнихдальневосточных регионов может оказать создание в области крупныхпромышленных производств, например по переработке углеводородногосырья, производству алюминия, строительных материалов, предприятийлесопереработки, обусловленное предпосылками инвестиционнойдеятельности и материально сырьевой базой региона. В Сахалинской области целесообразно создание энергоемкихпроизводств: газохимического комплекса, нефтеперерабатывающего завода(НПЗ), и алюминиевого завода. Потребляемая мощностьнефтегазохимического комплекса (в составе которого может быть НПЗ)составляет 900-1226 МВт. Оптимальным вариантом решения по размещениюгазохимического комплекса и НПЗ можно считать с. ИльинскоеТомаринского района. Предполагаемая потребляемая мощностьметаллургического завода по производству алюминия порядка 900 МВт,месторасположение Углегорский район. При строительстве данныхпромышленных комплексов центральная энергосистема перестанет бытькоммунально-направленной, так как объем потребления электроэнергиипромышленными потребителями позволит оптимизировать балансэнергопотребления. Для электроснабжения этих крупных промышленных потребителейнеобходимо строительство двух электростанций. На Солнцевскомместорождении бурого угля (Углегорский район) целесообразно разместитьконденсационную электростанцию мощностью 1320 МВт, с применениемтехнологий суперсверхкритических параметров пара (ССКП). На площадкенефтеперерабатывающего завода и газохимического комплекса (с.Ильинское) целесообразно размещение теплофикационной парогазовойэлектростанции мощностью 900-1226 МВт. Эти станции могут обеспечиватьновые производственные мощности электроэнергией и теплом, а такжезамещать мощность выбывающей Сахалинской ГРЭС. После ввода в эксплуатацию месторождений нефти и природного газа,разрабатываемых в рамках проектов «Сахалин-3, 4, 5» потребность вэлектрической мощности береговых комплексов подготовки (БКП) составит120 МВт (без учета резервов), из них 80 МВт – в Охинском районе, 40МВт – в Ногликском районе. Для обеспечения потребности в электроэнергии БКП, расположенных вОхинском районе, потребуется строительство новых энергоисточников.Годовая потребность в электроэнергии БКП в Центральном энергорайоне в2020 году составит 300 млн. кВт час, в Охинском энергоузле – 600 млн.кВт час. Основными перспективными проектами, планируемыми к реализации вэлектроэнергетике в ближайшее время, являются: 1. Модернизация и расширение Южно-Сахалинской ТЭЦ-1. 2. Техническое перевооружение и реконструкция Охинской ТЭЦ. 3. Строительство ГРЭС-2 на угле Солнцевского разреза длязамещения выбывающей из эксплуатации Сахалинской ГРЭС. В долгосрочнойперспективе могут быть реализованы: - расширение Сахалинской ГРЭС-2 для обеспечения потребности вэлектроэнергии алюминиевого завода. - строительство ТЭЦ для обеспечения энергоснабжениянефтегазохимического комплекса на юге о. Сахалин. 4. Реконструкция и строительство передающих сетей. Сроки реализации: Программа реализуется в период 2008 - 2020годов. Достижение ожидаемых технико-экономических результатов привыполнении Программы представлены в таблице 2.1.1. Таблица 2.1.1. Результаты реализации Программы |———————————————————————————————————————————————————|———————————————————————————————————|| Индикатор | Год || |————————|————————|————————|————————|| | 2005 | 2010 | 2015 | 2020 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||Ввод генерирующих мощностей, МВт за период | | | 140 | 2546* ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||Производство электроэнергии, млрд. кВт час, всего | 2,57 | 2,62 | 3,03 | 16,05 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||в том числе: | | | | ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- Сахалинская ГРЭС | 0,89 | 0,86 | 0,37 | ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- Южно-Сахалинская ТЭЦ | 1,21 | 1,24 | 1,81 | 1,81 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- Ногликская ГЭС | 0,20 | 0,20 | 0,20 | 0,20 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- Сахалинская ГРЭС-2 | | | | 6,45 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- ТЭЦ газоперерабатывающего комплекса | | | | 6,63 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- Охинская ТЭЦ | 0,24 | 0,25 | 0,24 | 0,24 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- блок-станции (и газовые мини-ТЭЦ) | 0,03 | 0,07 | 0,10 | 0,10 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- новые источники в ОЭР (компаний операторов | | | 0,31 | 0,62 ||шельфовых проектов) | | | | ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||Полезное потребление, млрд. кВт час, всего | 1,5 | 1,7 | 2,4 | 13,4 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||Технико-экономические показатели: | | | | ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- прирост численности занятых, тыс. чел. | | | 79 | 1909 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- удельный расход топлива, г у. т./кВт час | 456 | 449 | 288 | 267 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- увеличение налогов в региональный бюджет, млн. | | 20 | 316,2 | 2266,2 ||руб. | | | | ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|* с учетом расширения Сахалинской ГРЭС-2 – 1320 МВт, ТЭЦнефтегазохимического комплекса 1226 МВт 2.2. Развитие действующих электростанций Независимо от создания новых электроемких производств необходимопроведение реконструкции на действующих электростанциях: (1) Сахалинская ГРЭС До 2015 года включительно установленная и располагаемая мощностьСахалинской ГРЭС остается без изменения: установленная мощность 300МВт, располагаемая – 250 МВт. С 2016 года электростанция постепенновыводится из эксплуатации. Необходимый объем финансирования для поддержанияработоспособности существующих мощностей Сахалинской ГРЭС составит:|——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————|| Год | Млн. руб. ||——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————|| 2009 | 89,8 ||——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————|| 2010 | 779,6 ||——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————|| 2011 | 820,5 ||——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————|| 2012 | 699,3 ||——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————|| 2013 | 496,1 ||——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————|| Итого | 2885,3 ||——————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————| (2) Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 В Программе принят вариант реконструкции Южно-Сахалинской ТЭЦ-1,предусматривающий ввод в эксплуатацию дополнительной мощности наоснове современного газового оборудования и перевод существующихкотлов на природный газ. К 2013 году предлагается ввести в эксплуатацию первый газовыйблок, установленной мощностью 139,8 МВт и 90 Гкал/ч. По мере вывода изэксплуатации действующего оборудования, после отработки парковогоресурса и окончания сроков эксплуатации, потребуется постепенноезамещение его на аналогичное. Установленная мощность будетопределяться в зависимости от состава оборудования и объемапотребления. В рамках реализации проекта планируется разработка ивнедрение программно-технического комплекса. Данное мероприятиепозволит осуществить выбор оптимального режима обеспечения потребныхнагрузок путем различных сочетаний работы оборудования ТЭЦ-1 игазового энергоблока для обеспечения минимальной стоимости продукции,системной надежности и экономичности системы. Использование газового оборудования позволит существенно повыситьтепловую экономичность станции, отказаться от сложных схем доставкитоплива, существенно улучшить экологическую ситуацию в городе, снятьпроблемы размещения золоотвалов и обеспечить нормативныйтехнологический резерв мощностей. Ориентировочно расчетные капитальныевложения в модернизацию Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 до 2020 года составятоколо 10 млрд. руб. Выбор данного варианта модернизации обусловлен несколькимипричинами. Парковый ресурс турбины ПТ-60 выработан в 2008 году, Т-55 –в 2009 году, Т-110 – в 2015 году. То есть к 2015 году всеоборудование станции выработает нормативный ресурс. Предполагаетсяпровести реконструкцию и расширение ТЭС с использованием оборудования,аналогичного эксплуатируемому в настоящее время. При этом затраты вреконструкцию и расширение составят около 7 млрд. руб. Однакоэксплуатационные характеристики станции (КПД, удельные расходытоплива) практически не улучшатся. Газовые установки имеют меньшие в 2,0-2,5 раза единовременныекапиталовложения по сравнению с угольными электростанциями, поэтомуэффективнее выполнять перевооружение в варианте газоиспользующегооборудования. Продолжительность ввода (строительства) газовых электростанций в1,4-1,5 раз меньше по сравнению с продолжительностью ввода угольныхпаротурбинных электростанций, что также говорит об эффективностиперевода энергоисточников на газ. Рабочий ресурс стационарного газового оборудования составляет неменее 20 - 25 лет. По этому показателю они не уступают традиционнымпаротурбинным станциям. Угольные блоки, как правило, подверженысущественно большему износу по сравнению с газовыми установками.Примерно через 25000 часов работы для газотурбинных установокпредусматривается проведение капитального ремонта. Однако основнойэлемент, который при этом может потребовать замены – это горячая частьгазовой турбины. Ее стоимость относительно невелика и не превышает10% стоимости газовой турбины, что существенно не влияет на общуювеличину инвестиций, более того они дисконтированы во времени. Этотакже важно с точки зрения сокращения разовых единовременных затрат. Эффективность применения газотурбинных установок при газификацииЮжно-Сахалинской ТЭЦ-1 обусловлена, прежде всего, снижением тарифа наэлектроэнергию и тепло в результате сокращения расходов топлива (болееэффективного его использования) и снижения постоянных затрат (вчастности, амортизационной, инвестиционной составляющих) в связи сменьшими по сравнению с другими источниками капиталовложениями, и,кроме того, снижением антропогенной нагрузки на окружающую среду,сокращением отчуждения земельных территорий под золошлакоотвалы. Таким образом, газификация Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 состоит из 2-хнаправлений: - Перевод на газ существующих котлов ТЭЦ-1. Полная годоваяпотребность газа 570 млн. куб. м. Стоимость реконструкции 1,16 млрд.рублей. Резервное топливо уголь. Срок реализации: 2009 - 2014 годы.Начало потребления газа с 2011 года (1 котёл). Данное направлениерешает проблему экологии, топливной безопасности. Но не решает вопросповышения манёвренности станции и не решает проблему дефицита резервамощности. - Строительством 4-го энергоблока на газе. Годовая потребностьгаза 130 млн. куб. м. Данное направление вместе с переводомсуществующего оборудования ТЭЦ-1 на газ решает проблему экологии иобеспечивает резерв мощности, позволяет решить вопрос покрытиянеравномерности энергопотребления, также создаёт предпосылки длядальнейшего роста электропотребления Сахалинской области. В силу жизненной необходимости строительство 4-го энергоблока наЮжно-Сахалинской ТЭЦ-1 принято решение об опережающем финансировании иокончании строительства в 2012 году. В этом случае, необходимый объем финансирования мероприятий построительству составит:|———————————————————————————|————————————————————————————————|| Год | Млн. руб. ||———————————————————————————|————————————————————————————————|| 2009 | 2950 ||———————————————————————————|————————————————————————————————|| 2010 | 2520 ||———————————————————————————|————————————————————————————————|| 2011 | 2594 ||———————————————————————————|————————————————————————————————|| 2012 | 1565 ||———————————————————————————|————————————————————————————————||Итого (с учетом дефляторов)| 9629* ||———————————————————————————|————————————————————————————————| * Данный расчет выполнен на основе сводной сметы проекта, всоответствии с которым стоимость строительства оценивается в 7,949млрд. рублей в ценах 2009 года. Общий необходимый объем газа для Южно-Сахалинской ТЭЦ-1~ 700,3млн. куб. м. в год. Согласованный ОАО «Газпром», администрацией Сахалинской области иОАО «Сахалинэнерго» в октябре 2008 года график газификации ТЭЦ-1: - 2010 год – перевод первого котла на газ (начало потреблениягаза с 2011 года); - 2011 год – перевод второго котла на газ и ввод в работу 4-гоэнергоблока на газе (начало потребления газа с 2012 года); - 2012 год – перевод третьего котла на газ (начало потреблениягаза с 2013 года); - 2013 год – перевод четвертого и пятого котлов на газ (началопотребления газа с 2014 года). С 2014 года Станция полностью работает на газе, в том числе 4-ыйэнергоблок. ОАО «Газпром» подтвердил, что обладает ресурсами газа вСахалинской области для обеспечения газоснабжения Южно-СахалинскойТЭЦ-1 начиная с 31.12.2010. В настоящее время силами ОАО «Газпром»ведётся проектирование газопровода-отвода от основного магистральногогазопровода проекта «Сахалин-2» до Южно-Сахалинской ТЭЦ-1,строительство которого будет так же профинансировано ОАО «Газпром» изавершено до 31.12.2010. 30.01.2009 подписано предварительное Соглашение между ОАО«Сахалинэнерго» и ООО «Новосибирскрегионгаз» (ДЗО ОАО «Газпром») сопределением сроков и объемов поставок газа для Сахалинскойэнергосистемы. 03.03.2009 ОАО «Сахалинэнерго» получено разрешение наиспользование газа в качестве топлива для Южно-Сахалинской ТЭЦ-1. 11 мая 2009 года принято распоряжение Правительства РоссийскойФедерации № 645-р о получении с 2011 года доходов РоссийскойФедерацией от СРП по проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2» в счёт роялтии доли прибыльной продукции, в натуральной форме (газ) в целяхорганизации поставок газа потребителям ДВФО через уполномоченнуюорганизацию. Предполагается, что данной организацией будет определеноОАО «Газпром». Минфину России совместно с Минэнерго России поручено в3-месячный срок разработать порядок расчётов с бюджетной системойРоссийской Федерации при осуществлении данных мероприятий. Фактически– определить механизм ценообразования на газ, в том числе дляСахалинской энергосистемы. Таким образом, цена (формула цены) должнабыть определена Минфином России и Минэнерго России до сентября 2009года. В 2009 году ОАО «Сахалинэнерго» ведёт согласование условийдолгосрочного контракта на поставку газа с ООО«Новосибирскмежрегионгаз» (структура ОАО «Газпром»). Предварительноесогласование условий Контракта позволит оперативно заключить контрактна поставку газа сразу после установления Правительством РФ (формулы)цены на газ. С апреля 2009 года ведётся проектирование перевода на газкотлоагрегатов ТЭЦ-1. Проектирование должно быть завершено в конце 2009 года.Прогнозная стоимость перевода на газ котлоагрегатов ТЭЦ-1 составит ~1,1 млрд. рублей. Срок реализации проекта – 2009-2014 годы. (3) Ногликская ГЭС В период до 2020 года увеличение мощности Ногликской ГЭС непредусматривается. Однако к 2015 году возникает необходимостьреконструкцию станции в связи с отработкой паркового ресурса 3-хтурбин из 4-х, установленных на станции, целесообразнее провестиреконструкцию с установкой котлов- утилизаторов для теплоснабженияпотребителей пгт. Ноглики. Это намного увеличит КПД электростанции ипозволит оптимизировать схему теплоснабжения пгт. Ноглики, путемвывода из эксплуатации 11 отопительных котельных, что позволитсущественно снизить тарифы на тепло-электроэнергию. (4) Охинская ТЭЦ На Охинской ТЭЦ предусмотрен демонтаж отработавшего срокэксплуатации оборудования: в 2007 году турбины «Ланг» - 3 МВт, в 2008году – ПТ-25 и в 2012 году двух газовых турбин единичной мощностью 2,5МВт. С 2013 года по 2020 год установленная мощность Охинской ТЭЦсоставит 74 МВт, ее будет достаточно для обеспечения прогнозируемойэлектрической нагрузки района – 34-48 МВт. (5) Блок-станции С 2010 года выводится из эксплуатации блок-станция в Долинскомрайоне – ТЭЦ ООО «Долинские тепловые системы», вырабатывающаяэлектроэнергию для собственных нужд и частично обеспечивающаяпотребности рабочего поселка. Рисунок 2.2.1. Расположение основных энергетических объектов Сахалинской области в 2020 году (НЕ ПРИВОДИТСЯ) 2.3. Строительство новых электростанций (1) Сахалинская ГРЭС-2 Наиболее предпочтительным, с точки зрения достаточности запасовтоплива на весь срок эксплуатации и затрат на реализацию проекта,является вариант строительства угольной электростанции в Углегорскомрайоне. Основными целями реализации инвестиционного проекта построительству Сахалинской ГРЭС-2 мощностью 330 МВт являются: 1. Замещение выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС, а такжеувеличение общей мощности энергосистемы острова с учетом обеспеченияпотребностей перспективного развития экономики. 2. Создание запаса мощности и надежности энергетическойинфраструктуры для роста промышленности региона, развитияпроизводственного сектора. Необходимость строительства Сахалинской ГРЭС-2 неоднократноподтверждалась протоколами совещаний при губернаторе Сахалинскойобласти, ОАО «РАО ЭС Востока», решениями Правления и совета директоровРАО «ЕЭС России», заключениями профильных департаментов РАО, работамипроектных институтов. Прогнозная потребность в генерирующей мощности на запланированныймаксимум нагрузок 2010 – 2020 годы (приложение № 1) демонстрируетдефицит электрической мощности (не обеспечение нормативного дляизолированных энергосистем резерва мощности) в Центральномэнергорайоне Сахалина без строительства Сахалинской ГРЭС-2.Дополнительно представлены фактические показатели баланса мощности намаксимум нагрузок 1990 – 2009 годов (приложение № 2) и ожидаемыеограничения мощности ОАО «Сахалинэнерго» на 2010 год (приложение № 3). Техническая реализуемость проекта строительства СахалинскойГРЭС-2: 1. Топливообеспечение. Разведанных угольных запасов Солнцевского месторождения хватитдля снабжения топливом Сахалинской ГРЭС-2. Предлагается вариант строительства электростанции на бортуСолнцевского угольного месторождения, расположенного на западномпобережье центральной части о. Сахалин, в Углегорском районеСахалинской области, в 18 км к югу от районного центра г. Углегорска. В данном случае доставка топлива будет осуществляется со складана угольном разрезе Солнцевского месторождения с использованиемтранспортера (2 нитки). 2. Водоснабжение. Источником технического водоснабжения является р. Углегорка сподачей воды до площадки СГРЭС-2 с помощью насосных станций I и IIподъема. Применяется оборотная система водоснабжения пресной водой сбашенными градирнями. 3. Схема выдачи мощности. Для подключения ГРЭС-2 к энергосистеме Сахалинской областинеобходимо: - строительство ВЛ 220 кВ ГРЭС2 - ПС Углегорская; - перевод ВЛ 110 кВ ПС Углегорская - ПС Краснопольская нанапряжение 220 кВ; - расширение ПС Углегорская, ПС Краснопольская. Мощность электростанции необходимая для обеспечения нужд районасоставляет 330 МВт. Возможно расширение до 1320 МВт, для обеспечениянужд металлургического производства. В этом случае ввод мощностипервой очереди – 330 МВт в 2017г. С учетом доставки оборудования икоэффициентов удорожания строительно-монтажных работ для условийСахалинской области удельные капитальные вложения составят 112 тыс.руб./кВт. Суммарные капиталовложения первой очереди – 37 млрд. рублей.Федеральной целевой программой «Экономическое и социальное развитиеДальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года» предусмотреностроительство электростанции на основе использования месторожденияСолнцевское. Целью проекта является замещение выпадающих мощностейСахалинской ГРЭС (вывод из эксплуатации к 2017 году), а такжеувеличение общей мощности энергосистемы острова с учетом обеспеченияпотребностей перспективного развития экономики. Ввод в эксплуатацию этого объекта позволит создать промышленныеплощадки для размещения предприятий по переработке как добываемых натерритории Сахалинской области, так и импортируемых на территориюРоссийской Федерации полезных ископаемых (глинозем). Для реализациипроекта возможно привлечение средств Инвестиционного фонда РоссийскойФедерации. В рамках соглашения «О содействии в реализации инвестиционногопроекта» рассматривается возможность строительстваэнерго-металлургического объединения (ЭМО) с использованием ресурснойбазы Солнцевского месторождения. В рамках реализации проектапредполагается строительство алюминиевого завода мощностью около 380тыс. т, угольной ТЭС мощностью около 1320 МВт для обеспеченияпотребности в электроэнергии алюминиевого завода и Сахалинской областив части замещения выбывающих мощностей Сахалинской ГРЭС; угольногопредприятия мощностью около 3,5 млн. т в год и морского порта. Такжепредусматривается строительство целого комплекса объектов транспортнойи социальной инфраструктуры: электрических сетей, железной дороги,объектов социального обеспечения. РУСАЛом выполнено Концептуальное технико-экономическоеобоснование строительства данного промышленного комплекса. На текущиймомент ЗАО «РУСАЛ Глобал Менеджмент» подтверждает интерес к реализациипроекта, в связи с его актуальностью и готов вернуться к вопросуреализации проекта, как только появятся первые признаки экономическогороста компании. По заявлению компании современная технология ивыгодное географическое расположение энерго-металлургическогообъединения позволят конкурировать с самыми эффективными алюминиевымипроизводствами мира. Крайне важно приступить к проектированию новой электростанции(Сахалинской ГРЭС-2) в 2009 – 2010 годам, так как сроки реализациипроекта (2011 - 2013 годы), обозначенные в ФЦП, существенно занижены иявляются нереальными. Ориентировочный срок на проектирования истроительства Объекта фактически составит 7 – 8 лет, то есть новаястанция, при условии начала проектирования в 2010 г., сможет бытьвведена в эксплуатацию не ранее 2017 – 2018 годов, что являетсяпредельным и критичным сроком для Сахалинской энергосистемы. Строительство объекта может осуществляться в три очереди, приэтом основные капиталоемкие затраты, связанные со строительствомглавного корпуса, объектов топливоподачи, объектов ХВО, АБК, монтажкотлотурбинного оборудования, строительство дымовой трубы и прочихобъектов включены в первую очередь. В этой связи, основные затратыпланируются на 2011 – 2014 годы до ввода первой очереди. Учитывая, чтов планируемом графике поставка основного оборудования предусмотрена в2011 – 2014 годах, ввод второй и третьей очереди запланирован на2015, 2016 годы соответственно. Затраты на реконструкцию оборудования Сахалинской ГРЭС соизмеримысо стоимостью строительства новой электростанции. Для начала реализации необходимо: 1. Срочно начать проведение проектно-изыскательских работ. 2. Определить источник внебюджетных инвестиций по проекту. Донастоящего времени не определен внебюджетный источник финансированияданного проекта. Отсутствует стратегический инвестор, заинтересованныйв его реализации. В ФЦП «Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока иЗабайкалья на период до 2013 года» предусмотрены средства настроительство Сахалинской ГРЭС-2 в объеме 21,85 млрд. рублей, в томчисле из федерального бюджета – 13 млрд. рублей, из внебюджетныхисточников – 8,74 млрд. рублей. Срок строительства по ФЦП с 2009 по2013 год. Потребителями СГРЭС-2 останутся население и предприятияСахалинской области, получающие в настоящее время электрическуюэнергию от СГРЭС. Рост электропотребления по Сахалинской энергосистемесоставит примерно от 0,5% до 2% в год (по консервативному иоптимистичному сценарию соответственно). (2) ТЭЦ газоперерабатывающего комплекса Мощность электростанции 900-1226 МВт. Ввод мощности возможенпосле 2016 года. Удельные капитальные вложения в ПГУ оцениваются в 17тыс. руб./кВт. С учетом доставки оборудования и коэффициентовудорожания строительно-монтажных работ для условий Сахалинской областиудельные капитальные вложения в ПГУ составят 26 тыс. руб./кВт.Суммарные капиталовложения – 32 млрд. руб. (3) Автономные энергоисточники в Охинском районе Для электроснабжения береговых комплексов подготовки в Охинскомрайоне предусмотрено сооружение ГТУ суммарной мощностью 120 МВт. Вводмощности: в 2015 году – 60 МВт, в 2017 году – 60 МВт. С учетомрегиональных коэффициентов удельные капитальные вложения в ГТУоцениваются в 25 тыс. руб./кВт. Суммарные капиталовложения – 3 млрд.руб. (4) Новые блок-станции В 2010 году предусмотрен ввод в эксплуатацию газовых мини-ТЭЦ дляобеспечения потребности агропромышленных кластеров в объеме 150 МВт вТымовском, Долинском, Корсаковском и Анивском районах. 2.4. Развитие электрических сетей Развитие электрических сетей в 2008 - 2013 годах связано сповышением надёжности и безопасности электроснабжения потребителей иувеличением мощности электросетевого хозяйства для обеспечения ростаэлектропотребления. Существующая схема электрической сети не отвечает современнымтребованиям надёжности, так как механические характеристикизначительной части ВЛ не соответствуют фактическим гололёдно-ветровымнагрузкам острова. Для повышения надёжности и эффективностифункционирования схемы сети требуется реализация мероприятий,предусмотренных в ФЦП «Экономическое и социальное развитие ДальнегоВостока и Забайкалья на период до 2013 года». В программепредусмотрены средства на реконструкцию и строительство передающихсетей в Сахалинской области объеме 8,81 млрд. рублей, в том числе изфедерального бюджета – 2,5 млрд. рублей, из областного бюджета – 1,55млрд. рублей и из внебюджетных источников – 4,76 млрд. рублей. С учётом удорожания общий объём затрат на реализациюэлектросетевых проектов по Программе составит порядка 16 млрд. рублей. Обязательным условием получения федерального финансирования поФЦП является наличие проектной документации с положительнойгосударственной экспертизой. Необходимо предварительно готовить и,соответственно, заранее финансировать проектные работы поэлектросетевым объектам. Таким образом, в апреле-мае 2010 года должнабыть подготовлена проектная документация, прошедшая гос. экспертизу наряд электросетевых объектов, финансирование которых предусмотрено изфедерального бюджета с 2011 года, в том числе: Три линии, проектирование которых сейчас выполняется силамиадминистрации Сахалинской области, а именно: - строительство ВЛ 220 кВ от станции Тихая (ВЛ 220 кВ ДЗ«Макаров-Ильинск») до подстанции ПС «Ильинская» (разделениедвухцепного участка «Заходы на ПС «Ильинская» ДЗ, Д5»); - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Южная» – ПС «Хомутово-2» – ПС«Корсаковская»; - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Промузел» - ПС «Юго–Западная» - ПС«Хомутово-2» и ПС «Хомутово-2». В конце 2009 года будет завершено проектирование и пройденагосударственная экспертиза на проекты по данным линиям. С 2010 года в соответствии с ФЦП предполагается проектированиеещё 3-х линий, а именно: - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Петропавловская» - ПС «Невельская»; - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Луговая» - ПС «Петропавловская»; - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Шахтерская» - ПС «Бошняково». В процессе реконструкции воздушных линий планируется частичнаязамена опор, замена провода, установка датчиков гололеда. В процессереконструкции подстанций планируется замена изношенных трансформаторови распределительных устройств, монтаж современной системы измерений иустановок плавки гололеда. Реконструкция линий электропередач 220 кВ: Д6, Д5, Д9, Д10, Д12,Д8. Реконструкция линий электропередач 110 кВ: С22 «Холмск-Южная –Невельск», С23 «Невельск – Горнозаводск», С13, С14 «Южно-Сахалинская –Промузел», С12 «Южно-Сахалинская – Южная». Реконструкции подстанций 110 кВ и 220 кВ: «Южно-Сахалинская»,«Ильинская», «Холмская», «Углезаводская», «Краснопольская», «Южная»,«Корсаковская», «Поронайская», «Промузел», «Луговая», «Углегорская»,«Шахтерская», «Невельская», «Александровская». В период 2009 - 2013 годов одновременно с реконструкциейнеобходимо развитие электрических сетей 110 кВ в г. Южно-Сахалинске июжной части острова, пропускная способность которых практическиисчерпана, а возможность подключения новых потребителей к действующимподстанциям 110 и 35 кВ центральной части города ограничена. Учитывая это, необходимо строительство следующих электросетевыхобъектов: - ВЛ 110 кВ «ВЛ 110 кВ «ПС «Южная» - ПС «Хомутово-2» - ПС«Корсаковская» (42,1 км) для повышения надёжности электроснабженияпотребителей южной части энергосистемы (с использованиемнезавершенного строительства ВЛ на участке «Корсаковская –Мицулёвка»); - ВЛ 110 кВ «Южно-Сахалинская – Южная» (5,5 км), предназначеннойдля увеличения пропускной способности сети в направлении ПС «Южная» иповышения надёжности электроснабжения потребителей южной части города; - строительство подстанции «Центр-2» в г. Южно-Сахалинске повыситнадежность работы энергосистемы, даст возможность подключения новыхпотребителей. В связи с критическим состоянием Южного энергоузластроительство данной подстанции необходимо завершить в 2009-2010годах. В комплексе со строительством ВЛ 110 кВ ПС «Промузел» - ПС«Юго-Западная» - ПС «Хомутово-2» будет решена проблема дефицитамощностей в областном центре. Поэтому строительство данной линииэлектропередач необходимо завершить в кратчайшие сроки; (В редакцииПостановления Правительства Сахалинской области от 05.03.2010 г. N 74) - строительство ВЛ-110 кВ ПС «Промузел» - ПС «Юго–Западная» - ПС«Хомутово-2» и ПС «Хомутово-2» обеспечит второе питание по 110 кВподстанций «Хомутово-110» и «Юго-Западная-110». С созданием данного«кольца» линий электропередач 110 кВ будут обеспечены надежность,стабильность и качество электроснабжения Областного центра; - строительство ВЛ 220 кВ от станции Тихая (ВЛ 220 кВ ДЗ«Макаров-Ильинск») до подстанции ПС «Ильинская» необходимо дляповышения надежности работы энергосистемы; - учитывая ограниченную пропускную способность действующей сети35-110 кВ и ожидаемый рост нагрузки в юго-западной части г.Южно-Сахалинска необходимо сооружение нового центра питания сети 110кВ – ПС 110/35/6 кВ «Юго-Западная» (2х16 МВА); - для повышения надежности электроснабжения потребителей г.Южно-Сахалинска в 2009 - 2012 годах планируется строительствокабельных сетей в г. Южно-Сахалинске. Это обусловлено 100% износомбольшинства (80%) кабельных ЛЭП, осуществляющих питание микрорайоновг. Южно-Сахалинска от узловых подстанций 110/35/6 кВ и 35/6 кВ; - строительство ВЛ 110 кВ ПС «Луговая» - ПС «Петропавловская» -ПС «Невельская» повысит надежность электроснабжения Невельского районапутем резервирования ПС «Невельская», обеспечит надежное икачественное электроснабжение потребителей первой и второй категории,располагающихся в Невельском районе; - необходимость строительства ЛЭП от ПС «Шахтерская» до ПС«Бошняково» обусловлена неудовлетворительным состоянием и частымиаварийными отключениями ЛЭП 35 кВ«Шахтерск-Тельновск-Лесогорск-Бошняково», по которой осуществляетсяэлектроснабжение пос. Бошняково, Тельновский, Лесогорск. Ввод линииснизит уровень аварийных отключений вследствие погодных явлений; болеедоступная к эксплуатации трасса прохождения ЛЭП приведет к уменьшениюзатрат на ее эксплуатацию, сокращению времени на обнаружение местаповреждения, локализации аварии и устранения последствий аварийныхповреждений; возможность наращивания дополнительной мощности создаствозможность для развития угольной промышленности; - строительство новой подстанции «Бошняково» обусловленофизическим и моральным износом существующей подстанции, необходимостьюее демонтажа в связи с неудовлетворительным состоянием. Строительствоновой подстанции повысит надежность электроснабжения западногорайона, даст возможность развития Бошняковского угольногоместорождения. Решение вышеназванных проблем, в случае выполнения мероприятий построительству Сахалинской ГРЭС-2 в запланированные сроки, возможноследующим путем: строительство ВЛ-220 кВ «ГРЭС-2 (ПС «Шахтерская») -ПС «Бошняковская» - ПС «Смирныховская». Необходимость строительстваданной линии обусловлена следующими причинами: - ВЛ 220 кВ (Д-2) «ПС «Краснопольская» - Сахалинская ГРЭС» имеетвысокую степень износа, эксплуатация ее из-за труднодоступноститребует больших затрат. При ее повреждении надежное и эффективноерезервирование генерирующих мощностей Ногликской ГЭС будет затрудненоиз-за большой протяженности электропередачи по схеме 220 кВ «ГРЭС-2» -ПС «Ильинская» - ПС «Макаровская» - РУ «Сахалинская ГРЭС» – ПС«Смирных» - ПС «Тымовская» - ПС «Ногликская» (даже с учетомстроительства ВЛ 220 кВ «ПС «Ильинская» - ст. Тихая»). Попротяженности данная схема равноценна резервированию Ногликской ГЭС засчет генерации ТЭЦ-1. При этом предусмотренная программойреконструкция ВЛ 220 кВ (Д-2) «ПС «Краснопольская» - СахалинскаяГРЭС», в составе мероприятий по реконструкции электросетей в сумме9240 млн. рублей, не потребуется; - кроме того, ввод в работу ВЛ-220 «ГРЭС-2» – ПС «Бошняковская» -ПС «Смирныховская» позволит резервировать центр питания ПС «Смирных»,что обеспечит повышение надежности электроснабжения Тымовского,Александровск-Сахалинского, Ногликского, Смирныховского, Поронайскогоэнергоузлов. Будет обеспечено резервирование линий 220 кВ (Д-2) «ПС«Краснопольская» - Сахалинская ГРЭС» и (Д3+Д1) «ПС «Ильинская» -Сахалинская ГРЭС» при их отключении. Прохождение вдоль транспортноймагистрали «Шахтерск-Бошняково-Смирных», предусмотренной схемой,обеспечит удобную эксплуатацию данной ЛЭП; - при этом необходимо будет учесть возможное развитиеСмирныховской промзоны (планируемое строительство цементного завода сэлектрической нагрузкой до 30 МВт) и возможность развитияпроизводственных мощностей в районе Бошняковской промзоны, в первуюочередь угледобычи. При принятии решения о строительстве ВЛ-220 кВ«ГРЭС-2 (ПС «Шахтерская») - ПС «Бошняковская» - ПС «Смирныховская»будет необходимо внесение соответствующих корректировок в программу; - строительство ВЛ 110 кВ от ПС «Тымовская» до ПС«Александровская» необходимо для приведения воздушной ЛЭП всоответствие с требованиями районных климатических условий,изменившихся с момента проектирования существующей линии, а такжеповышения надежного электроснабжения Александровского района.Строительство запланировано на 2014 - 2020 годы, так жерассматриваются варианты обеспечения автономного энергоснабженияАлександровск-Сахалинского района с установкой современной дизельнойэлектростанции (типа «Катерпиллер») или ГТУ на природном газе. Кроме того, для подключения Сахалинской ГРЭС-2 к энергосистемеСахалинской области необходимо: - строительство ВЛ 220 кВ «Солнцевская ГРЭС – ПС Углегорская»; - перевод ВЛ 110 кВ ПС «Углегорская» – ПС «Краснопольская» нанапряжение 220 кВ; - расширение ПС «Углегорская», ПС «Краснопольская». Капитальные вложения в реконструкцию сетей в период 2009 - 2020годов оцениваются в 9240 млн. руб., в новое строительство – в 7010млн. руб. Развитие электрических сетей в 2016 - 2020 годах будет связано собеспечением бесперебойного функционирования энергосистемы и надёжногоэлектроснабжения, оптимизации существующих электросетей для созданиямобильной инфраструктуры способной обеспечивать электроснабжениерегиона и условия для преодоления посткризисного синдрома. В перспективе возможен ввод новых центров питания сети 110 кВ, вкачестве которых предварительно приняты ПС 110 кВ «Анива-2» и«Родник». Место размещения и сроки ввода новых центров питания сети110 кВ требуют уточнения. Помимо развития электрических сетей требуется реконструкцияглавной схемы электрических соединений Сахалинской ГРЭС в связи свыводом ее из эксплуатации. Присоединение автономных энергоисточников нефтегазовых проектов кэлектрическим сетям ОАО «Сахалинэнерго» затруднено из-за техническогорегламента работы сверхкатегорийных объектов, к которым они относятсяв соответствии с требованиями ПУЭ. В связи со значительнойудаленностью этих объектов от электрических сетей энергосистемы, ихподключение также экономически нецелесообразно. Единственный объект,присоединение которого к сетям энергосистемы экономически обосновано –завод СПГ в п. Пригородное. Стоимость работ по присоединениюоценивается в 213 млн. руб., выдаваемая мощность – 50 МВт (4,3 тыс.руб./кВт, что в 6 раза меньше удельных капиталовложений встроительство новых газовых мощностей). Присоединение электростанциизавода СПГ к энергосистеме позволит снизить напряженность во времяпроведения намечаемых реконструкций электростанций, а такжедополнительно резервировать мощность самого завода. Однако, какотмечалось выше, трудности в технической эксплуатации и диспетчерскомуправлении ТЭЦ завода СПГ при работе его в общую сеть, ставят подсомнение целесообразность реализации данного проекта. 2.5. Баланс мощности и электроэнергии, потребность в топливе электростанций В среднесрочной перспективе требуется не менее 668 МВтустановленной мощности для обеспечения максимума нагрузок ЦЭР – 543МВт (с учетом нормативного резерва мощности для изолированныхэнергосистем 23% согласно Методическим рекомендациям по проектированиюразвития энергосистем). В случае реализации стратегического сценария развития ТЭК доляугольных электростанций составит 40%, доля газовых – 60%. Производствоэлектроэнергии в 2020 году по сравнению с 2005 годом возрастет в 6,2раза. Перспективные балансы мощности и электроэнергии Центральногоэнергорайона и Охинского энергоузла Сахалинской энергосистемы с учетомразвития приведены в таблицах 2.5.1-2.5.4.Таблица 2.5.1. Баланс электроэнергии Центрального энергорайона, млн. кВт час/год (при умеренном варианте развития) |————————————————————————————|———————————————————————————————————————————————————————————————————|| Статья баланса | Год || |———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————|| | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||Потребление, всего | 2328 | 2393 | 2401 | 2374 | 2348 | 2380 | 2481 | 15203 ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||Собственные нужды | 318 | 366 | 358 | 353 | 348 | 352 | 240 | 930 ||электростанций | | | | | | | | ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||Потери в электросетях | 704 | 632 | 603 | 570 | 540 | 530 | 400 | 1680 ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||Полезное потребление | 1306 | 1395 | 1440 | 1451 | 1460 | 1498 | 1841 | 12593 ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||Производство, всего | 2328 | 2393 | 2401 | 2374 | 2348 | 2380 | 2481 | 15203 ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||в том числе: | | | | | | | | ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||- Сахалинская ГРЭС* | 892 | 950 | 878 | 797 | 784 | 864 | 371 | ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||- Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 1212 | 1199 | 1273 | 1327 | 1314 | 1246 | 1153 | 1153 ||(существующее оборудование)*| | | | | | | | ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||- 4-й энергоблок на | | | | | | | 657 | 657 ||Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 | | | | | | | | ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||- Ногликская ГЭС** | 197 | 200 | 200 | 200 | 200 | 200 | 200 | 200 ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||- Сахалинская ГРЭС-2 (*с | | | | | | | |428/6456* ||учетом расширения) | | | | | | | | ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||- ТЭЦ газоперерабатывающего| | | | | | | | 6637 ||комплекса | | | | | | | | ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————||- Блок-станции и газовые | 27 | 44 | 50 | 50 | 50 | 70 | 100 | 100 ||мини-ТЭЦ | | | | | | | | ||————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|——————————| * источник ОАО «Сахалинэнерго» ** источник Ногликская ГЭС Таблица 2.5.2. Баланс электроэнергии Охинского энергоузла, млн. кВт(час/год |——————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————————————————————|| Статья баланса | Год ||——————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————————————————————||——————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|—————————|—————————|| | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 ||——————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|—————————|—————————||——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————||Потребление, всего | 240 | 243 | 250 | 255 | 249 | 248 | 550 | 858 ||——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————||Собственные нужды | 37 | 36 | 38 | 38 | 38 | 38 | 53 | 70 ||электростанций | | | | | | | | ||——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————||Потери в электросетях | 24 | 24 | 25 | 26 | 25 | 26 | 33 | 52 ||——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————||Полезное потребление | 179 | 183 | 187 | 191 | 186 | 184 | 464 | 736 ||——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————||Производство, всего | 240 | 243 | 250 | 255 | 249 | 248 | 550 | 858 ||——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————||- Охинская ТЭЦ | 240 | 243 | 250 | 255 | 249 | 248 | 241 | 241 ||——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————||- Новые энергоисточники | | | | | | | 309 | 617 ||——————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|————————|————————| Таблица 2.5.3. Баланс мощности Центрального энергорайона Сахалинской области, без учета ТЭЦ, газоперерабатывающего комплекса и блок-станций |——————————————————————————————————————————————|——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————|| Статья баланса | Год || |—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————|| | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————|| ПОТРЕБНОСТЬ | 2328 | 2393 | 2401 | 2374 | 2348 | 2380 | 2481 | 2458 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————||Производство электроэнергии, млн. кВт(час | | | | | | | | ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————||Максимум нагрузки, МВт | 414 | 421 | 419 | 433 | 406 | 408 | 418 | 428 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————||Число часов использования максимума нагрузки, | 5557 | 5600 | 5669 | 5434 | 5711 | 5710 | 5743 | 5742 ||часов | | | | | | | | ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————||Резерв мощности, МВт | 104 | 105 | 105 | 108 | 102 | 102 | 105 | 107 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————||То же в % к максимуму | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————||Итого потребность, МВт | 518 | 526 | 524 | 541 | 508 | 510 | 523 | 535 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————|| ОБЕСПЕЧЕНИЕ | | | | | | | | ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————||Установленная мощность, МВт, всего | 573 | 573 | 573 | 573 | 573 | 573 | 712 | 742 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————|| - Сахалинская ГРЭС | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 | ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————|| - Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 (уголь) | 225 | 225 | 225 | 225 | 225 | 225 | | ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————|| - Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 (газ) | | | | | | | 364 | 364 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————|| - Ногликская ГЭС | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 | 48 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————|| - Сахалинская ГРЭС-2 | | | | | | | | 330* ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————||Используемая в балансе мощность, МВт | 511 | 483 | 500 | 517 | 516 | 516 | 532 | 547 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————||Дефицит (-), избыток (+), МВт | -7 | -43 | -24 | -24 | 9 | 6 | 10 | 12 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————||Фактический резерв мощности, МВт | 97 | 62 | 81 | 84 | 110 | 108 | 114 | 119 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————||То же в % к максимуму | 23 | 15 | 19 | 19 | 27 | 26 | 27 | 28 ||——————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|———————|—————————|——————————|* без учета возможного расширенияИсточник ОАО «Сахалинэнерго»Таблица 2.5.4. Баланс мощности Охинского энергоузла Сахалинской области, без учета новых энергоисточников |----------------------------------------------|-----------------------------------------------------------------|| Статья баланса | Год || |-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------|| | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------|| ПОТРЕБНОСТЬ | | | | | | | | ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||Производство электроэнергии, млн. кВт(час | 240 | 243 | 250 | 255 | 249 | 248 | 241 | 241 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||Максимум нагрузки, МВт | 35,5 | 37,5 | 37,5 | 39 | 39 | 39 | 37 | 37 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||Число часов использования максимума нагрузки, | 6752 | 6475 | 6608 | 6528 | 6385 | 6359 | 6514 | 6514 ||часов | | | | | | | | ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||Резерв мощности, МВт | 25 | 25 | 25 | 25 | 23 | 23 | 23 | 23 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||То же в % к максимуму | 70,4 | 66,7 | 66,7 | 64,1 | 59 | 59 | 62,2 | 62,2 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||Итого потребность, МВт | 61 | 62,5 | 62,5 | 64 | 62 | 62 | 60 | 60 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------|| ОБЕСПЕЧЕНИЕ | | | | | | | | ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||Установленная мощность, МВт, всего | 102 | 100,5 | 99 | 99 | 99 | 99 | 99 | 74 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||в том числе: | | | | | | | | ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------|| - Охинская ТЭЦ | 102 | 100,5 | 99 | 99 | 99 | 99 | 99 | 74 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||Используемая в балансе мощность, МВт | 102 | 100,5 | 99 | 99 | 74 | 74 | 74 | 74 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||Дефицит (-), избыток (+), МВт | 41,5 | 38 | 36,5 | 35 | 12 | 12 | 14 | 14 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||Фактический резерв мощности, МВт | 67 | 63 | 61,5 | 60 | 35 | 35 | 37 | 37 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------||То же в % к максимуму | 187,3 | 168 | 164 |153,85 | 89,74 | 89,74 | 100 | 100 ||----------------------------------------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|--------|--------| Потребность в топливе электростанций Сахалинской области до 2010года практически не изменится, а к 2015 году возрастет и составит 1,4млн. т у. т., в 2020 году – 4,9 млн. т у. т. в случае реализациистратегического сценария развития ТЭК (таблица 2.5.5). Доля угля втопливном балансе электростанций Сахалинской области снизится с 80% внастоящее время до 40% к 2020 году, доля газа возрастет с 20% до 60%(таблицы 2.5.6, 2.5.7). Таблица 2.5.5. Потребность в топливе действующих и перспективных электростанций Сахалинской области, тыс. т у. т./год |————————————————————————————|———————————————————————————————————————————————————————————————|| Электростанция | Год || |————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————|| | 2005 | 2006 | 2007| 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 ||————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————||Сахалинская ГРЭС | 447 | 479 | 440 | 400 | 399 | 438 | 196 | ||————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————||Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 624 | 621 | 651 | 670 | 665 | 642 | 876,4 | 876,4 ||————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————||Ногликская ГТС | 93 | 98 | 95 | 95 | 95 | 95 | 95 | 95 ||————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————||Сахалинская ГРЭС-2 | | | | | | | | 184/1821* ||————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————|| ТЭЦ | | | | | | | | 1800 ||нефтегазоперерабатывающего | | | | | | | | ||комплекса | | | | | | | | ||————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————||Охинская ТЭЦ | 166 | 162 | 165 | 162 | 158 | 157 | 157 | 160 ||————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————||Новые энергоисточники в | | | | | | | 82 | 164 ||Охинском энергоузле | | | | | | | | ||————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————||Всего | 1330 | 1360 | 1351 | 1327 | 1317 | 1332 |1406,4 |3279,4\4916|| | | | | | | | | ,4 ||————————————————————————————|————————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|———————————|*с учетом расширения Таблица 2.5.6. Потребность в угле действующих и перспективных электростанций Сахалинской области, тыс. т/год |——————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————————————|| Электростанция | Год ||——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————|| | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 ||——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————||Сахалинская ГРЭС | 289 | 902 | 845 | 775 | 760 | 834 | 373 | ||——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————||Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | 994 | 1010 | 1045 | 1069 | 1090 | 1052 | | ||——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————||Сахалинская ГРЭС-2 | | | | | | | |293/2956* ||——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————||Всего | 1283 | 1912 | 1890 | 1844 | 1850 | 1886 | 373 | 293/2956 ||——————————————————————————————|——————|——————|——————|——————|——————|——————|———————|——————————|*с учетом расширения Таблица 2.5.7. Потребность в природном газе действующих и перспективных электростанций Сахалинской области, млн. куб. м/год |——————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————————————————————————|| Электростанция | Годы ||——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|| | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 ||——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||Южно-Сахалинская ТЭЦ-1 | | | | | | | 700,3 | 700,3 ||——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||Ногликская ГЭС | 83 | 87 | 84 | 84 | 84 | 84 | 84 | 84 ||——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||ТЭЦ газоперерабатывающего | | | | | | | | 1697 ||комплекса | | | | | | | | ||——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||Охинская ТЭЦ | 147 | 143 | 146 | 144 | 140 | 139 | 142 | 149 ||——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||Новые энергоисточники в Охинском | | | | | | | 73 | 145 ||энергоузле | | | | | | | | ||——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||Всего | 229 | 230 | 230 | 227 | 223 | 223 | 999,3 |2775,3 ||——————————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| 3. СИСТЕМА ПРОГРАММНЫХ МЕРОПРИЯТИЙ 3.1. Хозяйственно-технические мероприятия 1. Разработка Программы повышения эффективности использованиятоплива (энергии) в электроэнергетике (2010 год). 2. Модернизация Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2008 – 2020 годы). 3. Техническое перевооружение и реконструкция Охинской ТЭЦ (2007– 2011 годы). 4. Приведение механических характеристик ВЛ в соответствие сфактическими расчётно-климатическими условиями (замена провода иустановка дополнительных опор) (ежегодно). 5. Увеличение трансформаторной мощности существующих подстанций(установка вторых трансформаторов, элегазовых выключателей вместоотделителей и короткозамыкателей, замена трансформаторов, отслужившихнормативный срок службы) (ежегодно). 6. Создание современной, надёжной схемы плавки гололёда и средствконтроля за гололёдными нагрузками с передачей информации надиспетчерский пункт энергосистемы с использованием спутниковой связи(2009 – 2015 годы). 7. Внедрение АСКУЭ БП с целью снижения коммерческих потерьэлектроэнергии (2007 – 2010 годы). 8. Продление паркового ресурса турбин ПТ-60 и Т-55Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2010–2011 годы). 9. Расширение золоотвалов Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2010 год). Полный перечень мероприятий приведен в приложении № 1. 3.2. Научно-проектные мероприятия 1. Проектно-изыскательские работы по строительству 4-гоэнергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (2008-2009 годы). 2. Разработка мероприятий по выводу из эксплуатации СахалинскойГРЭС (2010-2011 годы). 3. Разработка проектной документации на строительство СахалинскойГРЭС-2 (2010-2011 годы). 4. Разработка ходатайства о намерениях по строительствугазоперерабатывающего комплекса (2011 год). 5. Окончание разработки рабочей документации техперевооружения иреконструкции Охинской ТЭЦ (2009 год). 6. Разработка схемы выдачи мощности расширяемой Южно-СахалинскойТЭЦ-1, ТЭЦ газоперерабатывающего комплекса и Сахалинской ГРЭС-2 (2009– 2012 годы). 7. Разработка проектной документации по реконструкции линийэлектропередачи и трансформаторных подстанций (ежегодно). 8. Разработка проектной документации по строительству новых линийэлектропередачи и трансформаторных подстанций (ежегодно). 3.3. Финансово-экономические мероприятия 1. Обязательное обеспечение обязательств по финансированиюмероприятий федеральной целевой программы «Экономическое и социальноеразвитие Дальнего Востока и Забайкалья на период до 2013 года». 2. Оценка требуемых объемов финансирования с учетоминдексов-дефляторов, то есть в ценах соответствующих лет. 3. Ежегодное рассмотрение при планировании бюджета предложений пофинансированию инвестиционных проектов программы сверхзапланированных объемов по внепрограммной части в соответствии сфактической потребностью в средствах, для ликвидации дефицитафинансирования. 4. Обеспечение финансирования мероприятий за счет внебюджетныхисточников. 5. Работа с зарубежными и российскими инвестиционными компаниямипо участию в инвестиционных проектах. 6. Снижение сверхнормативных потерь до уровня нормативных. 7. Снижение непроизводительных расходов и издержек предприятия. 8. Принятие сбалансированных тарифных решений с учетомнеобходимости увеличения инвестиционной программы регулируемыхорганизаций на финансирование объектов реконструкции в энергетике(включая проектирование), в рамках действующего законодательства, засчет тарифной составляющей. 9. Обязательное выполнение инвестиционной программыэнергокомпаниями. 10. Проведение торгов по выбору исполнителей проекта всоответствии с 94-ФЗ. 11. Активизировать и систематизировать работу по увеличениюприсоединения мощности новых потребителей. 12. Работа с Правительством Российской Федерации по вопросамликвидации дефицита финансирования по федеральной целевой программе«Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья напериод до 2013 года», увеличения объемов финансирования по программе,продления сроков выполнения мероприятий, снижения объемов внебюджетныхисточников и увеличения объемов финансировании из федеральногобюджета. 13. Проработка вопросов в Правительстве Российской Федерации пополучению финансовой поддержки (целевых дотаций, субсидий) изфедерального бюджета на поддержание энергосистемы и выравниваниятарифа. 14. Разработка и реализация энеросберегающих мероприятий. 4. РЕСУРСНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОГРАММЫ Потребность в топливе электростанций рассмотрена в разделе 2.5настоящей Программы. Основой для оценки потребности в средствах на реализациюмероприятий программы на период до 2013 года явилась федеральнаяцелевая программа «Экономическое и социальное развитие ДальнегоВостока и Забайкалья на период до 2013 года» (далее - ФЦП). Однако, всвязи с отраженной в ФЦП потребностью в средствах в ценах 2006 года(то есть периода формирования программы) и оценочной стоимостью безналичия проектов, запланированные объемы финансирования несоответствуют фактической стоимости объектов, и будут пересчитыватьсяв цены соответствующих лет при планировании бюджета и инвестиционнойпрограммы энергокомпаний на каждый предстоящий год. Оценка стоимостимероприятий по имеющимся проектным и предпроектным проработкам принятав соответствии со сводно-сметными расчетами и данными проекта:реконструкция Охинской ТЭЦ, строительство 4-го энергоблока наЮжно-Сахалинской ТЭЦ-1, строительство подстанции «Центр-2», линииэлектропередач 110 кВ «Южно-Сахалинская-Южная», строительствокабельных сетей в г. Южно-Сахалинске (2009 год). Стоимость объектов,не имеющих проектной оценки в связи с отсутствием готовых проектов,определена по аналогам, включает в себя стоимость проектирования ибудет уточняться в дальнейшем при ежегодном планировании. При этомбазовая стоимость реализации проектов по аналогам определенапроектным институтом ОАО «Дальэнергосетьпроект» (г. Владивосток). Краткосрочный период программы до 2010 года определенфинансированием из бюджетных источников в заданных параметрахвыполненных и выполняемых проектов и в соответствии с решениямипостановлений Сахалинской областной Думы от 02.07.2009 № 2/12/376-5 иадминистрации Сахалинской области от 07.07.2009 № 469-ра о созданииОАО «Сахалинская энергетическая компания», а также инвестиционнымипрограммами ОАО «Сахалинэнерго», ОАО «Охинская ТЭЦ». В период после окончания действия срока ФЦП определена толькопотребность в финансировании мероприятий по модернизации объектовэнергосистемы, которую предполагается обеспечивать за счетвнебюджетных источников. В связи невозможностью передачи средств ОАО «Сахалинэнерго» путемпроведения дополнительной эмиссии из-за блокирования ее миноритарнымиакционерами, объекты реконструкции (включая проектирование),необходимо выполнять в рамках инвестиционной программы компании, в томчисле за счет тарифной составляющей. В связи со сложностью привлечения внешних инвесторов дляреализации мероприятий программы внебюджетные источники,предусмотренные в программе, предполагают средства ОАО«Сахалинэнерго», ОАО «НК-Роснефть», ОАО «РАО ЭС Востока». Длявозможности своевременного обеспечения внебюджетного источника состороны ОАО «Сахалинэнерго» в запланированном объеме, необходимоежегодно рассматривать дополнительные меры по их обеспечению приформировании тарифа и/или тарифных надбавок. В связи с высокой социальной значимостью отдельных мероприятийпрограммы, опережающим финансированием из бюджета Сахалинской областив 2009 году выделены средства на «Строительство 4-го энергоблока наЮжно-Сахалинской ТЭЦ-1». В соответствии с постановлением Сахалинскойобластной Думы от 02.07.2009 № 2/12/376-5 и распоряжениемадминистрации Сахалинской области от 07.07.2009 № 469-ра о созданииОАО «Сахалинская энергетическая компания», в дальнейшем до конца 2009года необходимо увеличить объем финансирования строительства изобластного бюджета для размещения заказа на оборудованиедолговременного срока изготовления и начала подготовительного цикластроительства: В ОАИП на 2009 год уже предусмотрено 1 112 672 000 руб., из них262 672 000 руб. на окончание проектных работ, и 850 000 000 руб.взнос в уставной капитал ОАО «Сахалинская энергетическая компания»,что превышает сумму финансирования из областного бюджета, указанную вФЦП. Вышеуказанными нормативными актами принято решение о созданиикомпании ОАО «Сахалинская энергетическая компания» для получениябюджетных инвестиций из областного и федерального бюджета настроительство объекта и выполнения функций дирекции(заказчика-застройщика) по объекту. В связи с принятыми в ФЦПусловиями о финансировании объектов в виде акционерной собственности врамках действующего законодательства возможна передача бюджетныхинвестиций акционерным обществам в виде вкладов в уставный капитал.Поэтому до конца 2013 года финансирование из областного бюджета будетосуществляться на взнос в уставный капитал ОАО «Сахалинскаяэнергетическая компания». В соответствии с вышеуказанным постановлением Сахалинскойобластной Думы и распоряжением администрации Сахалинской областиСахалинская область планирует внесение в уставной капитал компании 2650 000 000 руб. из областного бюджета. Внебюджетный источник по реализации объекта «Строительство 4-гоэнергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1» - ОАО «РАО ЭС Востока. Согласнорешению Совета Директоров компании в уставной капитал ОАО«Сахалинская энергетическая компания» будет внесено 1 000 000 000руб., из них: в 2009 году - 300 000 000 руб., в 2010 году –300 000 000 руб., в 2011 году – 400 000 000 руб. В соответствии спроектом стоимость строительства 4-го энергоблока составляет 7,949млрд. рублей в ценах 2009 года. Недостаток внебюджетногофинансирования по объекту в дальнейшем планируется обеспечивать изсредств областного бюджета за счет выделения средств сверхпредусмотренных ФЦП объемов в соответствии с фактической потребностью. В связи неудовлетворительным состоянием основных фондовэнергетики программа носит социальный характер и является мерой попредупреждению возникновения чрезвычайных ситуаций. Однако послевыполнения мероприятий программы становиться возможным содержаниеэнергооборудования за счет средств амортизационных отчислений.Прогнозируемые количественные показатели реализации программыприведены в приложении № 1 к настоящей Программе. Потребность в капитальных вложениях в развитие электроэнергетикидо 2020 года оценивается в 116,56 млрд. руб. (в текущих ценах). Источниками финансирования Программы являются: -средства областного бюджета, которые предусматриваются законамиСахалинской области об областном бюджете Сахалинской области насоответствующий финансовый год; -средства федеральных и местных бюджетов; -средства из внебюджетных источников (личные средства граждан,собственные и привлеченные средства предприятий, частные инвестиции,кредитные ресурсы). Ежегодное финансирование мероприятий Программы за счетобластного бюджета осуществляется в пределах средств,предусматриваемых законом Сахалинской области об областном бюджетеСахалинской области на соответствующий финансовый год, и можеткорректироваться. Объемы указанных средств по всем источникам подлежат ежегодномууточнению. Основные источники финансирования и объемы затрат на реализациюПрограммы представлены в приложении № 1 к настоящей Программе. Таблица 4.1.1. Перечень инвестиционных проектов в электроэнергетике Сахалинской области |—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————|| Энергетический объект |Капитальные вложения, | Срок |Ввод мощности, объем|| | млн. руб. | реализации | работ ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||1. Реконструкция и техническое перевооружение ОАО| 1812 | 2007 - 2011 | ||"Охинская ТЭЦ" | | | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||2. Расширение (Строительство 4 –го энергоблока на| 9034 | 2008 - 2014 |365 МВт, 499 Гкал/ч ||Южно-Сахалинской ТЭЦ-1), перевод на газ| | | ||Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 | | | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||В том числе Строительство 4 –го энергоблока на| 7949 | 2008 - 2014 |139,8 МВт, 90 Гкал/ч||Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (без учета стоимости ПСД) | | | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||3. Строительство Сахалинской ГРЭС-2 мощностью 330| 57960 | 2009 - 2017 | 1320- МВт ||МВт с возможностью расширения до 1320 МВт | | | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||В том числе Строительство Сахалинской ГРЭС-2| 21850 | 2009 - 2013 | 330- МВт ||мощностью 330 МВт | | | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||4. Строительство ТЭЦ нефтегазоперерабаты-вающего| 31670 | 2016 - 2020 | 900-1226 МВт, 165 ||комплекса мощностью 900-1226 МВт | | | Гкал/ч ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||5. Реконструкция НГЭС | 45 | 2016 - 2018 | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||6. Строительство и реконструкция передающих| 16249,9 | 2008 - 2020 | ||электросетей Сахалинской области | | | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||6.1. Реконструкция ВЛ и ПС | 9239,96 | 2009 - 2013 | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||6.2. Новое строительство ВЛ | 6045,34 | | || | 5375,94 | 2008 - 2013 | || | 669,4 | 2014 - 2020 | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||6.3. Строительство кабельных сетей г.| 464,2 | 2009 - 2012 | 82,9 км ||Южно-Сахалинска | | | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||6.4. Новое строительство ПС | 500,4 | 2008 - 2012 | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————||7. Внедрение системы АСКУЭ | 180 | 2008 - 2010 | ||—————————————————————————————————————————————————|——————————————————————|——————————————|————————————————————| Таблица 4.1.2. Потребность в капитальных вложениях в развитие электроэнергетики Сахалинской области, млн. руб. |—————————————————————————————|——————————————————————————————————————————————————————————————|| Энергетический объект | Год, период || |—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————|| | 2009 | 2010 | 2009 - | 2011 - | 2014 - | 2007 - || | | | 2010 | 2013 | 2020 | 2020 ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||1. Реконструкция и| 621,166 | 405 | 1026,166 | 400,774 | | 1426,94 ||техническое перевооружение| | | | | | ||ОАО "Охинская ТЭЦ" (в том| | | | | | ||числе 2007 год – 139,1) | | | | | | ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||2. Расширение (Строительство| 2178 | 2120 | 4298 | 3277 | 1459 | 9034 ||4–го энергоблока на| | | | | | ||Южно-Сахалинской ТЭЦ-1),| | | | | | ||перевод на Южно-Сахалинской| | | | | | ||ТЭЦ-1 | | | | | | ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||Кроме того, Строительство| 262,672 | | 262,672 | | | 262,672 ||4–го энергоблока на| | | | | | ||Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 (ПСД) | | | | | | ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||3. Строительство Сахалинской| 80 | 1000 | 1080 | 20770 | 36110 | 57960 ||ГРЭС-2 мощностью 330 МВт с| | | | | | ||возможностью расширения до| | | | | | ||1320 МВт | | | | | | ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||4. Строительство ТЭЦ| | | | | 31670 | 31670 ||нефтегазоперерабатывающего | | | | | | ||комплекса мощностью 900 МВт | | | | | | ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||5. Реконструкция НГЭС | | | | | 45 | 45 ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||6. Реконструкция и| 575,6 | 1098 | 1673,6 | 7440,4 | 6934,8 | 16048,8 ||строительство передающих| | | | | | ||электросетей Сахалинской| | | | | | ||области, в том числе: | | | | | | ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||6.1. Реконструкция ВЛ и ПС | 350 |86,66 | 436,66 | 2537,9 | 6265,4 | 9239,96 ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||6.2. Новое строительство ВЛ | 98,5 |690,74| 789,24 | 4469,6 | 669,4 | 5928,24 ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||6.3. Строительство кабельных| 116,1 | 42,6 | 158,7 | 305,5 | | 464,2 ||сетей г. Южно-Сахалинска | | | | | | ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||6.4. Новое строительство ПС | 11 | 278 | 289 | 127,4 | | 416,4 ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||7. Внедрение системы АСКУЭ | 60 | 60 | 120 | | | 120 ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————||Всего |3167,438 | 4683 | 7850,438 | 31888,174 | 76828,8 |116567,412 ||—————————————————————————————|—————————|——————|———————————|———————————|—————————|———————————| Большая часть капитальных вложений (80,5%) должна финансироватьсяза счет средств частных инвесторов. Доля федерального бюджетасоставит 15,64%, регионального и местных – 3,86% (таблица 4.1.3). Необходимо принять решение о включении в тариф ОАО «Сахалинэнерго»средств на проектирование и реализацию проектов по реконструкциисетей и подстанций, так как проекты по реконструкции собственныхсетевых объектов ОАО «Сахалинэнерго» не могут выполняться ОАО«Сахалинская энергетическая компания», либо иным ОАО. В силуотсутствия возможности проведения эмиссии дополнительных акций ОАО«Сахалинэнерго», единственным источником по реконструкции сетейостается тариф. Таблица 4.1.3. Потребность в инвестициях на реализацию программы, млн. руб. |———————————————————————————————————|——————————————————————————————————————|——————————————|| Источник | Период | Всего || | | 2008 - 2020 || |————————————|————————————|————————————|——————————————|| | 2009-2010 | 2011 - 2013| 2014 - 2020| ||———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————||Всего | 7850,438 | 31888,174 | 76037,8 | 116567 ||———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————||Источники финансирования в| | | | ||соответствии с ФЦП | | | | ||———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————||Федеральный бюджет | 900 | 17330 | 0 | 18230 ||———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————||Региональный и местный бюджет | 500 | 1320 | | 1820 ||———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————||Внебюджетные инвестиции | 3500 | 12180 | 0 | 15680 ||———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————||Всего, в соответствии с ФЦП | | | | 35730 ||———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————||Дополнительно профинансировано: | | | | ||———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————||региональный и местный бюджеты 2009| 1098 | | | 1098 ||года; | | | | ||———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————||внебюджетные инвестиции 2009 года | 709 | | | 709 ||———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————||Дефицит средств на мероприятия| | | | 79030 ||программы | | | | ||———————————————————————————————————|————————————|————————————|————————————|——————————————| К 2020 году при прогнозируемом увеличении выработкиэлектроэнергии с 2,8 млрд. кВт час в 2006 году до 16 млрд. кВт часприрост штата промышленно-производственного персонала вэлектроэнергетике составит 1909 человек. Потребность в средствах для обеспечения работы Сахалинской энергосистемы в границах ответственности ОАО «Сахалинэнерго» Таблица 4.2.1. Потребность в средствах филиала Распределительные сети ОАО «Сахалинэнерго» на период 2010 – 2013 годов |—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| | | Всего | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| |1 | 2 | 3 | 6 | 9 | 12 ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| |Филиал "Распределительные электрические| 597,7 | 98,6 | 162,2 | 157,1 | 179,8 || |сети", всего | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————||Подстанции 35-220 кВ ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 1. |ПС "Ильинская": реконструкция ОРУ-220| 11,1 | 11,1 | | | || |кВ, замена разъединителей | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 2. |ПС "Холмская" реконструкция ОРУ-220,| 7,0 | 7,0 | | | || |замена металлических порталов | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 3. |ПС «Костромская» (замена прогнивших| 9,1 | 9,1 | | | || |КРУН-10) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 4. |Замена КРУН-10 на ПС| 33,5 | 13,5 | 20,0 | | || |"Ново-Александровская" (акт № 12 от| | | | | || |28.02.2008) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 5. |Замена ВМ Т1, Т2-35 на элегазовые ПС| 1,3 | 1,3 | | | || |"Ново-Александровская" (акт № 160 от| | | | | || |28.12.2006) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 6. |Реконструкция ПС "Поронайская", ПС| 2,0 | 2,0 | | | || |"Долинская" с заменой аккумуляторных| | | | | || |батарей на ВУ | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 7. |Дополнительные мероприятия для| 17,0 | 17,0 | | | || |поддержания работоспособного состояния| | | | | || |кабельных линий (монтаж устройств| | | | | || |компенсации емкостных токов на ПС| | | | | || |"Центр" (1 шт.), ПС "Южная" (4 шт.),| | | | | || |монтаж реакторов ПС "Южная", ПС "Центр")| | | | | || | | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 8. |Замена опорно-стержневой изоляции (ПС| 16,2 | 5,1 | 1,1 | 1,1 | 9,0 || |«Томаринская», ПС «Ильинская», ПС| | | | | || |«Макаровская», ПС «Холмская», ПС| | | | | || |«Южно-Сахалинская», ПС «Краснопольская» | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 9. |Установка источников реактивной мощности| 18,6 | | 5,3 | 5,3 | 8,0 || |(ПС "Поронайская" 2,5 МВАр, ПС| | | | | || |"Промузел" 3 МВАр, ПС "Холмская" 2| | | | | || |МВАр, ПС "Невельская" 2,5 МВАр, ПС| | | | | || |"Хомутово" 2 МВАр) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 10. |Замена аккумуляторной батареи на ПС| 4,7 | 4,5 | 0,2 | | || |«Холмская (Аккумуляторная батарея Vb| | | | | || |VARTA) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 11. |Обеспечения ремонтного режима с| 1,7 | | 1,7 | | || |выделением Т2-10-110 на ПС| | | | | || |"Холмск-Южная" в режим 35-110 при выводе| | | | | || |в ремонт ВЛ-С21. Приказ № 15-ДСП п. 4 | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 12. |ПС "Макаровская": реконструкция| 15,0 | | 15,0 | | || |ОРУ-220, замена разъединителей | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 13. |Замена конденсаторов связи на ПС 110-220| 19,0 | | | 19,0 | || |кВ | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 14. |Телемеханизация ПС-35кв Холмского района| 3,0 | | | 3,0 | || |(ПС-35кВ – 4 шт.) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 15. |Монтаж ОПН -10 кВ в ячейке ТН-10 ПС 220| 5,0 | | | 5,0 | || |кВ "Макаровская" в количестве 3 шт. (акт| | | | | || |ТН № 6 от 25.04.2007) (ВБСР) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 16. |ПС "Холмск-Южная": реконструкция| 20,5 | | | | 20,5 || |ОРУ-110, замена металлических порталов | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 19. |ПС «Горнозаводская» ЗРУ-10кВ: замена| 0,7 | | | 0,7 | || |масляных выключателей типа ВМП-10 П на| | | | | || |вакуумные | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 20. |ПИР установки дуговой защиты ПС| 2,5 | | | | 2,5 || |"Поронайская" | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| |Воздушные линии 35-220 кВ ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 21. |Мероприятия по грозозащите (замена| 12,8 | | 4,3 | 4,3 | 4,3 || |грозотросса на Д1-ГРЭС, поставка ОПН-220| | | | | || |кВ (6 комплектов), поставка ОПН-110 кВ| | | | | || |(8 комплектов), поставка ОПН-35 кВ| | | | | || |(32комплектов)) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 22. |Реконструкция Д6 "Красногорск-Ильинск" с| 165,5 | 14,0 | 50,5 | 50,5 | 50,5 || |заменой опор | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 23. |Реконструкция ВЛ-35 кВ Т459, Т461| 27,0 | | 9,0 | 9,0 | 9,0 || |"Тельновск-Шахтерск-Бошняково" с заменой| | | | | || |опор | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 24. |Реконструкция ВЛ-220 кВ Д1| 9,0 | | | 9,0 | || |"СГРЭС-Макаров" (замена опор № 34, 35) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 25. |Реконструкция ВЛ 220 кВ Д3 (Ильинская -| 3,5 | | | 3,5 | || |Макаров) укрепление опор № 257,258 | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 26. |ВЛ 220 кВ Д2 "ГРЭС - Краснополье" замена| 6,0 | | | | 6,0 || |подножников оп. 16, оп. 109 | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 27. |Реконструкция Т-120 35 кВ от ПС| 15,0 | | | | 15,0 || |"Анивская" (1,4 км). Замена деревянных| | | | | || |опор на металлические | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 28. |Реконструкция ВЛ-35 кВ Т-308| 4,1 | | | | 4,1 || |"Восток-Новое" (монтаж опоры) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 29. |Реконструкция ВЛ-Т134 с заменой провода,| 3,8 | | | | 3,8 || |изоляции, частично опор | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| |ТП, КТП 0,4-10 кВ | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 30. |Монтаж КТП 160 кВа и отпайки ВЛ-10 ул.| 2,1 | | | 2,1 | || |Ушакова - пер. Северный | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 31. |Приобретение трансформатора ТМ-160/10| 0,3 | | 0,3 | | || |Приказ № 15-ДСП п. 1.1.17 | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 32. |Реконструкция КТП-2017 | 0,4 | | 0,4 | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 33. |Реконструкция КТП-2348 п. Троицкое| 0,3 | | 0,3 | | || |(ТМ-160 кВА на ТМ-250 кВА) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 34. |ТСР: (КТП 424, КТП 425, КТП1014 - замена| 0,4 | | 0,4 | | || |корпуса) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 35. |Замена силовых трансформаторов на| 2,0 | | | 2,0 | || |меньшую мощность (9 шт.) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| |ВЛ 0,4 -10 кВ | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 36. |Реконструкция ВЛ-10кВ 10Л-Пр-10 | 12,8 | | 12,8 | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| |Реконструкция ВЛ-10 кВ 23-Зз-10 | 10,0 | 10,0 | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 37. | Реконструкция ВЛ: замена провода АС на| 123,0 | | 41,0 | 41,0 | 41,0 || |СИП (КСР, ЮССР, ДСР, ЮЗБСР, ЦБСР) | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 38. |Строительство ВЛ-10 кВ п. Рыбацкое и| 1,5 | | | 1,5 | || |КТП-160 кВА | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 39. | Восстановление Кабельных ЛЭП подрядом | 10,1 | 4,0 | | | 6,1 ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 40. |Реконструкция производственного здания| 0,2 | | | 0,2 | || |АСР | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 41. |Реконструкция ТП с заменой| | 2,7 | | | || |трансформаторов, монтажом и заменой| | | | | || |коммутационной аппаратуры ОПН | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 42. |Реконструкция ВЛ 0,4-10 кВ с заменой и| | 16,3 | | | || |монтажом провода и опор | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 43. |Строительство КЛ и ВЛ 0.4-10 кВ | | 8,4 | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 44. |Строительство отпаечных ЛЭП и монтаж ТП | | 54,8 | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 45. |Реконструкция подстанций | | 148,0 | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 46. |Строительство ПС "Юго-Западная" | | 56,0 | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 47. |Строительство ПС "Петрова" | | 53,5 | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 48. |Проектно-изыскательские работы | | 76,6 | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 49. |Строительство ЛЭП 0,4-10 кВ для создания| | | 46,0| 46,0| || |технологической возможности при| | | | | || |подключении новых потребителей | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 50.|Строительство ТП 0,4-10 кВ для создания| | | 25,0| 25,0| || |технологической возможности при| | | | | || |подключении новых потребителей | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| 51.|Замена коммутационных аппаратов 6-10 кВ| | | 29,0| 29,0| || |для создания технологической возможности| | | | | || |при подключении новых потребителей | | | | | ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————|| |Всего | | 416,4| 100,0| 100,0| ||—————|————————————————————————————————————————|—————————|————————|————————|————————|————————| Таблица 4.2.2. Потребность в средствах ОП «Южно-Сахалинская ТЭЦ-1» ОАО «Сахалинэнерго» на период 2010 – 2013 годов |—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————--|| 2010 год ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| | Мероприятия | Потребность в || | | средствах ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 1. |Модернизация т/г ст. № 2 Т-50/60-130 | 40,0 ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 2. |Реконструкция кровли главного корпуса ТЭЦ-1(замена на негорючие | 12,0 || |материалы) | ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 3. |Оборудование, не требующее монтажа | 5,0 ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 4. |Реконструкция кабельных линий насосной осветленной воды | 5,5 ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 5. |Реконструкция водозабора "Красносельский" с заменой подающего | 33,4 || |трубопровода | ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 6. |Реконструкция трубопроводов осветленной воды и баков осветленной | 19,5 || |воды | ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 7. |Реконструкция кабельных линий насосной II подъема | 3,5 ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 8. |Реконструкция кабельных линий БН насосной р. Сусуя | 2,0 ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 9. |Реконструкция к/а ст. № 3: | ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| |замена ВЭК II ст. | 15,0 ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 10. |Реконструкция к/а ст. № 2: | ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| |замена экранных труб в районе горелок № 1 - 4 | 1,8 ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| |замена пароперегревателя IV ст. (композитные стыки) | 2,2 ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 11. |Реконструкция системы телемеханики насосных станций (осветленной | 5,0 ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| |воды, БН р. Сусуя, II подъема) | ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| 12. |Реконструкция общестанционной АТС и диспетчерской связи | 12,0 ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| | | ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————|| |ИТОГО | 156 ||——————|——————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————||—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————|| 2011 год ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| | Мероприятия | Потребность в || | | средствах ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 1. |Реконструкция линии сброса технических вод ХЦ | 5,0 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 2. |Реконструкция галереи 3 АБ | 8,4 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 3. |Реконструкция стойки вибрации системы "Вибробит-300" ТГ № 1, | 10,6 || |2 | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 4. |Реконструкция золопроводов от старого до нового золоотвала | 16,0 || |(1-я нитка) | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 5. |Обновление приборного парка ТГ, оборудования АСР | 5,0 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 6. |Реконструкция зданий и сооружений | 11,9 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 7. |Реконструкция водозабора "Красносельский" с заменой подающего| 32,0 || |тр-да | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 8. |Реконструкция трубопроводов осветленной воды и баков | 9,5 || |осветленной воды | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 9. |Реконструкция градирни № 1 | 30,4 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 10. |Реконструкция к/а ст. № 1: | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| |замена ВЭК II ст. | 27,1 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| |замена пароперегревателя IV cтупени (композитные стыки) | 1,2 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 11. |Реконструкция к/а ст. № 4: | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| |замена ВЗП II ст. | 8,5 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| 12. |Реконструкция к/а ст. № 5: | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| |замена ВЭК I ст. | 10,70 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| |ИТОГО | 176,3 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————|| | | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————||—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————-------------------|| 2012 год ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| | Мероприятия | Потребность в средствах ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 1. |Реконструкция дымовой трубы № 2 | 8,0 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 2. |Реконструкция компрессорной установки | 3,5 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 3. |Реконструкция автомобильных весов | 3,5 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 4. |Реконструкция градирни № 3 | 35,0 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 5. |Обновление приборного парка ТГ, оборудования АСР | 5,0 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 6. |Реконструкция зданий и сооружений | 13,0 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 7. |Оборудование, не требующее монтажа | 2,0 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 8. |Реконструкция подающего трубопровода на р. Сусуя до водозабора II подъема| 25,0 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 9. |Реконструкция водозабора "Красносельский" с заменой подающего тр-да | 32,0 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 10. |Реконструкция баков отмывки кислых и щелочных вод | 4,0 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 11. |Внедрение АИИС КУЭ | 11,3 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 12. |Реконструкция к/а ст. № 1: | ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| |замена пароперегревателя IV cтупени; | 1,5 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| |замена ВЗП I ст. | 10,5 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| 13. |Реконструкция к/а ст. № 2: | ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| |замена композитные стыки | 1,5 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| |замена ВЗП I ст. | 8,5 ||———————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————|| |ИТОГО | 164,3 |--------|-------------------------------------------------------------------------|--------------------------||—————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————-|| 2013 год ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| | Мероприятия | Потребность в || | | средствах ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 1. |Реконструкция скважин 2-го подъема | 10,0 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 2. |Реконструкция автомобильных дорог на территории ТЭЦ-1 | 4,6 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 3. |Реконструкция системы защиты теплофикационных отборов ТГ № 3| 6,5 || |(ЭСЗО) | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 4. |Реконструкция спирального барьера безопасности с| 6,0 || |видеонаблюдением | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 5. |Монтаж пожарной сигнализации СБК | 4,3 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 6. |Реконструкция аккумулирующей емкости | 4,6 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 7. |Реконструкц. подающего трубопровода на р. Сусуя до водозабора| 14,0 || |II подъема | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 8. |Обновление приборного парка ТГ, оборудования АСР | 5,0 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 9. |Реконструкция зданий и сооружений | 12,5 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 10. |Реконструкция градирни № 2 | 28,0 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 11. |Перешивка ж/д путей | 60,0 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 12. |Реконструкция к/а ст. № 3: | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| |замена ширмового п/перегревателя | 4,9 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| 13. |Реконструкция к/а ст. № 4: | ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| |замена экранов; | 16,7 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| |замена ширмового пароперегревателя | 4,9 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| |ИТОГО | 182 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————|| |ВСЕГО (2010 - 2013 годы) | 679,5 ||——————|—————————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————| Таблица 4.2.3. Потребность в средствах ОП «Сахалинская ГРЭС» ОАО «Сахалинэнерго» на период 2010 – 2013 годов |—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————|| Наименование подразделения |План освоения|На 2010 год |На 2011 год|На 2012 | На 2013 || | на 2009 год | | | год | год ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||ОП "Сахалинская ГРЭС" | 89,8 | 779,6 | 820,5 | 699,3 | 496,1 ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация циркнасоса № 2 | 10,0 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация к/а № 5, замена холодной воронки | 20,3 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация к/а № 6 | 9,8 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация багерных насосов | 5,2 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Установка кондиционеров | 1,6 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация ПСУ 2"А", "Б" (к/а № 2) | 7,7 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация МВ 2 "Б"(к/а № 2) | 2,2 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация ШБМ 4 "Б" (к/а № 4) | 6,0 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация МВ 4 "Б" (к/а № 4) | 0,5 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация ШБМ 5 "Б" (к/а № 5) | 0,9 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация ПСУ 6 "А" (к/а № 6) | 3,4 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация ШБМ 6 "А" (к/а № 6) | 0,9 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция т/а № 6 с заменой бандажных колец | 1,8 | | | | ||ротора генератора, и реконструкцией системы тех. | | | | | ||водоснабжения | | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция сетей освещения котельного отделения | 3,8 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция ленточного конвейера № 4А, № 4Б, № 1 | 2,6 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция ливнестоков котельного отделения | 7,5 | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция пролетных строений и опор эстакад | 2,7 | | | | ||топливоподачи | | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция к/а № 2, замена ВЭК 1 ступени | | * | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция к/а № 4, замена установки собственного | | * | | | ||конденсата | | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация ТГ № 3, замена бандажных колец ротора | | * | | | ||генератора | | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация арматуры высокого давления | | * | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация устройств регистрирующих параметры | | * | | | ||(осциллографов) с использованием ПТК "Нева" | | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация электродвигателей 6кВ | | * | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция оборудования РЗА | | * | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация багерного насоса № 8 | | * | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация бульдозера | | * | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Замена циркнасоса | | * | * | * | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция основного оборудования | | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Обновление приборного парка ТГ, оборудования АСР КА | | * | * | * | * ||СГРЭС | | | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Пир выноса подогревателя за пределы мазутохранилища | | * | * | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция дымовых труб | | * | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция главного корпуса | | * | * | * | * ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Модернизация размораживающего устройства "Инфрасиб" | | * | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Монтаж земснаряда 350-50Л | | * | | | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Реконструкция к/а № 4, замена ВЭК 1,2 ступени | | | | | * ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Перешивка ж/д путей (средства области) | | | | | * ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————||Оборудование, не требующее монтажа, в том числе | 3,2 | * | | * | ||—————————————————————————————————————————————————————|—————————————|————————————|———————————|————————|——————————| 5. МЕХАНИЗМ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ 5.1 Организационные механизмы управления Организацию по выполнению мероприятий Программы и координациюдеятельности по ее реализации региональными органами исполнительнойвласти, органами местного самоуправления, хозяйствующими субъектамиосуществляет управление газификации и перспективного развитияэлектроэнергетики Сахалинской области (далее – Управление). Управление: - подготавливает предложения по изменению перечня программныхмероприятий; - проводит мониторинг реализации программных мероприятий,оценивает показатели их эффективности и соответствия целевымпоказателям Программы; - осуществляет и контролирует отбор на конкурсной основеисполнителей работ и услуг, поставщиков продукции по каждомупрограммному мероприятию при использовании бюджетных инвестиций; - ежегодно уточняет целевые показатели и затраты по программныммероприятиям; - подготавливает предложения по совершенствованию механизмовреализации Программы; - ежегодно, в период формирования бюджетных заявок, рассматриваетпредложения по корректировке программных мероприятий. Степень достижения запланированных результатов планируетсяизмерять на основании сопоставления фактически достигнутых значенийцелевых индикаторов с их плановыми значениями (таблица 6.1.1). Оценкаэффективности реализации Программы в целом будет осуществляться наоснове следующих индикаторов: - объем вводов новых объектов и модернизации существующих; - запланированный рост объема производства электрической итепловой энергии; - полезное потребление; - удельный расход топлива; - создание рабочих мест за счет реализации программныхмероприятий; - вклад в валовой региональный продукт Сахалинской области; - вклад в бюджетную систему. ФЦП предусмотрены к реализации объекты в сфере энергетики,позволяющие решить проблемы по энергоснабжению и стабилизироватьситуацию, - строительство 4-го энергоблока на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1,строительство и реконструкция передающих электросетей Сахалинскойобласти, строительство Сахалинской ГРЭС-2. Для успешной реализациипроектов заключено Соглашение о взаимодействии между администрациейСахалинской области, ОАО РАО «ЕЭС России» и ОАО «Сахалинэнерго» поразвитию энергосистемы Сахалинской области и обеспечению надежногоэлектроснабжения потребителей Сахалинской области. Это может снять часть проблемных вопросов в энергоснабжениибольшей части потребителей острова, являющихся абонентамитехнологически изолированной энергосистемы, надежность которой в силусложившихся обстоятельств достигла критической точки. Федеральной целевой программой реализация вышеназванных проектовпредусмотрена в виде акционерной собственности. Ввиду отсутствиячастных инвесторов и невозможности проведения дополнительной эмиссииОАО «Сахалинэнерго» принято решение о создании акционерного обществаОАО «Сахалинская энергетическая компания» с участием в уставномкапитале Сахалинской области в объеме 2650 млн. рублей и ОАО «РАО ЭСВостока» в объеме 1 млрд. рублей (2009 год - 300 млн. рублей, 2010год - 300 млн. рублей, 2011 год - 400 млн. рублей). В дальнейшем передача бюджетных инвестиций на строительствообъекта «Строительство 4-го энергоблока» будет происходить путемпроведения дополнительных эмиссий в пользу Сахалинской области,Российской Федерации и ОАО «РАО ЭС Востока». Кроме того, вновь создаваемую компанию можно использовать какмеханизм для получения федеральных инвестиций для реализации иныхобъектов Сахалинской области, предусмотренных ФЦП: реконструкция истроительство передающих электросетей Сахалинской области,строительство ГРЭС-2. В целях успешной реализации проектов планируется подписаниеСоглашений по реализации проектов по строительству 4-го энергоблока наЮжно-Сахалинской ТЭЦ-1 и Сахалинской ГРЭС-2 между администрациейСахалинской области, ОАО «РАО ЭС Востока» и ОАО «Сахалинэнерго». 5.2. Налоговое регулирование и законодательная база При необходимости в рамках реализации программных мероприятийбудут разработаны поправки и предложения для внесения изменений вдействующее, в том числе налоговое, законодательство – предоставлениельгот и государственных гарантий для привлечения кредитных ресурсовпредприятий, принимающих участие в инвестировании крупныхинфраструктурных проектах и создание условий возврата инвестиций дляпривлечения внешних инвесторов. 5.3. Основные участники и исполнители реализации Программы Исполнители основных мероприятий Программы – ОАО «Сахалинэнерго»,ОАО «Охинская ТЭЦ», ОАО «Ногликская ГЭС», ОАО «Сахалинскаяэнергетическая компания», потенциальные инвесторы проектов созданияалюминиевого завода, нефтегазохимического комплекса, угледобывающиекомпании Сахалинской области при активном участии органовисполнительной власти, органов местного самоуправления в соответствиис полномочиями. 6. ОЦЕНКА СОЦИАЛЬНО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ, А ТАКЖЕ СОЦИАЛЬНЫХ, ЭКОНОМИЧЕСКИХ И ЭКОЛОГИЧЕСКИХ ПОСЛЕДСТВИЙ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОГРАММЫ В результате выполнения мероприятий, предусмотренных Программой,ожидается достижение следующих технико-экономических результатов(таблица 6.1.1). При условии реализации стратегического сценария развития ТЭК: - ввод в эксплуатацию новых генерирующих мощностей в период 2011- 2015 годов – 140 МВт, в период 2016 - 2020 годов – 2546 МВт; - создание около 1,9 тысяч новых рабочих места; - снижение удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии на30%; - рост поступлений в консолидированный бюджет Сахалинской областиот предприятий электроэнергетики в 6 раз. Таблица 6.1.1. Целевые индикаторы Программы |———————————————————————————————————————————————————|———————————————————————————————————|| Индикатор | Год ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|| | 2005 | 2010 | 2015 | 2020 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||Ввод генерирующих мощностей, МВт за период | | | 140 | 2546* ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||Производство электроэнергии, млрд. кВт(час, всего | 2,57 | 2,62 | 3,03 | 16,05 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||Полезное потребление, млрд. кВт(час, всего, | 1,5 | 1,7 | 2,4 | 13,4 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||Технико-экономические показатели: | | | | ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- прирост численности занятых, тыс. чел. | | | 79 | 1909 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- удельный расход топлива, г у. т./кВт(час | 456 | 449 | 288 | 267 ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————||- увеличение налогов в региональный бюджет, млн. | | | 706,2 | 2266,2 ||руб. | | | | ||———————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|* с учетом расширения Сахалинской ГРЭС-2 – 1320 МВт, ТЭЦнефтегазохимического комплекса 1226 МВт Программа оценивается с позиций энергоэкономической, бюджетной иэкологической эффективности. Энергоэкономическая эффективность оценивается по несколькимпоказателям: удельные расходы топлива на ТЭС, коэффициенты полезногоиспользования энергетических ресурсов. Удельные расходы топлива на ТЭС Проведение мероприятий, предусмотренных в Программе, позволитповысить энергоэффективность тепловых электростанций за счет сниженияудельных расходов топлива на отпущенную электростанциями иблок-станциями электрическую и тепловую энергию. Перевод на природный газ ряда энергетических объектов Сахалинскойобласти, обновление физически и морально устаревшего оборудования,применение новых энерго- и топливосберегающих технологий позволитзначительно снизить удельное потребление котельно-печного топлива. Такс 2005 года по 2020 год расход топлива на отпуск электроэнергиипланируется снизить на 38%, что составит 253 г у. т./кВт час, расходтоплива на отпуск тепловой энергии от теплоэлектростанций – на 2% (152кг у. т./Гкал) (таблица 6.1.2). Таблица 6.1.2. Динамика удельных расходов топлива на электростанциях Сахалинской области |—————————————————————————————|———————————————————————————————————————————————————————|| Удельный расход топлива | Год ||—————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|| | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |2009 | 2010 | 2020 ||—————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||Тепловые электростанции: | | | | | | | ||—————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||- на отпуск электроэнергии, | 405,0 | 382,0 | 364,0 | 363,3 | 362,8 | 360,2 | 253,0 ||г у. т./кВт час | | | | | | | ||—————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————||- на отпуск тепловой энергии,| 155,0 | 154,3 | 154,3 | 154,2 | 154,2 | 154,0 | 152,0 ||кг у. т./Гкал | | | | | | | ||—————————————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————| Снижение удельных расходов топлива на производство электрическойи тепловой энергии позволит сэкономить за период 2007 - 2020 годов 4млн. т у. т. котельно-печного топлива. Эффективность полезного использования энергоресурсов Коэффициенты полезного использования топлива электростанций запериод 2005 - 2020 годов планируется увеличить с 44% до 54%. Бюджетная эффективность В результате реализации программных мероприятий налоговыепоступления в консолидированный бюджет Сахалинской области отпредприятий электроэнергетики за период с 2005 по 2020 год планируетсяувеличить в 6 раз: с 380 до 2266,2 млн. руб./год. Экологическая оценка В настоящее время эффективность золоочистки уходящих газов на ТЭСв среднем по области составляет 93%. После ввода Сахалинской ГРЭС-2 иперевода Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 на газ степень очистки уходящих газовсущественно увеличится и составит 98% – золоулавливание, сероочистка– 60%. Объемы выбросов от теплоэлектростанций к 2020 году снизятся до29,9 тыс. т/год. Наибольший выброс загрязняющих веществ наблюдается в 2010 году –до 99 тыс. т/год с последующим снижением к 2020 году до 67,5 тыс.т/год. К 2020 году вклад крупных электростанций увеличится до 44% (в2005 году доля теплоэлектростанций составляла 38%). Значительноеснижение выбросов после 2010 года происходит за счет ввода современнойугольной станции, газификации Южно-Сахалинской ТЭЦ-1. Образование золошлаков от объектов энергетики, рассчитанное спомощью существующих подходов, в 2020 году составит примерно 393 тыс.т/год (в 2005 году – 270 тыс. т/год). Анализ показывает экологическую эффективность предложеннойстратегии развития электроэнергетики, поскольку она предусматриваетмасштабное развитие энергетики с постепенным значительным снижениемантропогенной нагрузки на элементы природной среды и позволяетвнедрять современные экологичные технологии в энергетике области. Эффект от реализации мероприятий по повышению надёжности Сахалинской энергосистемы Результатами реализации Программы станут: - формирование резерва мощности и увеличение надёжностиэнергоснабжения потребителей, минимизация высоких технологическихрисков; - снятие ограничений по подключению потребителей на юге острова; - снижение потерь; - замещение изношенного и неэффективного оборудования СГРЭС; - увеличение налоговых отчислений в бюджеты всех уровней; - улучшение экологической ситуации в областном центре; - закрепление населения в регионе путем сохранения и созданияновых рабочих мест. Своевременное выполнение мероприятий Программы позволит свести кминимуму риски возникновения чрезвычайных ситуаций, обеспечитстабильность работы энергосистемы, снимет инфраструктурные ограниченияпри реализации национального проекта «Доступное жилье – гражданамРоссии», создаст условия для развития малого и среднегопредпринимательства, а также предпосылки для расширения перспективсоциально-экономического развития региона. ПРИЛОЖЕНИЕ № 1 к областной целевой программе "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года", утвержденной постановлением администрации Сахалинской области от 14 сентября 2009 г. № 367-па МЕРОПРИЯТИЯ областной целевой программы "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года" (В редакции Постановления Правительства Сахалинской области от 05.03.2010 г. N 74) |——————|——————————————————|——————————|—————————————————————————————————————————————————————————-----|—————————|——————————|——————————————————————————————————————--||№ пп. | Наименование | Срок | Объем финансирования, млн. руб. (в ценах 2009 года)*,** | Создава-| Вклад в | Вклад в бюджетную систему Российской || | проекта |реализации| |емые |ВРП, млн. | Федерации || | | |———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————| рабочие | руб. |————————————|—————————————|—————————————|| | | | Всего |Федеральный |Региональный | Местный |Внебюджетные | места, | | Всего |в федеральный| в || | | | | бюджет | бюджет | бюджет | инвестиции | ед. | | | бюджет |региональный || | | | | | | | | | | | | и местный || | | | | | | | | | | | | бюджеты ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 ||------|------------------|----------|-----------|------------|-------------|---------|-------------|---------|----------|------------|-------------|-------------|| 1. |Реконструкция и|Всего | 1426,94| | | | 1426,94| | 326| 73,6| 41| 32,6|| |техническое |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |перевооружение ОАО| 2009| 621,166| | | | 621,166| | | | | || |«Охинская ТЭЦ» |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2010| 405| | | | 405| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| 400,774| | | | 400,774| | | | | ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| 2. |Перевод |Всего | 8859,24| 2620| 2657,04| | 3582,2| | | | | || |Южно-Сахалинской |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |ТЭЦ-1 на сжигание| 2009| 1440,89| | 1112,89| | 328| | | | | || |природного газа |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2010| 2912,15| 900| 1424,15| | 588| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| 1510| 820| 40| | 650| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| 1267| 900| 40| | 327| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2013| 500| | 40| | 460| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2014| 1229,2| | | | 1229,2| | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |В том числе: | | | | | | | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Строительство |Всего | 7886,24| 2620| 2657,04| | 2609,2| 52| 1800| 378| 208| 170|| |4-го энергоблока|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |на | 2009| 1412,89| | 1112,89| | 300| | | | | || |Южно-Сахалинской |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |ТЭЦ-1» (стоимость| 2010| 2624,15| 900| 1424,15| | 300| | | | | || |объекта 7966,24 из|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |них 80,0 млн. | 2011| 1260| 820| 40| | 400| | | | | || |руб. оплачено в |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |2008 году) | 2012| 1060| 900| 40| | 120| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2013| 300| | 40| | 260| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2014| 1229,2| | | | 1229,2| | | | | ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| 3. |«Строительство |Всего | 57960| 13110| | | 44850| 970| 9817| 2010| 1065| 945|| |Сахалинской |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |ГРЭС-2» мощностью| 2009| 80| | | | 80| | | | | || |330 МВт с |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |возможностью | 2010| 1000| | | | 1000| | | | | || |расширения до|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |1200 - 1320 МВт | 2011| 6870| 4370| | | 2500| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| 6870| 4370| | | 2500| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2013| 7030| 4370| | | 2660| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2014| 19010| | | | 19010| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2015| 5700| | | | 5700| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2016| 5700| | | | 5700| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2017| 5700| | | | 5700| | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |В том числе: | | | | | | | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Строительство |Всего | 21850| 13110| | | 8740| 765| | | | || |Сахалинской |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |ГРЭС-2» мощностью| 2009| 80| | | | 80| | | | | || |330 МВт |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2010| 1000| | | | 1000| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| 6870| 4370| | | 2500| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| 6870| 4370| | | 2500| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2013| 7030| 4370| | | 2660| | | | | ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| 4. |Строительство ТЭЦ|Всего | 31670| | | | 31670| 860| 6500| 2145| 1140| 1005|| |нефтегазоперерабат|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |ывающего комплекса| 2016| 3167| | | | 3167| | | | | || |мощностью 900 МВт |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2017| 6334| | | | 6334| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2018| 9501| | | | 9501| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2019| 9501| | | | 9501| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2020| 3167| | | | 3167| | | | | ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| 5. |Реконструкция НГЭС|Всего | 45| | | | 45| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2016| 15| | | | 15| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2017| 15| | | | 15| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2018| 15| | | | 15| | | | | ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| 6. |«Реконструкция и|Всего | 16049.04| 2500| 1815,34| 38,9| 11694,8| 27|2927 |284 |170,4 |113,6 || |строительство и |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |передающих | 2009| 575,6| | 164,5| 11,1| 400| | | | | || |электросетей |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Сахалинской | 2010| 1098,24| | 450,44| 27,8| 620| | | | | || |области» |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| 1952,2| 803,5| 250| | 898,7| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| 2581,9| 831,9| 450| | 1300| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2013| 2906,3| 864,6| 500,4| | 1541,3| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | |2014 -2020| 6934,8| | | | 6934,8| | | | | ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| 6.1. |Реконструкция ВЛ и| Всего| 9239,96| | | | 9239,96| | | | | || |ПС. В том числе: |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Реконструкция | 2009| 350| | | | 350| | | | | || |ВЛ-220 кВ с |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |заменой провода и | 2010| 86,66| | | | 86,66| | | | | || |опор. |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Реконструкция | 2011| 798,7| | | | 798,7| | | | | || |ВЛ-110 кВ с |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |заменой провода и | 2012| 787,2| | | | 787,2| | | | | || |опор. |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Реконструкция | 2013| 952| | | | 952| | | | | || |ПС-220 кВ с |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |заменой | 2014 -| 6265,4| | | | 6265,4| | | | | || |трансформаторов и | 2020| | | | | | | | | | || |монтажом плавки| | | | | | | | | | | || |гололеда. | | | | | | | | | | | || |Реконструкция | | | | | | | | | | | || |ПС-110 кВ с| | | | | | | | | | | || |заменой | | | | | | | | | | | || |трансформаторов и| | | | | | | | | | | || |монтажом плавки| | | | | | | | | | | || |гололеда | | | | | | | | | | | ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| 6.2. |Новое | Всего| 5928,48| 2472,6| 1365,14| | 2090,74| | | | | || |строительство ВЛ |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2009| 98,5| | 64,5| | 34| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2010| 690,98| | 200,24| | 490,74| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| 1053,5| 803,5| 250| | | | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| 1454,7| 797,4| 350| | 307,3| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2013| 1961,4| 871,7| 500,4| | 589,3| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2014 -| 669,4| | | | 669,4| | | | | || | | 2020| | | | | | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Из них: | | | | | | | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Строительство | Всего| 34| | | | 34| | | | | || |ВЛ-110 кВ |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Южно-Сахалинская | 2009| 34| | | | 34| | | | | || |- Южная» (от оп.| | | | | | | | | | | || |11 до оп. 34) | | | | | | | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Строительство ВЛ| Всего| 606,82| 490,02| 116,8| | | | | | | || |110 кВ ПС «Южная» |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |- ПС «Хомутово-2» | 2009| 19,32| | 19,32| | | | | | | || |- ПС |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Корсаковская» | 2010| | | | | | | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| 587,5| 490,02| 97,48| | | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Строительство ВЛ| Всего| 543,02| 300| 243,02| | | | | | | || |220 кВ от станции|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Тихая (ВЛ 220 кВ| 2009| | | | | | | | | | || |ДЗ «Макаров - |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Ильинск») до| 2010| | | | | | | | | | || |подстанции ПС|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Ильинская» | 2011| | | | | | | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| 543,02| 300| 243,02| | | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Строительство | Всего| 788,14| 313,48| 245,42| | 229,24| | | | | || |ВЛ-110 кВ ПС|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Промузел» - ПС| 2009| 45,18| | 45,18| | | | | | | || |«Юго-Западная» - |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |ПС «Хомутово» и | 2010| 429,48| | 200,24| | 229,24| | | | | || |ПС-110 кВ|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Хомутово-2» | 2011| 313,48| 313,48| | | | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Строительство ВЛ| Всего| 1210,5| 598,2| 200| | 412,3| | | | | || |110 кВ ПС|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Петропавловская» | 2010| 79,6| | | | 79,6| | | | | || |- ПС «Невельская» |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| | | | | | | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| | | | | | | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2013| 1130,9| 598,2| 200| | 332,7| | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Строительство ВЛ| Всего| 893,0| 266,4| 300,4| | 326,2| | | | | || |110 кВ ПС|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Луговое» - ПС| 2010| 69,6| | | | 69,6| | | | | || |«Петропавловская» |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| | | | | | | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| | | | | | | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2013| 823,4| 266,4| 300,4| | 256,6| | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Строительство | Всего| 1183,6| 504,5| 259,5| | 419,6| | | | | || |ВЛ-110 кВ ПС|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Шахтерская» - ПС| 2010| 112,3| | | | 112,3| | | | | || |«Бошняково» |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| 152,52| | 152,52| | | | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| 918,78| 504,5| 106,98| | 307,3| | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Строительство | Всего| 669,4| | | | 669,4| | | | | || |ВЛ-110 кВ ПС|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Тымовская» - ПС| 2014-| 669,4| | | | 669,4| | | | | || |«Александровская» | 2020| | | | | | | | | | ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| 6.3. |Строительство | Всего| 464,2| | 100| 11,1| 353,1| | | | | || |кабельных сетей |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |г. Южно-Сахалинска| 2009| 116,1| | 100| 11,1| 5| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2010| 42,6| | | | 42,6| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| 100| | | | 100| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| 205,5| | | | 205,5| | | | | ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| 6.4. |Новое | Всего| 416,4| 27,4| 350,2| 27,8| 11| | | | | || |строительство ПС |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2009| 11| | | | 11| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2010| 278| | 250,2| 27,8| | | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| | | | | | | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| 127,4| 27,4| 100| | | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Из них: | | | | | | | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Строительство | Всего| 278| | 250,2| 27,8| | | | | | || |подстанции |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Центр-2» в | 2009| | | | | | | | | | || |г. Южно-Сахалинске|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2010| 278| | 250,2| 27,8| | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Строительство ПС| Всего| 11,0| | | | 11,0| | | | | || |«Юго-Западная» и |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |ВЛ оп. № 23| 2009| 11,0| | | | 11,0| | | | | || |Т117-ПС | | | | | | | | | | | || |«Юго-Западная» | | | | | | | | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Строительство | Всего| 127,4| | | | | | | | | || |ПС-110 кВ ПС|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |«Бошняково» | 2012| 127,4| 27,4| 100| | | | | | | ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| 7. |Внедрение системы| Всего| 120| | | | 120| | | | | || |АСКУЭ |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2009| 60| | | | 60| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2010| 60| | | | 60| | | | | || |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| |Итого | Всего| 116130,22| 18230| 4472,38| 38,9| 93388,94| 1909| 21370| 4890,6| 2624,4| 2266,2|| |——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2009| 2777,656| | 1277,39| 11,1| 1489,166| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2010| 5475,39| 900| 1874,59| 27,8| 2673| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2011| 10732,974| 5993,5| 290| | 4449,474| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2012| 10718,9| 6101,9| 490| | 4127| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2013| 10436,3| 5234,6| 540,4| | 4661,3| | | | | || | |——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————|| | | 2014 -| 75989| | | | 75989| | | | | || | | 2020| | | | | | | | | | ||——————|——————————————————|——————————|———————————|————————————|—————————————|—————————|—————————————|—————————|——————————|————————————|—————————————|—————————————| * Ежегодное финансирование мероприятий Программы за счетсредств областного бюджета осуществляется в пределах средств,предусмотренных законом Сахалинской области об областном бюджетеСахалинской области на соответствующий финансовый год, и можеткорректироваться. ** Объем финансирования Программы из средств федерального иместных бюджетов носит прогнозный характер. Расчеты произведены изнормативов, предусмотренных в Федеральной целевой программе«Экономическое и социальное развитие Дальнего Востока и Забайкалья напериод до 2013 года». ПРИЛОЖЕНИЕ № 2 к областной целевой программе "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года", утвержденной постановлением администрации Сахалинской области от 14 сентября 2009 г. № 367-па ЦЕЛЕВЫЕ ИНДИКАТОРЫ реализации мероприятий областной целевой программы "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года" |-------------------------------------------------------|-------------------------------------------------------------------------------------|| Индикатор | Год ||-------------------------------------------------------|-------------------------------------------------------------------------------------|| | 2005 | 2010 | 2015 | 2020 ||-------------------------------------------------------|------------------|---------------------|----------------------|---------------------||Ввод генерирующих мощностей, МВт за период | | | 140 | 2546* ||-------------------------------------------------------|------------------|---------------------|----------------------|---------------------||Производство электроэнергии, млрд. кВт час, всего | 2,57 | 2,62 | 3,03 | 16,05 ||-------------------------------------------------------|------------------|---------------------|----------------------|---------------------||Полезное потребление, млрд. кВт час, всего, | 1,5 | 1,7 | 2,4 | 13,4 ||-------------------------------------------------------|------------------|---------------------|----------------------|---------------------||Технико-экономические показатели: | | | | ||-------------------------------------------------------|------------------|---------------------|----------------------|---------------------|| - прирост численности занятых, тыс. чел. | | | 79 | 1909 ||-------------------------------------------------------|------------------|---------------------|----------------------|---------------------|| - удельный расход топлива, г у. т./кВт час | 456 | 449 | 288 | 267 ||-------------------------------------------------------|------------------|---------------------|----------------------|---------------------|| - увеличение налогов в региональный бюджет, млн. | | | 706,2 | 2266,2 ||руб. | | | | ||-------------------------------------------------------|------------------|---------------------|----------------------|---------------------|*С учетом расширения Сахалинской ГРЭС-2 - 1320 МВт, ТЭЦнефтегазохимического комплекса 1226 МВт. ПРИЛОЖЕНИЕ № 3 к областной целевой программе "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года", утвержденной постановлением администрации Сахалинской области от 14 сентября 2009 г. № 367-па МЕТОДИКА оценки эффективности реализации областной целевой программы "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 года и на перспективу до 2020 года" Настоящая Методика определяет порядок расчетасоциально-экономической и бюджетной эффективности областной целевойпрограммы "Развитие электроэнергетики Сахалинской области до 2010 годаи на перспективу до 2020 года" (далее - Программа). Для оценки эффективности реализации Программы используютсяпоказатели, указанные в приложении № 2 к Программе. Степень достижения ожидаемых результатов планируется измерять наосновании сопоставления фактически достигнутых значений целевыхиндикаторов с их плановыми значениями. Сопоставление значений целевых индикаторов производится покаждому расчетному и базовому показателям. На плановый период указываются плановые значения по пятилетнимпериодам. Оценка эффективности реализации отдельного мероприятия Программыопределяется на основе расчетов по следующей формуле: Tf1 En = ---- x 100%, TN1 где: En - эффективность хода реализации соответствующего мероприятияПрограммы (процентов); Tf1 - фактическое значение индикатора, достигнутое в ходереализации Программы; TN1 - нормативное значение индикатора, утвержденное Программой. Оценка эффективности реализации Программы в целом определяется наоснове расчетов по следующей формуле: Tf1 Tf2 Tfn --- + --- + --- TN1 TN2 TNn E = --------------------- x 100%, M где: E - эффективность реализации Программы (процентов); Tf1, Tf2, Tfn - фактические значения индикаторов, достигнутые входе реализации Программы; TN1, TN2, TNn - нормативные значения индикаторов, утвержденныеПрограммой; M - количество индикаторов Программы.