Программа развития энергетического комплекса

ремонтные работы проводятся в минимальном объеме и с меньшими расходами

материалов. В будущем это не может не сказаться на надежности работы

электрических сетей. В то же время потребление электроэнергии в республике

ощутимо возросло. Особенно в горах, где отапливать электричеством

значительно дешевле, чем любым другим видом топлива.

Так как проблема контроля над сбытом электроэнергии стоит

действительно остро, на одну четверть увеличена численность персонала

энергосбытовых органов. Их оснастили транспортом для проведения

контрольных рейдов по населенным пунктам. При обнаружении незаконного

использования электроэнергии, хищения ее 'представителями «Дагэнерго»

составляют жесткий акт и требуют немедленной оплаты. В противном

случае, дело передается в арбитражный суд.

Но эта работа ведется только в районах. В городах же заниматься

контролем должно не «Дагэнерго», а городские электросети, которые

подчиняются городским администрациям. Между тем в городах оплачивается в

среднем 50-60 % потребляемой электроэнергии, в то время как на селе 80-90

%.

Всем должникам представляется определенный срок для выплаты долга,

после его истечения поступление электроэнергии попросту прекращается. Эта

непопулярная практика сбора долгов является, видимо, единственно

эффективной в нынешних условиях и дает уже свои результаты.

Правительство, конечно, понимает, что энергетическая отрасль является

базовой, что дагестанская энергосистема работает в экстремальных условиях

изолированности от единой энергосистемы страны. 28 января 1998 года принято

Постановление, в котором правительство призывает ОАО «Дагэнерго»

обеспечить за счет собственных средств завершение строительства и ввод в

эксплуатацию целого ряда энергообъектов. Одновременно в связи с тяжелым

финансовым положением Правительство Республики Дагестан предоставляет ОАО

«Дагэнерго» отсрочку по уплате платежей в республиканский бюджет, обязывает

глав администраций городов ликвидировать задолженности организаций,

финансируемых из местного бюджета, за использованную ими электро и

теплоэнергии, и поручило обеспечить своевременное возмещение затрат

«Дагэнерго» на льготное электроснабжение населения.

28 декабря 1998 года в историю дагестанского гидростроения

несомненно будет вписано золотыми буквами. По заряду всплеска, энтузиазма,

порыву людей выразить свое место и назначение в созидательном труде пуск

первого агрегата Ирганайской ГЭС можно сравнить лишь с днем перекрытия

Сулака у древнего Чиркея в октябре 1967 года.

Это событие столь велико, что сразу поверить в то, что в нынешних

условиях возможно дело подобного масштаба, имеющее огромное значение не

только для Дагестана, но и для всей России.

Впервые за последние годы сдают такой крупный объект на Северном

Кавказе , плановой мощностью 800 МВт., что позволит укрепить энергосистему

республики, страдающую зимой от дефицита энергии порядка 600-700 млн.кВт.

Между тем, пуск только первого агрегата позволит получить около 170

млн.кВт. зимней энергии, а пуск всей станции - это еще три агрегата,

перекрыть весь дефицит.

По расчетам специалистов пуск второго и последующих агрегатов можно

осуществить в ближайщее время, конечно же если будет продолжено

финансирование из РАО «ЕЭС России» в полном объеме.

Сейчас мы полностью потребляется тот объем электроэнергии, который

производится. Легко предсказать рост энергопотребления с развитием

производства строительных материалов в республике. Общеизвестно, что сейчас

более 80% цемента, гипса, кирпича - привозные. Между тем, природные

ресурсы позволяют производить все

это в самом Дагестане.

В горах и сейчас отапливают электричеством, но когда подорожает газ, а

санкции на вырубку леса и сейчас довольно жесткие, у небольших селений

велика вероятность полного перехода на электрическое отопление. Да и

газопровод строить гораздо дороже, чем провести линию электропередачи. По

количеству электричества, потребляемого населением, Дагестан опережает

многие Северо-Кавказские регионы. Хотя по такому важному показателю, как

потребление на каждую отдельную душу населения - мы отстаем. На каждого

дагестанца приходится всего 2,5 тыс. кВт. час электроэнергии в год. В то

время как в среднем по России эта цифра составляет 6 тыс. кВт.час. Что уж

говорить о том, насколько мы отстаем от лидера энергопотребления – холодной

Норвегии (26 тыс.кВт.час на человека в год). Не утешает и пример южных

стран, которым не приходится отапливаться: в ОАЭ и Израиле расходуется в

год по 4,5 тыс.кВт.час. электричества на души населения. Таким образом, это

наше отставание такой же аргумент в пользу развития гидроэнергетики, как и

предполагаемый экономический рост.

Глава 3 Приоритетные направления развития

электроэнергетики Республики Дагестан

3.1 Схема развития Дагестанской энергосистемы на

период до 2005 года

Оценив топливно-энергетический комплекс Республики Дагестан,

энергетические ресурсы Дагестана, их роль в энергетическом балансе Северо-

Кавказского региона и России в целом, проанализировав современное

экономическое состояние электроэнергетики республики, можно сделать вывод -

в обозримой перспективе будущее за гидроэнергетикой.

Надо продолжить строительство ГЭС, так как у электроэнергетики

наибольший потенциал в Дагестане по сравнению с запасами угля, нефти и

газа. На нетрадиционную энергетику в ближайшие 20-30 лет серьезно

рассчитывать не приходится. Полностью законсервированы работы по

разработке автономных гелиоэнергетических установок и тепловых

аккумуляторов фазового перехода для ветроэнергетической установки , хотя

Дагестан один из первых в России установил у себя ветроустановки на

полигоне «Солнце » ОНИПЦ ИВТ РАН. Мировой опыт России свидетельствуют, что

пока не исчерпан запас давно освоенных и хорошо известных людям видов

энергоресурсов, а именно: угля , газа и нефти, ощутимых продвижений в

области нетрадиционной энергетики на практике не предвидится . Можно

сказать , что это энергия будущего. Но республика не может уповать только

на органические

топлива и проводить обычную политику в этой отрасли. Формируя

энергетическую стратегию на перспективу, необходимо учитывать многие

факторы: экономические, социальные, экологические.

Экспертные оценки противоэкологического воздействия ТЭК Республики

Дагестан свидетельствуют, что его звенья наносят существенный ущерб

природной среде. Так, топливосжигающие звенья ежегодно сжигают 2,7 млн.

тонн атмосферного кислорода и выбрасывают в окружающую среду более 5 млн.

тонн вредных газообразных соединений углеродом, азота, серы и другие.

Ежегодное удовлетворение нужд экономики в тепловой энергии за

счет отопительных даров равноценно сокращению лесных массивов по Дагестану

на 567 га. А лес - один из важных природных генераторов кислорода.

Остаются самые экологичные гидроресурсы, а ими наш регион

располагает . В Дагестане сосредоточено 40 % гидроэнергетического

потенциала рек Северного Кавказа и только 10 % его освоено.

Другой вопрос, что строительство ГЭС - процесс дорогой, трудоемкий и

долгий. Сооружение одной ГЭС занимает 8-10 лет. Ирганайская ГЭС строилась

20 лет. Поэтому нужно делать первые шаги к увеличению свих мощностей уже

сейчас, не дожидаясь бурного экономического роста. Например, в Китае

развитие промышленности сдерживается нехваткой электричества. Они вынуждены

закупать электроэнергию у «Иркутскэнерго», вести линию электропередачи из

России. Но самое главное, что ситуация вынудила их пойти на беспрецедентный

шаг: уже несколько лет в Китае ударными темпами строится очень крупная ГЭС

с гордым названием «Три ущелья». Ее производительность будет составлять 20

млрд. кВт. час электроэнергии в год. Для сравнения, это мощность двадцати

Чиркейской ГЭС. Затапливаются десятки сел множество городов. Первые 6

агрегатов уже построены (за 2 года), ведь работы ведутся очень интенсивно.

У нас же пока есть время, и мы можем строить не спеша.

На сегодняшний день дагестанские ГЭС Вырабатывают 3,5 кВт.ч.

электроэнергии в средний по водности год. Еще один млрд. кВт.ч. от

Ирганайской ГЭС, итого 4,5 млрд. кВт час электроэнергии в год. А нам, чтобы

достичь минимальные нормы уровня энергопотребления (4-5 тыс. кВт час на

душу населения), нужно 12 млрд. кВт электроэнергии в год. И эта цифра

достижима.

Существуют убедительные предпроектные разработки освоенияпритоков

Сулака - строительства семи ГЭС на Аварском Койсу и восьми - на Андийском

Койсу, которые в состоянии давать ежегодно более 7 млрд. кВт час

электроэнергии совсем не освоено вторая по водности дагестанская река

Самур. Ее потенциал 2 млрд. 310 млн. кВт час электроэнергии в год.

Данный вариант развития предусматривает развитие в республике

традиционно сложившихся отраслей промышленного производства:

машиностроение, химическая промышленность строительных материалов,

пищевая.

В рассматриваемой перспективе следует ожидать роста

электропотребления на железнодорожном транспорте как в следствие

восстановления части объема перевозок, так и за счет намечаемой

электрофикации железной дороги Кизляр- Астрахань и нового

участка Кизляр - Карланюрт.

Коммунально-бытовое электропотребление энергосистемой планируется с

ежегодным увеличением на 2,7 % в период до 2001 года при этом потребление

населением предполагается с ростом 2,3 % в год. В период 2001-2005 годов

ежегодный прирост коммунально-бытового потребления намечается 1,8 %, в том

числе населением - 1,5 %. (см. табл. 13).

Исходя из намечаемой структуры и определившихся величин

электропотребления по отраслям с учетом уплотнения графика нагрузки при

восстановлении нормального режима работы предгриятий суммарные величины

электропотребления и максимумов нагрузки энергосистемы в период до 2005

года приведены в табл. 14.

Таблица 13.

Основные показатели дагестанской энергосистемы.[10]

| |Наименование показателей |На конец года |

| | | |

| | |1999 |2000 |2005 |

| |Терр.обслуживаемая эн.системой, тыс.| | | |

| | |50,3 |50,3 |50,3 |

| |км |2010 |2145 |2280 |

| |Население , тыс. чел. |840 |865 |890 |

| |в т.ч. городское |1170 |1280 |1390 |

| |сельское |3140 |3890 |4300 |

| |Электропотребление, млн. кВт.ч. | | | |

| |Максимум нагрузки энергосистемы, |625 |720 |800 |

| |МВт. |12,4 |14,3 |15,8 |

| |Плотность нагрузки кВт/км2 | | | |

| |Продолжительность использования |5025 |5400 |5350 |

| |максимума, ч /год | | | |

| |Установленная мощность | | | |

| |электростанций энергосистемы, |1519 |1834 |2044 |

| |включая блок-ст. Всего МВт.в т. ч. |32 |24 |24 |

| |ГЭС |3580 |160 |320 |

| |ТЭЦ | | | |

| |ПТУ | |5625 |6685 |

| |Выработка эл.энергии | | | |

| | | | | |

| |электростанциями энергосистемы, | | | |

| |включая блок-станции, млн. кВт. ч. | | | |

Таблица 14

Электропотребление по отраслям экономики дагестанской энергосистемы.[11]

| |Наименование отраслей |1999 | |2000 | |2005 | |

| | |год | |год | |год | |

|№| |Млн. |% |Млн. |% |млн. |% |

| | |кВт.ч | |кВт ч | |вВт ч | |

|1|Промышленность, всего |440 |12 |500 |12,8 |560 |13 |

| |Топливная , всего |17,4 |0,5 |25 |0,6 |30 |0,7 |

|2|Электроэнергетика |14 |0,4 |14 |0,4 |15 |0,4 |

| |Легкая промышленность |13 |0,4 |15 |0,4 |17 |0,4 |

|3|Пищевая |52 |1,4 |65 |1,7 |75 |1,7 |

| |Химическая и нефтехимия |46 |1,3 |62 |1,6 |73 |1,7 |

|4|Машиностроение |200 |5,5 |210 |5,4 |230 |5,3 |

| |Пром. Стройматериалов |56 |1,5 |600 |1,5 |65 |1,5 |

|5|Др. промышленные производства| | | | | | |

| | |41,6 |1,1 |49 |1,3 |55 |1,3 |

|6|С/х производство |350 |9,5 |370 |9,5 |440 |10,2 |

| |Транспорт и связь, всего , в |245 |6,7 |285 |7,3 |335 |7,8 |

|7|т.ч. | | | | | | |

| |Железнодорожный |180 |4,9 |217 |5,6 |260 |6,1 |

|8|Трубопроводный |20 |0,6 |22 |0,6 |25 |0,6 |

| |Связь |18 |0,5 |18 |0,5 |20 |0,5 |

| |Прочие виды транспорта |27 |0,7 |28 |0,1 |30 |0,7 |

| |Строительство |130 |3,5 |155 |4 |180 |4,2 |

| |ЖКХ |384 |10,5 |400 |13,8 |450 |10,5 |

| |Прочие отрасли |245 |6,7 |260 |9 |275 |6,4 |

| |Население |1405 |38,3 |1438 |37 |1555 |36,2 |

| |Итого полезное потребление |3199 |87,2 | | | | |

| |Потери в эл. сетях |440 |11,9 |450 |11,6 |470 |10,9 |

| |Собственные нужды эн. системы| | | | | | |

| | |31 |0,9 |32 |0,8 |35 |0,8 |

| |Всего потребление |3670 |100 |3890 |100 |4300 |100 |

Таблица 15.

Суммарные величины электропотребления.'

| |Наименование | |Годы | |

| | |1995 |2000 |2005 |

| |Электропотреблние,млн.кВт.ч. |3140 |3890 |4300 |

| |Максимум нагрузки, MB т |625 |720 |800 |

| |Годовая продолжительность |5025 |5400 |5350 |

| |использования максимума | | | |

| |нагрузки, час | | | |

| |Среднегодовые темпы прироста,%|- | | |

| |электропотребления | |4,2 |2,1 |

| |Максимума нагрузки | |2,8 |2,3 |

Данные табл. 15 предполагают увеличение электропотребления к 2005 г.

относительно 2000 г. на 410 млн. кВт. час. Максимума нагрузки на 80 МВт., а

годовая продолжительность использования максимума нагрузки уменьшится на 50

часов. Среднегодовые темпы прироста электропотребления составят 2,1 %, а

максимума нагрузки 2,3 %.

Развитие электростанций дагестанской энергосистемы и их участие в

покрытии графика нагрузок, а также величины размещаемого на них резерва

мощности приняты с учетом рекомендаций, данных в работе

«Разработка предложений по развитию ЕЭС и ОЭС Российской Федерации на

период до 2000года с перспективой до 2010 года с учетом межгосударственных

связей России, ОЭС Северного Кавказа , выполненной в 1997-1998годах

институтом «Южэнергосетьпроект» г. Ростов - на - Дону.

В табл. 16 приведен перечень существующих и намечаемых к

строительству в период до 2005 года электростанций дагестанской

энергосистемы с указанием их установленной и располагаемой мощности.

Таблица 16

Список электростанций дагестанской энерносистемы (в числителе

установленная мощность, в знаменателе - располагаемая, МВт.).

|№ |Наименование эл. |Вид |1999 |2000 |2005 |

| |станции |исп. | | | |

| | |топл. | | | |

|1 |Чирюртская ГЭС |- |72/33 |72/33 |72/33 |

|2 |Чирюртская ГЭС-2 |- |9/9 |9/9 |9/9 |

|3 |Чиркейская ГЭС |- |1000/1000 |1000/1000 |1000/1000 |

|4 |Миатлинская ГЭС |- |220/220 |220/220 |220/220 |

|5 |Гергебельская ГЭС |- |18/15 |18/15 |18/15 |

|6 |Гунибская ГЭС |- |15/15 |15/15 |15/15 |

|7 |Ирганайская ГЭС* |- |400/400 |400/400 |400/400 |

|8 |Индийская ГЭС |- | | |210/210 |

|9 |Гоцатлинская ГЭС |- |- - | |100/100 |

|1 |МахачкалинскаяТЭЦ |Газ |10/ 10 |12/12 |12/12 |

|1 |Каспийская ТЭЦ |Газ | | | |

|1 |ПГЭС г. Махачкала |Газ |80/66 |80/66 |160/132 |

|1 |ПГЭС г. Дербент |Газ |80/66 |80/66 |160/132 |

| |Всего по эн.ситеме | |2018/1948 |2018/1948 |2388/2290 |

| |в т.ч. ГЭС | |1834/1792 |1834/1792 |2044/2002 |

| |ТЭЦ | |24/24 |24/24 |24/24 |

| |ПТУ |Газ |160/32 |160/32 |320/264 |

* - электростанция принадлежащая РАО «ЕЭС России»

Кроме того, намечается до 2005 года дальнейшее освоение гидроресурсов

горных рек Дагестана. Начато строительство Гунибской ГЭС и Гоцатлинской

ГЭС мощностью 115 и 100 MB т соответственно.

Состав оборудования ПГЭС и их привязка к электрическим сетям

энергосистемы приняты ориентировочно и будут уточняться при их

троектировании.

Таблица 17.

Вводы мощности на электростанциях дагестанской энергосистемы.

| |Наименование |Номер и тип |Вид |1996- |2001- |

| |электростанции |агрегата |топ |2000 |2005 |

| | | |лива | | |

| |Гоцатлинская ГЭС |АгрТЭС 1 | |50 | |

| | |Агр.ГЭС2 | |50 | |

| |Всего по станции | | |100 | |

| |Ирганайская ГЭС* |агр.ГЭС 1 | |200 | |

| | |агр.ГЭС 2 | | | |

| |Всего по станции | | |200 | |

| |Андийская ГЭС |агр.ГЭС 1 | | |105 |

| | |агр.ГЭС 2 | | |105 |

| |Всего по станции | | | |210 |

| |Гунибская ГЭС |агр.ГЭС 1 | |5 | |

| | |агр.ГЭС 2 | |5 | |

| | |агр.ГЭС 3 | |5 | |

| |Всего по станции | | |15 | |

| |ПГЭС г. Махачкала |ПГУ-80 1 |газ |80 |80 |

| | |ПГУ-80 2 |газ | | |

| |Всего по станции | | |80 |80 |

| |ПГЭС г. Дербент |ПГУ-80 1 |газ |80 |80 |

| | |ПГУ-80 2 |газ | | |

| |Всего по станции | | |80 |80 |

| |Каспийская ТЭЦ |ПР-6-90 6 |Газ | | |

| | |ПР-6-90 7 |Газ | | |

| |Всего по станции | | | | |

| |Всего по системе | | |475 |475 |

| |в том числе ГЭС | | |315 | |

| |ПТУ | | | |210 |

| |ТЭЦ | | | |160 |

* - электростанция РАО «ЕЭС России».

блица 18.

Баланс мощности дагестанской энергосистемы, МВт.[12]

| |Наименование показателей | |Годы | | |

| | |1998 |1999 |2000 |2005 |

|I|Потребность | | | | |

| |Максимум нагрузки |655 |680 |720 |800 |

| |Резерв мощности |206 |206 |206 |311 |

| |Итого потребность |861 |886 |926 |1111 |

| |Покрытие | | | | |

| |Установленная мощность станции |1933 |2018 |2018 |2388 |

|3|в том числе ГЭС |1829 |1834 |1834 |2044 |

| |ТЭЦ |24 |24 |24 |24 |

| |ПТУ |80 |160 |160 |320 |

| |Резервы мощности |39 |39 |39 |39 |

|5|Располагаемая мощность |1880 |1951 |1951 |2293 |

| |электростанций, всего | | | | |

|6|в том числе ГЭС |1790 |1795 |1795 |2005 |

| |ТЭЦ |24 |24 |24 |24 |

| |ПТУ |66 |132 |132 |264 |

| |Используемая в балансе мощность |1500 |1592 |1592 |2030 |

|7|Неиспользуемые мощности |380 |359 |359 |269 |

|8|Избыток (+) |+639 |+706 |+666 |+919 |

| |Дефицит(-) | | | | |

|9|Передача мощности в другие |639 |706 |666 |919 |

| |эн.системы | | | | |

|1|Фактический резерв системы |206 |206 |206 |311 |

Баланс мощности составлен с учетом потребности в резерве мощности

ОЭС Северного Кавказа в целом, величина которого г рассматриваемый период

для «Дагэнерго» принимается в размере около 30% от максимума нагрузки.

В табл. 19 приведен баланс электроэнергии дагестанской энергосистемы

на период до 2005 года.

Таблица 19.

Баланс эл.энергии дагестанской энергосистемы, (млн. кВт.ч.)[13]

| | | |ГОДЫ | |

|Н|аименование показателей |1995 |2000 |2005 |

| |Потребность | | | |

| |Электропотребление |3140 |3890 |4300 |

| |Экспорт эл.энергии |- |- |- |

| |Итого потребность |3140 |3890 |4300 |

| |Производство электроэнергии |3580 |5625 |6685 |

| |всего | | | |

| |в том числе ГЭС |3475 |499 |5500 |

| |ТЭЦ |105 |85 |85 |

| |ПТУ |- |550 |1100 |

| |Избыток (+) |+440 |+1735 |+2385 |

| |Дефицит (-) | | | |

| |Передача энергии в др. |440 |1735 |2385 |

| |эн.системы | | | |

| |Число час. использ. установл. |2910 |2787 |2800 |

| |Мощн. | | | |

| |в том числе ГЭС |2290 |2720 |2690 |

| |ТЭЦ |3280 |3540 |3540 |

| |ПТУ | |3440 |3440 |

По электроэнергии энергосистема в целом за год избыточна на

протяжении всего рассматриваемого периода. Избытки мощности и

электроэнергии из дагестанской энергосистемы величиной 400-900 МВт и 440-

2380 млн. кВт. ч. выдаются по внешним связям в «Севкавказэнерго» и

«Грозэнерго».

В летний период, когда избытки мощности в «Дагэнерго»

наибольшие,выдача мощности осуществляется вплоть до

«Каббалкэнерго» и «Ставропольэнерго».

В связи с отсутствием в настоящее время какого-либо соглашения об

обмене перетоками мощности и электроэнергии с энергосистемой

Азербайджана, в балансах мощности и электроэнергии дагестанской

энергосистемы такие перетоки не планируются. Однако, представляется

целесообразным предусматривать в отдельных аварийных ситуациях

использование существующей связи 330 кВт Дербент -Ялама для

повышения надежности электроснабжения Дербенского энергорайона, либо для

выдачи части избытков мощности «Дагэнерго» в энерго

систему Азербайджана на взаимовыгодных условиях.

Намечаемое развитие генерирующих источников в период до 2005 года

базируется в основном на использовании имеющихся гидроэнергоресурсов горных

рек Дагестана.

В период до 2002 года предусматривается ввод двух блоков по 200МВт

на Ирганайской ГЭС, ввод мощности на Гоцатлянской ГЭС (100 MB т) и

Гунибской ГЭС (5МВт).

В период с 2001 по 2005 годы планируется начать освоение

гидроресурсов реки Андийское Койсу , где намечен ввод первой ГЭС этого

Каскада - Андийской ( Агвали ) .ГЭС мощностью 210 МВт.

Баланс мощности и электроэнергии дагестанской энергосистемы

складывается с избытком в течение всего рассматриваемого периода. Избытки

мощности и электроэнергии 440 -2385 млн. кВт. ч. планируется передать в ОЭС

Северного Кавказа.

До 2000 г. планируется ввести 515 км высоковольтных линий (ВЛ) 30

кВт и 948 км ВЛ 110 кВт, три подстанции 330/110 кВт с суммарной мощностью

трансформаторов 500 МВЛ и 17 подстанций 110 кВт с трансформируемой

мощностью 288,6 МВт.

3.2 Проект развития малой гидроэнергетики в Дагестане.

Ведущей идеей принципиально новой программы развития

энергетического комплекса Дагестана должна стать мысль об отказе от

топливной концепции развития и переход к энергетике, основанной на

широкомасштабном освоении возобновляемых энергоресурсов.

Бестопливная концепция энергетики - это не голая идея, а результат

обобщения прогрессивных тенденций мирового энергетического опыта,

изучение ее технических , экономических и экологических аспектов, оценки

характеристик действующего топливно-энергетического комплекса и

потенциала возобновляемых энергоносителей в республике Дагестан.

Предполагаемая бестопливная концепция - единая методологическая основа

создания бестопливных энергетических комплексов в любом регионе, где есть

достаточный потенциал возобновляемых энергоносителей. Она включает в себя

конкретные схемы освоения энергоресурсов, бестопливных технологий, проекты

и программы реализации энергообъектов и механизм организации управления.

Одним из главных и необходимых условий создания бестопливных

энергокомплексов в любом регионе является уровень природного потенциала

его возобновляемых энергоносителей.

Наиболее отработано в мировой практике широкомасштабное освоение

гидроресурсов посредством создания ГЭС средней и малой мощности.

Потенциальные возможности развития малой гидроэнергетики Северо-

Кавказского региона достаточно велики. Малыми ГЭС может быть освоен

гидроэнергетический потенциал малых и средних рек, в также верховий крупных

рек. В табл. 21 приведена величина потенциала малой гидроэнергетики

Северного Кавказа в сопоставлении с общим гидроэнергетическим потенциалом

региона.

Согласно табл. 20 на одну долю малой гидроэнергетики приходится

около 40 % валового гидроэнергетического потенциала и около 30 %

технического.

Малыми ГЭС в регионе может быть использован гидроэнергетический

потенциал не только неосвоенных рек, ни и уже зарегулированных водотоков.

Имеется в виду возможность строительства малых ГЭС при

водохранилищах неэнергетического назначения (ирригационных,

водоснабженческих и т.д.), на участках сосредоточенных перепадов на

каналах,

трактах переброски стока и других. В табл. 21 приведен технический

гидроэнергетический потенциал водохзяйственных объектов, при которых

целесообразно строительство малых ГЭС.

В результате анализа материалов обследования малых ГЭС,

расположенных в Дагестане, действующие малые ГЭС находятся в эксплуатации

более 30 лет. Техническое оборудование станций изношено и требует замены,

электротехническое оборудование, системы автоматизации и телемеханики

устарели и требуют модернизации.

Таблица 21.

Технический гидроэнергетический потенциал водохозяйственных объектов,

млрд. кВт. ч.[14]

|Объекты |Всего |В т. ч. крупнейшие |

|Водохранилища неэнергетического |1,07 |0,5 |

|назначения | | |

|Перепады каналов |0,3 |0,2 |

|водохозяйственного назначения | | |

В результате анализа материалов обследования малых ГЭС,

расположенных в Дагестане, действующие малые ГЭС находятся в эксплуатации

более 30 лет. Техническое оборудование станций изношено и требует замены,

электротехническое оборудование, системы автоматизации и телемеханики

устарели и требуют модернизации.

Списанные малые ГЭС находятся, как правило в неудовлетворительном

состоянии: подпорные сооружения разрушены, механическое оборудование в

нерабочем состоянии, основное техническое оборудование демонтировано. Общая

характеристика выявленных действующих и списанных малых ГЭС приведена в

приложении 2 и 3. На основе предварительных проработок по оценке

технических

возможностей реконструкции и восстановления малых ГЭС и затрат в эти

мероприятия, выполненных институтом «Гидропроект» и его отделами в разное

время, в настоящей работе отобраны перспективные малые ГЭС .

Как показывают исследования, все действующие малые ГЭС являются

рентабельными источниками энергии и должны быть сохранены в эксплуатации.

Работы по реконструкции этих станций должны выполняться в плановом

порядке ведомствами, к которым они принадлежат.

На основе анализа по перспективным объектам строительно-

хозяйственных условий, технико-экономических показателей, состояния

разработок и условий поставок технологического оборудования и с учетом

мнения энергосистем отобраны первоочередные малые ГЭС:

1. Каскад Хновских малых ГЭС, расположен на реке Даличай вблизи с.

Хнов Ахтынского района Республики Дагестан. Задачей строительства

Хновских малых ГЭС является энергоснабжение отдаленного и ненадежно

снабжаемого Ахтынского района, обеспечение стабильности напряжения на

концевых участках линий электропередачи (г. Дербент - с. Ахты - с. Хнов), а

в случае выхода из строя ЛЭП обеспечение автономного снабжения

электроэнергией с. Хнов и прилегающего района. Суммарная установленная

мощность Хновских малых ГЭС составит 7,2 МВт, среднемноголетняя

выработка энергии 28,2 млн. кВт. ч.

Все три станции запроектированы по деривационной схеме с

использованием одного головного водозаборного узла (по принципу «труба в

трубу»).

2. Хиндихская малая ГЭС располагается на реке Сараор (бассейн

Аварского Койсу) на расстоянии 6.0 км от устья, предназначена для

обеспечения надежности энергоснабжения поселка Хиндах. Установленная

мощность малой ГЭС составит 1,2 МВт, среднемноголетняя выработка энергии -

9,3 млн.кВт.ч..В состав основного сооружения узла входят:

водозаборные сооружения с отстойником;

деривация;

станционный узел.

3. Суметинская малая ГЭС, располагается на реке

Каралазургер в 6,5 км от устья, предназначена для энергоснабжения поселка

Сумета. Установленная мощность малой ГЭС составляет 1,8 МВт.,

среднемноголетняя выработка энергии - 12,5 млн.кВт.ч..

В состав основных сооружений малой ГЭС входят:

грунтовая плотина;

водосбросные сооружения;

водоприемник ГЭС;

деривация;

станционный узел.

4. Каратинская малая ГЭС, располагается на реке Ахвах в 2,8 км от

устья, предназначается для энергоснабжения поселка Карата. Установленная

мощность малой ГЭС составляет 3,0 МВт, среднемноголетняя выработка энергии

- 16,6 млн.кВт.ч.. Полезный объем водохранилища Каратинской малой ГЭС,

необходимый для ведения недельного регулирования, принимался равным объему

заполнения за 60 часов нерабочего времени в декабре маловодного года - 75

%.

В зимний период Каратинская малая ГЭС будет иметь 12 часовую зону работы

по будним дням недели.

Каратинская малая ГЭС по составу сооружений, конструкции и

компоновочным решениям аналогична малой ГЭС на реке Каралазургер.

Строительство малых ГЭС требует определенных финансовых затрат. Но

прежде чем вкладывать деньги в строительство, мы должны выявить

финансовую эффективность данного проекта.

Исходными данными для определения финансовой эффективности

инвестиций в строительство ГЭС являются:

капиталовложения и ежегодные издержки по ГЭС;

доход, получаемый от реализации электроэнергии;

источники и условия финансипования стпоительства.

Капиталовложения в строительство ГЭС

определяются на основе договорной цены. При этом должна учитываться

проходящая либерализация цен на энергоносители.

Ежегодные издержки по ГЭС состоят из отчислений на реновацию и

эксплуатационных расходов, включающих затраты на капитальный и текущий

ремонты, расходов на заработную плату эксплуатационного персонала и прочих

расходов

Эксплуатационные расходы определены исходя из условий полной

автоматизации ГЭС и осуществления ремонтного обслуживания ГЭС

сервисными службами энергосистемы.

Доход, получаемый от реализации энергии ГЭС, оценивается

произведением тарифа на электроэнергию у потребителя на выработанную ими

электроэнергию. При этом учитываются потери в ЛЭП и необходимость

отнесения части прибыли от реализации электроэнергии малых ГЭС на сетевые и

системные фонды, необходимые для доведения электроэнергии малых ГЭС до

потребителя.

По расчетам доход малых ГЭС составит от 4 до 11

тыс. долларов, срок окупаемости до 2-4 года.

Такие экономические показатели должны заинтересовать потенциальных

инвесторов.

Возможны следующие источники финансирования строительства малых ГЭС:

амортизационные отчисления на полное восстановление основных фондов;

инвестиционный фонд; местный бюджет; кредиты коммерческих банков; создание

акционерного общества (АО).

Амортизационный фонд по-видимому будет расходоваться на

капиталовложения в те объекты, за счет отчислений от фондов которых он

формируется (крупные ТЭЦ и ГЭС, электрические и тепловые сети). Мало

вероятно, что этот фонд будет расходоваться на финансирование строительства

малых ГЭС.

Инвестиционный фонд, который образуется благодаря включению

соответствующей статьи в структуры формирования тарифов, теоретически

является одним из возможных источников финансирования строительства малых

ГЭС. Однако, как отмечалось выше, формирование тарифов является

прерогативой правительственных органов, которые, в первую очередь, должны

заботиться о социально-экономических последствиях тех или иных решений.

Поэтому величина этого фонда, если его создадут, будет сравнительно

небольшой, и возможность его использования для финансирования

строительства малых ГЭС будет весьма ограниченной.

Финансирование из республиканского бюджета теоретически должно

быть ощутимым.

В Федеральной целевой Программе социально-экономического развития

Республики Дагестан на период до 2001 года в группу приоритетных

инвестиционных проектов, отличающихся высокой коммерческой и бюджетной

эффективностью включен также проект ОАО «Дагэнерго» по строительству малых

ГЭС. В качестве основных источников средств для реализации Программы

указаны:

собственные средства предприятий - 31,45 %

средства федерального бюджета - 21,91 %

средства республиканского и местных бюджетов - 19,64 %

средства отечественных коммерческих банков - 16,49 %

средства других внебюджетных источников - 10,5 %

Финансирование из бюджетов всех уровней

предусматриваться на безвозвратной основе.

Финансирование малых ГЭС из местного бюджета на современном

уровне развития экономики страны, когда требуют первоочередного решения

острейшие социальные проблемы, является маловероятным.

Финансирование за счет кредитов коммерческих банков безусловно

является одним из возможных путей финансирования строительства малых ГЭС.

Но эти инвесторы предоставляют кредиты по очень высокой процентной ставке и

большинство из выживших на сегодняшний день коммерческих банков не в

состоянии выдавать кредиты сколько ни будь значительного объема.

В этих условиях наиболее реальным путем финансирования является

создание акционерного общества по строительству и эксплуатации малых ГЭС.

Отбор первоочередных объектов, предназначенных для финансирования за

счет акционерного капитала, производился на основе финансово-экономической

эффективности первоочередных малых ГЭС, минимальных сроков возврата

капитала, наличия проектной документации, реальных сроков поставки

отечественного оборудования. На основании приведенных выше факторов выбраны

Хновские малые ГЭС для их финансирования за счет акционерного капитала.

В качестве потенциальных акционеров при строительстве малых ГЭС

могут рассматриваться потенциальные потребители энергии малой ГЭС,

энергосистемы, коммерческие структуры, физические лица.

Эти инвесторы могут участвовать в финансировании строительства

малых ГЭС на акционерных началах с последующим участием в прибыли,

получаемой от реализации электроэнергии, производимой на ГЭС,

пропорционально вложенным средствам, или за вложенный капитал получать

электроэнергию.

В настоящей работе приняты следующая расчетная схема формирования АО

Первоначально создается минимальный уставной фонд за счет потенциальных

акционеров (см. Табл. 23). Эмиссия акций производится

ежегодно на годовой объем строительно-монтажных работ и необходимых

поставок оборудования. Суммарный акционерный капитал принимается

достаточным для финансирования примерно 50 % объема затрат на

осуществление намечаемой программы строительства малых ГЭС.

Предполагается, что дивиденды выплачиваются ежегодно, начиная с

первого года выпуска акций (начала строительства ГЭС), в размере 15 % к

номинальной стоимости акций. Откладывание выплаты дивидендов до

получения энергетического эффекта, предоставляется нецелесообразным, так

как это может снизить заинтересованность потенциальных соучредителей во

вкладывание средств в уставной фонд АО.

В связи с тем, что в принятой расчетной схеме выплата дивидендов

начнется раньше, чем АО получит прибыль от реализации энергии, на

соответствующую величину используются кредиты коммерческих банков и

другие источники.

Вообще говоря , соотношение между заемным и акционерным капиталом

является сложной задачей. Чем выше для акционерного капитала, тем меньше

доход на каждую отдельную акцию. Чем выше доля заемных средств, тем больше

сумма оплачиваемых процентов. Поэтому окончательно вопрос об определении

оптимальной доли акционерного и заемного капитала должен быть решен на

уровне ОАО «Дагэнерго» и ТЭО «Южэнерго».

Учитывая, что вложение средств в гидростроительство является

надежным помещением капитала, не зависящим от конъектуры цен на топливо и

дающих быстрый возврат капитала, строительство малых ГЭС на акционерных

началах должно быть привлекательным для потенциальных инвесторов.

Ниже приведены предложения по составу предполагаемых акционеров для

инвестирования первоочередных малых ГЭС. (см. табл. 23).

Таблица 23

Энергетический эффект малых ГЭС, потенциальный состав акционеров.[15]

| |Наименование |Установл. |Ср.мног. |Предполагаемый |

| |малых ГЭС |Мощ-ть., |выработ |Состав |

| | |МВт. |эл.эн., |Акционеров. |

| | | |Млн.кВтч | |

| | | |ас. | |

| |Хновские (3 шт.). |7,2 |27,2 |1.0АО «Дагэнерго» |

| |Каратинская |3 |16,6 |2.ТЭО «Южэнерго» |

| |Хиндахская |1,2 |9,0 |3. ЧиркейГЭСстрой |

| | | | |4. Сызранский завод |

| |Суметинская |1,8 |12,5 | 4. ЧиркейГЭСстрой |

| |Итого |13,2 |65,3 | |

Данные, приведенные в табл. 23, показывают, что наибольший

энергетический эффект за счет создания акционерного общества по

строительству малых ГЭС, может быть достигнут на Каскаде Хновских малых

ГЭС.

Расчеты, произведенные институтом «Гидропроект» г. Ростов на Дону,

показали, что всего энергетический эффект рекомендуемых к строительству

акционерным обществом малых ГЭС, позволит сэкономить около 17 тыс. тонн

органического топлива, что снизит выброс вредных веществ в атмосферу и

смягчит экологическую ситуацию в регионе.

Заключение.

Россия богатая страна и обладает огромными запасами органических

топлив: 45 % мировых запасов природного газа, 23 % угля и 13 % нефти

находится в ее недрах. Определенную часть этих запасов хранят в себе недра

Республики Дагестан.

1.Дагестан является одним из богатых водными ресурсами

регионов СНГ. Почти 40 % гидроэнергетического потенциала речного стока

Северного Кавказа сосредоточено в Дагестане. По насыщенности территории

гидроэнергетическими ресурсами среди республик и областей Северного

Кавказа Дагестан занимает третье место, после Северной Осетии и Кабардино-

Болкарии.

2.По сравнению со странами СНГ по величине

гидроэнергетических ресурсов Республика Дагестан занимает шестое место, а

понасыщенности территории этими ресурсами третье место, после Таджикистана

и Грузии.

3.Топливно-энергетический комплекс является ведущей отраслью

народного хозяйства республики. Рост валового регионального продукта (ВРП)

-2,6 %, достигнут за счет топливно-энергетического комплекса. За последние

годы ТЭК в Дагестане «вырос» в десять раз. В 1990 г. в структуре

промышленного производства он занимал всего 4,4 %, а сейчас 42,5 % и

основными налогообразующими составными доходной части бюджета являются

объекты ОАО «Дагэнерго» и ОАО «Дагнефть».

4.ОАО «Дагэнерго» полностью справляется с возложенными на

него обязательствами. Электроснабжением охвачена вся территория республики.

Впервые за годы изолированной от ЕЭС России работы «Дагэнерго» вт

республике не было принудительных отключений электричества в осенне-зимний

период из-за нехватки собственной энергии. В прошлом году наши

электростанции выработали более 3820 млн. кВт. час электроэнергии, намного

больше уровня 1997 г. Финансовое состояние ОАО «Дагэнерго» можно оценитькак

хорошее.

5. На долю малой гидроэнергетики приходится

около 40 % валового гидроэнергетического потенциала региона и около 30 %

технического потенциала. Малыми ГЭС в республике может быть использован

гидроэнергетический потенциал не только неосвоенных, но и уже

зарегулированных водотоков.

6.ОАО «Дагэнерго» реализует проект по строительству малых

ГЭС. Предусматривается строительство 31 малой ГЭС общей установленной

мощностью 80570 кВт. и выработкой 408,4 млн. кВт. час электроэнергии. Все

створы для строительства малых ГЭС выбраны в бассейнах рек Сулак и Самур.

Конструктивные решения малых ГЭС разрабатывались в виде унифицированных

деривационных схем с водозаборными сооружениями и станционными узлами, с

типовыми гидроагрегатными блоками.

7.Малая гидроэнергетика не зависит от конъектуры непрерывно

растущих цен на топливо, потребностью в небольших единовременных

вложениях средств, дающих отдачу через 2-3 года с момента вложения, а также

надежностью помещения капитала в гидроэнергетическое строительство.

8.Специфика малой гидроэнергетики (относительно небольшие

абсолютные размеры затрат и сроки строительства, заинтересованность ряда

инвесторов) обуславливает некоторую специфику подходов к способам ее

финансирования и как следствие и экономического обоснования эффективности

малых ГЭС.

9.Проанализированы различные источники финансирования

строительства малых ГЭС и сделан вывод о предпочтительности для этой цели

создания акционерного общества. В настоящей работе принята следующая

расчетная схема формирования АО. Первоначально создается минимальный

уставной фонд за счет потенциальных инвесторов. Эмиссия акций производится

ежегодно на годовой объем строительно-монтажных работ и необходимых

поставок оборудования. Суммарный акционерный капитал принимается

достаточным для финансирования примерно 50 % объема затрат на осуществление

намечаемой программы строительства малых ГЭС.

10. В качестве объектов для финансирования за счет

акционерного капитала, предложены шесть малых ГЭС, имеющие наиболее

высокие показатели финансовой эффективности, а именно:

а) объем капиталовложений составил 13,0 - 46,5 тыс. долларов США;

б) годовой доход от деятельности малых ГЭС составил 4-11 тыс.

долларов США;

в) срок окупаемости малых ГЭС составил 2-4 года.

При этом учитывалась степень проектной подготовленности и возможность

поставки отечественного оборудования.

11. Эта работа должна быть продолжена. Особое внимание при этом

должно быть уделено уточнению состава малых ГЭС, строительства которых

должно быть осуществлено акционерным обществом, уточнению состава

потенциальных инвесторов, определению оптимального сочетания акционерного и

заемного капитала.

ГЛОССАРИЙ.

Акватория - поверхность воды, участок водоема.

ВРП - валовой региональный продукт подсчитывается по так

называемому территориальному признаку. Это совокупная стоимость продукции

сферы материального производства и сферы произведенного в данном регионе за

год.

ВИЭ - возобновляемые источники энергии. К ним относятся: солнечная,

ветровая, гидравлическая, биогазовая, геотермальная, волновая виды энергии.

Газоконденсат - газовая смесь, выделяющаяся при добыче нефти.

Гидроагрегатный блок - включает в себя турбину и гидрогенератор – это

основной блок ГЭС.

Гидрогенератор - машина для превращения водной энергии в

электрическую.

Глубина верхнемелового отложения - толщина горизонта пород, где

концентрируется нефть.

Головной водозаборный узел - непосредственно плотина и водоприемное

сооружение для приема на ГЭС.

Деривация (схема) - сооружение, выполненное в виде напорного

железобетонного трубопровода, диаметром в свету 1,2 м., составленного из

стандартных сборных железобетонных секций длиной до 5 м. каждая.

Предназначена для увеличения высоты и силы сброса воды на агрегат.

ЛЭП - линия электропередачи.

Отстойник - тонкостенное железобетонное сооружение с габаритами в

плане 17,0 х 7,6 м и максимальной высотой 4,2 м для первоначального отстоя

воды и ее фильтрации.

Орография - наука о рельефе земной поверхности.

ОЭС - объединенные электрические сети.

ПГУ - парогазотурбинная установка.

ПГЭС - парогазотурбинная электростанция .

РАО «ЕЭС России» - Российское Акционерное Общество

«Единые электрические сети России».

Сбросный поток - сооружение для отвода воды с ГЭС.

Станционный узел - здание ГЭС и вспомогательное хозяйство.

Турбина - двигатель с ротором, в котором энергия пара, газа или

движущейся воды преобразуется в механическую рабогу.

ТЭО - территориальное энергетическое объединение.

Т.у. т. - единица измерения энергии, получаемой от возобновляемых

источников, (тонн условного топлива).

Эксплуатационные скважины - действующая скважина по добыче нефти,

газа.

Список литературы.

1. Алиев В.Г. Основы эффективной экономики. Махачкала. ИГЩ. 1996 г.

С. 119-126, 160-189,243-250.

2. Бабурин Б.Л., Фаин И.И. Экономическое обоснование

гидроэнергостроительства. М. Энергия. 1995 г. С. 17-29, 51-83, 117.

3. Булатов А.С. Экономика. М. 1996 г. С. 205, 471-475.

4. Временные указания по определению экономической эффективности

капитальных вложений при проектировании гидроэнергетических объектов.

Минэнерго СССР. ГлавНИИпроект. М. 1988 г. С. 30-81.

5. Годовой отчет о производственной деятельности ОАО «Дагэнерго» за

1995 год. Махачкала. 1995 г. С. 11-89.

6. Годовой отчет о производственной деятельности ОАО «Дагэнерго» за

1998 год. Махачкала. 1998 г. С. 12-97.

7. Замахаев B.C.. Энергетика и речные системы. М. Энергия. 1989 г. С.

20-27,91-118.

8. Инструкция по определению экономической эффективности

капитальных вложений в строительство. М. Стройиздат. 1992 г. С. 45-49, 120.

9. Марканова Т.К. Научно-техническое и экономическое обеспечение

развития малой гидроэнергетики в России (Северный Кавказ). M.I 994 г. С. 4-

27, 52-77, 84.

10. Материалы к общему собранию акционеров ОАО «Дагэнерго» 30.04.

1999 г. Махачкала. 1999 г.

11. Мирзоев Д.А. Состояние и пути повышения эффективности развития и

освоения месторождений нефти и газа в Дагестане. Махачкала. 1988 г. С. 170-

210.

12. Мирзоев Д.А., Парбудагов В.М., Беньяминов И.Б.. Прогнозные запасы

нефти и газа в Дагестане и основные направления геологоразведочных работ.

Махачкала. 1992 г. С. 61-82, 210-237.

13. Михайлов Л.П., Боровой А.А., Непорожный А.Н.

Гидроэнергетика и комплексное использование водных ресурсов. М.

Энергоиздат. 1990г. С. 170-300.

14. Муслимов В.Х. Гидроэнергетические ресурсы Республики Дагестан

.Махачкала. 1992 г. С. 120-138.

15. Основные положения по определению экономической эффективности

гидроэнергетических объектов. Минэнерго СССР. М. 1991 г. С. 128-147.

16. Разработка предложений по развитию ОЭС и ЕЭС РФ на период до

2000 года с перспективой до 2010 года. Ростов -на -Дону. Институт

«Южэнергосетьпроект». 1998 г. С. 10-57, 82-99.

17. Сабанаев К.А. Нефть и газ Дагестана. Махачкала. 1993 г. С. 12-68,

127.

18-Сивокоз В.Н. Рациональное сочетание отраслевого и

территориального управления топливно-энергетическим комплексом (на

примере Республики Дагестан). М. 1997 г. С. 69-74, 180.

19-Турсунов А.А. Топливный эффект проектируемых

гидроэлектростанций. М. Энергия. 1993 г. С. 19-75.

20. Юсупова М.Е. О совершенствовании экономического механизма

использования ресурсов недр в нефтегазоносных районах. Т.2. Методы

планирования и управления природными ресурсами. Махачкала. 1992 г. С. 127-

130.

21. Энергетические ресурсы СССР. T.I. Гидроэнергетические ресурсы. М.

Наука. 1987 г. С. 10-52, 80-216.

22. Асланян Г.С., Молодцов С.Д. Возобновляемые источники энергии на

мировой сцене.// Энергия. 1997 г. № 3. С. 3-11.

23. Безруких П.П. Экономические проблемы нетрадиционной

энергетики.// Энергия. 1995г. № 8. С. 2-6.

24. Гидроэнергетическое строительство в горных условиях.//

ГрузНИИЭГС . Энергия. 1997 г. Сб. статей; Вып. 5. С. 13-45.

25. Использование возобновляемых источников энергии в России

(Российский Национальный Доклад).// Энергия. 1996 г. № 11.

26. Конопляник А. Финансирование энергетики:

условия для частных инвестиций. // Энергия. 1998 г. № 9. С. 2 -9.

27. Корякин Ю.Н., Дьяконов В.Л. Энергетическая стратегия России.//

Энергия. 1998 г. № 7. С. 2-10.

28. Крылов Д.А., Путинцева В.Е. ТЭК России: окружающая среда и

статистика. // Энергия 1999 г. № 2. С. 3-12.

29. Мальцев А.В., Макарова Е.С. Экологическая цена энергии. //

Энергия. 1998 г. № 10. С. 2-7.

30. Некиченович Н. Перспективы энергетики Евразии. // Энергия. 1998

г.№ 12.С. 2-10.

31-Петрикова Т.В. Новая схема купли-продажи электроэнергии. //

Энергия. 1998 г. № 8. С. 9-13.

32. Румянцев В.К. Преодолимы ли экологические минусы

гидроэнергетики. // Энергия. 1998 г. № 11. С. 26-32.

33. Сидоренко В.А. Атомная энергетика: прошлое, настоящее, будущее

//Энергия. 1995 г. № 11. С. 2-7.

34. Соболь Я.Г. Ветроэнергетика в условиях рынка. // Энергия. 1995 г.

№11. С. 18-25.

35. Алиев Б.М. Возобновляемая энергетика. //Дагестанская правда. 1994

г.11 С. 2.

36. Баширов К.М. Энергетика Дагестана. // Дагестанская правда. 1997

г.24 сентября С. 2.

37. Гамзатов Р.Б. Рациональное использовать топливно-энергетические

ресурсы. // Дагестанская правда. 1996г. 29 августа, с. 3,

38. Лагеев А.С. Ирганайская ГЭС - старт взят. // Дагпресс. 1998 г. №

51.

39. Магомедов К.М. «Дагэнерго» не хочет быть монополистом. // Новое

дело. 1998 г. 7 марта С. 2-3.

40. Шамов Г. Наши природные кладовые. // Дагестанская правда. 1997 г.

1 января. С. 3.

-----------------------

[1] Муслимов В. X.. Гидроэнергетические ресурсы Республики Дагестан.

Махачкала. 1992. С. 15.

1 Муслимов В. X.. Гидроэнергетические ресурсы Республики Дагестан.

Махачкала. 1992. С. 16.

[2] Муслимов В. X. Гидроэнергетические ресурсы Республики Дагестан.

Махачкала. 1992. С. 17.

[3] Муслимов В. X. Гидроэнергетические ресурсы Республики Дагестан.

Махачкала. 1992 г.

[4] Энергетические ресурсы СССР. Т. 1. М. Наука. 1987. С. 52.

[5] Энергетические ресурсы СССР. Т. 1. М. Наука. 1987 г. С. 67.

[6] Там же

[7] Годовой отчёт о производственной деятельности ОАО « Дагэнерго » за 2000

г.

[8] Годовой отчет о производственной деятельности ОАО «Дагэнерго» за 2000

г. Махачкала.

[9] Схема развития дагестанской энергетики на период до 2005 г. Р.н.д.1998

[10] Схема развития дагестанской энергосистемы с учетом перспективы до 2005

г. Ростов н.Д. 1998 г. С 25

[11] Схема развития дагестанской энергосистемы с учетом перспективы до 2005

г. Ростов н.Д. 1998 г.

[12] Схема развития дагестанской энергосистемы с учетом перспективы

до 2005 г. Ростов н. Д. 1998 г.

[13] Проект развития малой гидроэнергетики на Северном Кавказе. Ростов н.

Д. «Гидропроект». 1998 г.

[14] Программа развития малой гидроэнергетики на Северном Кавказе.

«Гидропроект». Ростов н. Д. 1998 г.

Страницы: 1, 2