Распоряжение Правительства Республики Ингушетия от 26 ноября 2014 г. N 1003-р О внесении изменений в Схему и Программу развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2015 - 2019 годы, утвержденные распоряжением Правительства Республики Ингушетия от 30 апреля 2014 г. N 451-р

Распоряжение Правительства Республики Ингушетия
от 26 ноября 2014 г. N 1003-р

Утвердить прилагаемые изменения, которые вносятся в Схему и Программу развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2015 - 2019 годы, утвержденные распоряжением Правительства Республики Ингушетия от 30 апреля 2014 г. N 451-р.

Председатель Правительства Республики Ингушетия

А. Мальсагов

Изменения,
которые вносятся в Схему и Программу развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2015 - 2019 годы
(утв. распоряжением Правительства Республики Ингушетия от 26 ноября 2014 г. N 1003-р)

Схему и Программу развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2015 - 2019 годы изложить в следующей редакции:

Схема и Программа
развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2015-2019 гг.

Введение

Настоящая работа выполнена по заказу и в соответствии с Техническим заданием Комитета промышленности, транспорта, связи и энергетики Республики Ингушетия (приложение А).

Задачей работы является разработка рекомендаций по обеспечению надёжности функционирования электроэнергетического комплекса Республики Ингушетия с учётом прогнозируемого роста электропотребления, разработка и обоснование оптимальных направлений развития сетей 35-110 кВ на территории Республики, определение объёмов нового сетевого строительства, реконструкции, расширения и техперевооружения существующих электросетевых объектов, а также оценка капиталовложений на их реализацию.

В работе рассмотрены следующие вопросы:

- анализ существующего состояния электроэнергетики и теплоэнергетики Республики Ингушетия;

- существующее состояние электрических сетей 35-110 кВ;

- динамика основных показателей энерго и электроэффективности;

- единый топливно-энергетический баланс;

- перспективные уровни электропотребления и максимумы электрической нагрузки;

- прогноз потребления тепловой энергии;

- развитие объектов теплоэнергетики, прогноз потребности в топливе;

- электрические нагрузки существующих и намечаемых подстанций 110 кВ на 2019 г.;

- выбор конфигурации и основных параметров сетей 35-110 кВ на период до 2019 г. с учётом требований к надёжности электроснабжения потребителей и качеству электроэнергии;

- расчёты режимов работы сетей 35-110 кВ;

- определение объёмов строительства, реконструкции, расширения и технического перевооружения сетей 35-110 кВ и ориентировочных капиталовложений.

При выполнении работы использованы:

- материалы службы технического развития Ингушского филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" о существующем состоянии сетей 35-110 кВ на 01.01.2014 г.;

- схема электрических соединений сетей 35-110 кВ на территории Республики Ингушетия по состоянию на 01.01.2014 г.;

- технические условия, выданные Ингушским филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа" на присоединение потребителей к электрическим сетям 35-110 кВ;

- сведения Министерства экономического развития Республики Ингушетия;

- Социально-экономическая программа развития Республики Ингушетия на 2010-2016 гг.

Работа выполнена в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации N 823 от 17 октября 2009 г. "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики, а также требованиями "Норм" технологического проектирования ВЛ и ПС напряжением 35 кВ и выше, "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем (Москва, 2003 г.), ПУЭ (7 редакция).

В работе приняты за отчётный год - 2012-2013 гг., за расчётный - 2019 г.

Представленные в настоящей работе рекомендации могут служить информационной основой для разработки Инвестиционных программ субъектов энергетики на территории Республики Ингушетия. Реализация представленных в настоящей работе рекомендаций обеспечит повышение надежности функционирования тепло-энергетического комплекса Республики Ингушетия, позволит расширить возможности технологического присоединения потребителей электрической энергии и мощности к энергосистеме и создаст предпосылки для улучшения инвестиционной привлекательности региона.

1 Общая характеристика региона

Республика Ингушетия расположена на северных склонах предгорья Большого Кавказского хребта (в центральной его части) и на прилегающих к нему малых хребтах - Терском, Сунженском и Скалистом. Протяжённость: с севера на юг - 144 км, с запада на восток - 72 км. На западе Республика Ингушетия граничит с Республикой Северной Осетией - Аланией, на востоке - с Чеченской Республикой, на юге - с Грузией (протяжённость государственной границы с Грузией - 72 км). Республика Ингушетия является самой молодой республикой Российской Федерации: образована 4 июня 1992 года. После образования республики и до 2000 года столицей являлся город Назрань. В 2000 году новой столицей Ингушетии стал специально построенный для этого город Магас. Республика входит в состав Северо-Кавказского федерального округа.

Общая площадь Республики составляет 3,6 тыс. кв. км

Численность населения Республики Ингушетия на 2014 год по данным Росстата составляет 452,7 тыс. чел. Плотность населения - 124,78 человек на 1 кв. км, городское население - 39%.

В состав Республики вошли три административных района бывшей Чечено-Ингушетии: Сунженский, Малгобекский и Назрановский. В 1992 году был образован также Джейрахский район.

На конец 2013 года в Республике насчитывается 45 муниципальных образований, в том числе:

- муниципальных районов - 4;

- городских округов - 4;

- сельских поселений - 37.

Наиболее крупными городами являются Магас, Назрань, Карабулак и Малгобек.

Климат Республики континентальный, высокогорный, зависит от высоты над уровнем моря. Средняя температура января -5°С, июля + 21°С. Осадков до 1200 мм в год.

В северных районах рельеф степной, на юге - горный, состоящий из хребтов, разделённых долинами и ущельями. В северных районах располагается часть Сунженской и Алханчуртской долины, в центральных - долины рек Сунжа и Асса, южная часть республики занята Кавказскими горами.

Основная река - Сунжа. Протекают также реки Асса, Фартанга, Армхи, Гулойхи, Фазтонка, Чемульга. Общая площадь бассейна рек составляет 3073 км2. Реки принадлежат бассейну Терека. Значительны запасы гидроэнергетики рек; имеется сеть оросительных каналов.

Минерально-сырьевая база состоит из месторождений нефти (разведанные промышленные запасы нефти составляют около 11 млн. тонн, прогнозные запасы свыше 60 млн. тонн), природного газа, мрамора, доломитов, кирпичных глин высокого качества, термальных лечебных вод и минеральных вод типа "Боржоми".

Растительность: на севере - лесная и лесостепная, на юге в горах (до высоты 1800 метров) - широколиственные леса, выше располагаются субальпийские и альпийские луга. Общая площадь земель лесного фонда составляет 84,4 тысячи гектаров, в том числе площадь, покрытая лесной растительностью - 75,6 тысячи гектаров. Смешанные широколиственные леса (бук, дуб, чинара) занимают площадь 140 тыс. гектаров.

В Республике находятся два заповедника:

- Джейрахско-Ассинский государственный историко-архитектурный и природный музей-заповедник - включает в себя горную зону, и такие памятники природы, как Таргимская долина, ущелья рек Армхи и Асса;

- Эрзи - заповедник в Джейрахском районе. Расположен на северном склоне Большого Кавказа, в Джейрахско-Ассинской котловине и прилегающих к ней с севера горах Скалистого хребта.

Также в Республике находится "Ингушский" заказник, который расположен на территории Сунженского и Джейрахского районов Ингушетии. К основным объектам охраны относятся: зубр, тур, кабан, косуля, серна, безоаровый козёл. На территории заказника также охраняются памятники истории и древней культуры. Площадь заказника составляет 70 000 га.

Ингушетия - аграрно-индустриальная республика, 60% территории занимают земли сельскохозяйственного назначения, из них половина угодий - пашни. Экономика - сверхдотационная. По объёмам производства продукции сельского хозяйства занимает в России 37-е место.

Основными сельскохозяйственными культурами являются зерновые, подсолнечник, овощи, картофель. Значительное развитие имеют также виноградарство и табаководство. Имеются посевы кукурузы, пшеницы, овса, ячменя, сахарной свёклы. Доля государственного сектора экономики составляет не более 25%, остальная часть приходится на другие формы собственности.

Традиционные направления животноводства - разведение крупного рогатого скота молочного и мясомолочного направления, а также овцеводство и козоводство.

Территорию Республики Ингушетия пересекают железнодорожная магистраль Ростов-на-Дону - Беслан - Назрань - Грозный - Махачкала - Баку и автомобильная трасса Ростов-на-Дону - Нальчик - Владикавказ - Назрань - Грозный - Баку, а также через нее проходят магистральные газо- и нефтепроводы из Чеченской Республики.

В Республике Ингушетия имеется аэропорт Магас, который располагает всеми необходимыми условиями для обслуживания авиарейсов дальней авиации.

Промышленность Республики Ингушетия развита слабо. Наиболее развита нефтедобывающая ("Ингушнефтегазпром"), нефтехимическая, химическая ("Химпром"), газоперерабатывающая и металлообрабатывающая промышленность (завод лёгких сплавов "Вилс"), Более 75% объёма промышленного производства приходится на нефтепромышленный комплекс. Производство нефти на территории Ингушетии ведётся с 1915 года.

Вторая по значению отрасль промышленности республики - пищевая - базируется на местных сельскохозяйственных ресурсах.

Также налажена работа трикотажных и пищевых предприятий.

Другие предприятия - кондитерская фабрика "Россия" (Малгобек), полиграфический комбинат (Назрань), домостроительный комбинат, кирпичные заводы (город Назрань и станица Нестеровская), завод электродвигателей малой мощности (Назрань), мебельная фабрика (станица Орджоникидзевская), хлебозавод (Назрань).

2 Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Ингушетия за пятилетний период

2.1 Характеристика энергосистемы

Энергосистема Республики Ингушетия входит в состав Объединенной энергосистемы Юга (ОЭС Юга). Наряду с ней, в ОЭС Юга входят энергосистемы Астраханской области, Волгоградской и Ростовской областей, а также энергосистемы Республик Дагестана, Кабардино-Балкарии, Калмыкии, Северной Осетии, Карачаево-Черкесии, Чеченской Республики, энергосистема Краснодарского края и Республики Адыгея, энергосистема Ставропольского края.

Режимом работы энергообъединения управляет Филиал ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Юга.

Оперативно-диспетчерское управление объектами электроэнергетики на территории Республики Ингушетия осуществляет Филиал ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемами республик Северного Кавказа и Ставропольского края" (далее - Северокавказское РДУ).

В электроэнергетический комплекс Республики Ингушетия входят линии электропередачи напряжением 35-110 кВ протяженностью порядка 450 км и 29 подстанций суммарной трансформаторной мощностью 320 МВ*А.

Республика Ингушетия является энергодефицитным регионом. Республика получает электроэнергию со стороны энергосистемы Республики Северной Осетии по четырём ВЛ 110 кВ.

Энергетическая система Республики Ингушетия характеризуется моральным и физическим износом подстанций и линий электропередачи и, как следствие, значительными потерями в электросетях.

Основной сетевой компанией действующей на территории Р. Ингушетия, является Ингушский филиал ОАО " МРСК Северного Кавказа".

В его состав входят шесть районных электрических сетей, а именно:

- Малгобекский РЭС;

- Назрановский РЭС;

- Карабулакский РЭС;

- Сунженский РЭС;

- Магасский РЭС;

- Джейрахский РЭС.

На балансе Правительства Р. Ингушетия находятся ПС 110 кВ Магас и Слепцовская, а также ВЛ 110 кВ протяженностью 14,45 км, обслуживаемые Ингушским филиалом ОАО "МРСК Северного Кавказа".

В 2014 г. создано предприятие по эксплуатации электрических сетей ГУП "Ингушэлектросервис".

В таблице 2.1.1 приведены данные по составу электрических сетей, находящихся на балансе сетевой компании и Правительства Р. Ингушетия по состоянию на 01.01.2014 г.

Таблица 2.1.1 - Данные по составу электрических сетей по состоянию на 01.01.2014 г.

Наименование	ВЛ 35-110 кВ, км	ВЛ (КЛ) 6(10)-4 кВ, км	ПС 35-110 кВ шт./МВ*А	ПС 6(10) кВ шт./МВ*А
1 Ингушский филиал ОАО "МРСК Северного Кавказа"	433	2350,3	25/274,2	712/147
2 На балансе Правительства Р. Ингушетия	14,45	995,17	2/32	1010/87,09

Абонентскими являются две ПС 35 кВ Очистные сооружения и Новотроицкая.

Энергосбытовой компанией на территории Республики является ОАО "Ингушэнерго".

2.2 Отчётная динамика потребления электроэнергии и максимума нагрузки, структура электропотребления

Динамика электропотребления и максимума нагрузки Республики Ингушетия за 2009-2013 гг. представлена в таблице 2.2.1

Таблица 2.2.1 - Электропотребление и максимум нагрузки Республики Ингушетия в период 2009-2013 гг.

	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	Среднегодовой темп прироста 2009-2013 гг., %
Электропотребление, млрд. кВт*ч	0,531	0,553	0,614	0,625	0,626	4,2
годовой темп прироста, %		4,1	11,0	1,8	0,2
Собственный максимум нагрузки, МВт	112	113	120	132	125	2,8
годовой темп прироста, %		0,9	6,2	10,0	-5,3
Число часов использования собственного максимума нагрузки, час.	4741	4894	5117	4735	5008

Как видно из приведённых данных, за последние 5 лет (с 2009 года по 2013 год) электропотребление на территории республики увеличилось на 95 млн. кВт*ч, рост потребления за указанный период составил 4,2% к уровню 2009 года.

Собственный максимум нагрузки потребителей, расположенных на территории Республики, в отчётные годы был зафиксирован в диапазоне 112-132 МВт. Числа часов использования собственного максимума нагрузки в этот же период времени изменялись в пределах от 4740 до 5120 часов.

Необходимо отметить, что 2 февраля 2014 года при среднесуточной температуре -16,2°С в энергосистеме Республики Ингушетия был зафиксирован рекордный максимум нагрузки 135 МВт, что на 3 МВт выше исторического максимума, установленного в энергосистеме 8 февраля 2012 года при среднесуточной температуре -18,5°С. Основной причиной роста максимума нагрузки стала низкая температура воздуха, установившаяся на территории Республики. Среднесуточная температура в день прохождения максимума 2 февраля 2014 года была ниже среднемноголетней температурной нормы февраля на 14°С.

Структура электропотребления Республики Ингушетия по видам экономической деятельности за 2009-2012 гг. представлена в таблице 2.2.2.

Структура электропотребления на территории Республики приведена по данным Росстата и сформирована по потребителям, сгруппированным по видам экономической деятельности (ВЭД).

Таблица 2.2.2 - Структура электропотребления Республики Ингушетия по видам экономической деятельности

Показатели	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
	%	%	%	%
Добыча полезных ископаемых	0,8	0,4	0,5	0,5
Обрабатывающие производства	4,1	4,3	3,9	4,3
Производство и распределение газа и воды	7,9	9,8	8,5	9,3
Итого промышленные производства	12,8	14,5	12,9	14,1
Строительство	0,2	0,2	0,2	0,2
Транспорт и связь	1,5	1,6	1,5	9,1
Непроизводственная сфера	50,5	42,1	37,5	37,1
домашнее хозяйство	36,7	32,4	28,8	29,9
сфера услуг	13,7	9,8	8,6	7,2
Производственные нужды с/х	0,0	0,0	0,0	0,0
Итого полезное потребление	65,0	58,4	52,0	60,5
потери в сетях	35,0	41,6	48,0	39,5
с.н. электростанций	0,0	0,0	0,0	0,0
Всего потребление	100,0	100,0	100,0	100,0

Как следует из приведенных данных, структура электропотребления на территории Республики Ингушетия в отчётный период 2009-2012 гг. практически не менялась.

Промышленное производство составляло 13-14%. Доля непроизводственной сферы (домашнее хозяйство и сфера услуг) колебалась в диапазоне 40-50%, таким образом составляя почти половину потребления электрической энергии Республики Ингушетия.

Доля потерь в электрических сетях составила в среднем около 40%.

Структура электропотребления Республики Ингушетия по видам экономической деятельности за 2012 год представлена на рисунке 2.2.1.

Рисунок 2.2.1 - Структура электропотребления Республики Ингушетия в 2012 году

Как отмечалось выше, Ингушетия - аграрно-индустриальная, преимущественно сельская республика. По объемам производства продукции сельского хозяйства занимает в РФ 37-е место.

Ведущее направление сельского хозяйства - животноводство.

Промышленность представлена нефтедобывающей отраслью, пищевой, а также промышленностью строительных материалов.

Список наиболее значимых потребителей электрической энергии приведен ниже:

- Концерн "Ингушнефтегазпром", который объединил в своем составе предприятия нефтекомплекса:

- Малгобекское управление буровых работ;

- Малгобекское управление технологического транспорта;

- Нефтегазодобывающее управление "Малгобекнефть";

- Карабулакское нефтеперерабатывающее предприятие;

- Вознесенский газоперерабатывающий завод;

- ООО "Химреагент" (г. Карабулак) - выпуск специальных химических реагентов для нефтедобывающей отрасли.

Суммарное электропотребление предприятий за 2013 г. составило 2674 тыс. кВт*ч, а электрическая нагрузка - 8,38 МВт.

- ОАО "Минвода "Ачалуки" - розлив минеральной воды;

- Кондитерская фабрика "Россия" (г. Малгобек);

- Полиграфический комбинат (г. Назрань) - печатание книг, газет, журналов и т.д.;

- Домостроительный комбинат (г. Малгобек} - изготовление металлочерепицы, готовых конструкций для домов, типовых остановок для общественного транспорта, киосков;

- Нестеровский кирпичный завод (ст. Нестеровская) - выпуск кирпича высокого качества;

- Назрановский кирпичный завод, (г. Назрань) - выпуск кирпича;

- ООО "Мальтес-ЖБИ" (г. Карабулак) производство железобетонных изделий;

- Завод электродвигателей малой мощности (г. Назрань), проектная специализация - электродвигатели для всех бытовых машин (пылесосов, стиральных машин, холодильников);

- Завод легких сплавов "ВИЛС" - производство изделий из легких сплавов;

- Швейное объединение "Тэймах" (г. Назрань) - швейные изделия;

- Табачная фабрика "Троя" (ст. Нестеровская) - производство табачных изделий;

- ООО "Ингушская мебельная фабрика" - (ст. Орджоникидзевская);

- ОАО "Назрановский хлебозавод" (г. Назрань) - производство хлебобулочных изделий

2.3 Характеристика балансов мощности и электроэнергии

В энергосистеме Республики Ингушетия отсутствуют собственные генерирующие мощности.

Нестеровская ГЭС на реке Асса, имеющая среднегодовую выработку 13 млн. кВт*ч, в настоящее время неработоспособна. Ачалукская ГЭС (проектная мощность 13,5-15 МВт, среднегодовая выработка 49,7 млн. кВт*ч) находится в стадии строительства, ввод был запланирован на 2008 год, но не осуществлён. Новая дата ввода неизвестна.

Республика Ингушетия является энергодефицитным регионом. Электроснабжение потребителей, расположенных на территории Республики, осуществляется из энергосистемы Республики Северная Осетия.

В таблице 2.3.1 представлен баланс мощности энергосистемы Республики Ингушетия за отчётные 2009-2013 гг. на час собственного максимума нагрузки.

В таблице 2.3.2 представлен баланс электроэнергии энергосистемы Республики Ингушетия за отчётные 2009-2013 гг.

Таблица 2.3.1 - Баланс мощности энергосистемы Республики Ингушетия за отчётные 2009-2013 гг.

МВт
	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
Потребность
Собственный максимум нагрузки	112,0	113,0	120,0	132,0	125,0
Покрытие
Установленная мощность	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Избыток (+), дефицит (-)	-112,0	-113,0	-120,0	-132,0	-125,0

Таблица 2.3.2 - Баланс электроэнергии энергосистемы Республики Ингушетия за отчётные 2009-2013 гг.

млрд. кВт*ч
	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.
Потребность
Электропотребление	0,531	0,553	0,614	0,625	0,626
Покрытие
Выработка электростанций	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Избыток (+), дефицит (-)	-0,531	-0,553	-0,614	-0,625	-0,626

2.4 Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности в период 2008-2012 годов

Разработка раздела велась на основании данных за 2008-2012 годы, полученных от следующих источников:

- территориальный орган федеральной службы государственной статистики по Республике Ингушетия (Ингушетиястат);

- официальный сайт Республики Ингушетия;

- иные источники.

Таблица 2.4.1 - Динамика основных показателей Республики Ингушетия

	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.
Население (чел.)	499502	508090	412529	414524	430495
Численность занятых в экономике (тыс. чел.)	83	107	119	131	143
Валовой региональный продукт, млн. руб.	19200	18654	19929	26112	26477
Потребление электроэнергии, млн. квт*ч	495,1	531	553	614	625
Энергоемкость ВРП, кг. у. т./тыс. руб.	36,7	42,2	47,8	53,4	59,0
Электроемкость ВРП, кВт*ч/тыс. руб.	25,79	28,47	27,75	23,52	23,62
Электровооруженность труда в экономике, кВт*ч в год/занятого	5965	4963	4647	4687	4374
Электропотребление на душу населения, тыс. кВт*ч/чел.	0,99	1,04	1,34	1,48	1,45

Приведенные данные по динамике основных показателей энерго- и электроэффективности за 2008-2012 года показывают, что:

- с 2009 года динамика ВРП положительная;

- энергоемкость валового регионального продукта в 2012 году достигла 59 кг.у.т./тыс. руб., что однако вдвое ниже общероссийских показателей;

- электроемкость валового регионального продукта 23 кВт*ч/ тыс. руб., в 2012 году, что примерно соответствует среднему по России показателю;

- электропотребление на душу населения в последние годы возрастает и в 2012 году составило 1,45 тыс. кВт*ч/чел., оставаясь ниже среднероссийского показателя.

Таким образом, в Ингушетии существует значительных потенциал для повышения показателей энергоэффективности практически во всех сегментах народного хозяйства.

2.5 Динамика потребления и структура отпуска тепловой энергии от котельных основным группам потребителей в Республике Ингушетия

В республике Ингушетия по отчётным данным Ингушетиястата на 2012 год в республике функционировало 9 газовых котельных. Это единственные источники централизованного теплоснабжения в Ингушетии. За 2013 год официальные данные отсутствуют, что связано с установленными сроками оформления отчётов в органах государственной статистики.

Все котельные Ингушетии газифицированы и в качестве топлива используют природный газ.

Потребителями тепловой энергии от котельных являются объекты жилой застройки и коммунальной инфраструктуры. Объекты промышленности, в структуре отпуска тепловой энергии котельных отсутствуют.

Сводные данные по динамике за 2008-2012 гг. по отпуску основным группам потребителей по основным группам приведены в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1 - Сводные данные по динамике отпуска тепловой энергии по Республике Ингушетия за 2008-2012 гг.

Гкал
год	Отпущено тепловой энергии всего	Отпущено тепловой энергии своим потребителям	в том числе:
			населению	бюджето-финансируемым организациям	предприятиям на производственные нужды	прочим организациям
2008	921 052,5	921 052,5	906 709,3	14 343,2	-	-
2009	41 275,3	41 275,3	30 017,3	10 925,6	-	332,4
2010	38 733,3	38 733,3	27 475,3	10 925,6	-	332,4
2011	36 048,5	36 048,5	26 329,0	9 719,5	-	-
2012	32 562,8	32 562,8	20 809,8	11 753,0	-	-

Как видно из таблицы, для удовлетворительно верифицируемого массива данных за период 2009-2012 гг., характерна устойчивая тенденция к снижению теплоотпуска. За указанный период он снизился на 21%, при этом темпы ежегодного снижения составляют в среднем 5% в год. Это иллюстрирует график на рисунке 2.5.1.

При этом указанное снижение происходит за счёт уменьшения потребления тепловой энергии жилым сектором. Потребление такой категории, как бюджетно-финансируемые потребители остаётся практически неизменным. Это иллюстрирует график на рисунке 2.5.2.

Такая тенденция объясняется, в первую очередь тем обстоятельством, что в относительно тёплом климате Республики Ингушетия и преобладании в жилом секторе объектов индивидуальной застройки, целесообразно использование домовых и поквартирных отопительных установок. В условиях значительной степени газификации республики это сравнительно легко осуществимо без высоких капитальных затрат. Наличие газового топлива, по сравнению с твёрдым, позволяет значительно упростить решение вопросов отопления небольшого индивидуального жилого дома, сделать его экономичным, автоматизированным и безопасным. Таким образом, сейчас мы наблюдаем тенденцию постепенного отмирания систем централизованного теплоснабжения в республике, как устаревающих элементов советского подхода к решению вопросов теплоснабжения населённых пунктов в южных регионах.

Рисунок 2.5.1 - Отпуск тепловой энергии котельными Ингушетии за период 2009-2012 гг., Гкал.

Рис. 2.5.2 - Отпуск тепловой энергии населению котельными Ингушетии, Гкал.

В структуре отпуска тепловой энергии по состоянию на 2012 год отпуск тепла населению составляет 63,9%, на долю бюджетно-финансируемых потребителей приходятся оставшиеся 36,1%. Для сравнения - в 2009 году доля отпуска тепла населению составляла - 72,7% при этом в республике имелась небольшая доля потребления прочими организациями - 0,8. С 2011 года этот сегмент структуры теплоотпуска котельных отсутствует. Оставшейся сегмент теплоотпуска - бюджетно-финансируемые потребители составляли в 2009 году только 26,5%. Приведённые цифры по структуре теплоотпуска котельных также иллюстрируют уже описанную тенденцию.

2.6 Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Ингушетия (включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований) и источников централизованного теплоснабжения

В настоящее время только в четырёх районах Ингушетии имеются источники централизованного теплоснабжения - котельные. Это Малгобекский, Магасский, Назранский и Карабулакский районы (в Джейрахском и Сунженском районах действующие системы централизованного теплоснабжения отсутствуют). Всего в Ингушетии на начало 2014 г. функционирует восемь котельных (в начале 2012 г. их было девять). Все котельные республики газифицированы.

Действующие ТЭЦ в Республике Ингушетия отсутствуют. В связи с отсутствием в республике районов с высокой концентрацией тепловых нагрузок, а также сравнительно тёплым климатом и коротким отопительным сезоном, предпосылки для создания в регионе ТЭЦ или крупных теплоисточников с когенерацией в настоящее время отсутствуют.

В перспективе, в условиях сохранения высоких темпов роста населения республики, и в случае появления в городах районов с преобладающей многоэтажной застройкой, в регионе могут появиться предпосылки для создания источников тригенерации средней производительности, с комбинированной выработкой электрической энергии, тепловой энергии и централизованного холодоснабжения в летний период (на базе абсорбционных холодильных установок). Однако эти возможности следует изучать за пределами пятилетней перспективы, рассматриваемой в настоящей работе.

Основные характеристики источников централизованного теплоснабжения в Ингушетии, по данным Ингушетиястата, за период 2008-2012 гг. приведены в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1 Источники теплоснабжения Ингушетии за 2008-2012 гг.

год	Число предприятий, представивших отчёт, ед.	Суммарная мощность источников теплоснабжения на конец отчётного года, гигакал/час				Удельный вес котельных мощностью до 3 гигакал/час во всей суммарной мощности всех котельных, %	Количество котлов (энергоустановок) на конец отчётного года, ед.
		всего	в том числе:
			до 3	от 3 до 20	от 20 до 100
2008	5	58,0	10,2	47,8	-	17,6	21
2009	4	56,0	6,3	49,7	-	11,3	22
2010	4	56,0	6,3	49,7	-	11,3	19
2011	4	55,9	9,3	46,6	-	16,6	24
2012	4	54,8	4,4	50,4	-	8,0	22

В настоящее время, по данным органов государственной статистики за 2012 год (данные за 2013 г. в Ингушетиястате в настоящее время отсутствуют) котельные Ингушетии имеют следующие совокупные показатели:

- суммарная мощность котельных составляет 54,8 Гкал/ч;

- годовая выработка тепла - 33 803 Гкал (2012 г.);

- годовой отпуск тепла - 32 563 Гкал (2012 г.).

Крупными потребителями тепловой энергии от котельных являются районные теплоснабжающие организации республики. Им же принадлежат и сами котельные. Это следующие организации:

1 МУП ПУ ЖКХ г. Малгобек

2 МУП УКХ г. Магас

3 МУУП ПО ЖКХ г. Назрань

4 МУП КЖКХ Карабулак.

МУП ПУ ЖКХ г. Малгобек

В МУП ПУ ЖКХ г. Малгобек входят две котельные: N 1 - ул. Нурадилова N 80 и N 2 - ул. Школьная б/н.

В котельной N 1 установлено три паровых стальных котла ДКВр-10-13 (введён в 1970 г.) суммарной производительностью 19,5 Гкал/час, подключённая нагрузка котельной - 6,5 Гкал/час.

В котельной N 2 установлено семь водогрейных стальных котлов ТВ Г-1,5 (введены в 1980 г.) суммарной мощностью 10,5 Гкал/час, подключённая нагрузка котельной - 6 Гкал/час.

Суммарный отпуск тепловой энергии по организации составил в 2012 - 18 тыс. Гкал. в 2013 - также 21,495 тыс. Гкал (отчётные данные).

МУП УКХ г. Магас

В МУП ПУ ЖКХ г. Магас входит одна котельная.

В котельной установлено четыре водогрейных стальных котла по 3 МВт тепловой мощности каждый (производитель "РЭМЕКС" год ввода - 2012) суммарной производительностью 10,32 Гкал/час, подключённая нагрузка котельной - 3,8 Гкал/час (котельная рассчитана на перспективное присоединение нагрузок). Отпуск тепловой энергии котельной составил в 2012 году - 1203 Гкал, в 2013 году - 2330 Гкал.

МУУП ПО ЖКХ г. Назрань

В МУУП ПО ЖКХ г. Назрань располагается три котельные:

В котельной N 1 установлено два водогрейных стальных котла ТВГ-8 суммарной производительностью 16 Гкал/час. Подключённая нагрузка котельной 4,3 Гкал/час,

В котельной N 2 установлено два водогрейных стальных котла ТВГ-8 суммарной производительностью 16 Гкал/час и один паровой стальной котёл ДКВр-10-13 - 6,5 Гкал/час (суммарно 22,5 Гкал/час). Подключённая нагрузка - 8,3 Гкал/час.

В котельной N 3 установлено три водогрейных котла "Универсал" с суммарной мощностью 1,8 Гкал/час. Подключённая нагрузка - 1 Гкал/час

Суммарный отпуск тепловой энергии по организации составил в 2012 г. - 12 329 тыс. Гкал. в 2013 г. - 11 700 тыс. Гкал.

В текущем 2014 году планируется перевод потребителей котельных г. Назрань на поквартирные и подомовые (для объектов индивидуальной застройки) газовые теплогенераторы. При этом планируется закрыть действующие котельные.

МУП КЖКХ Карабулак

В МУП КЖКХ г. Карабулак входят две котельные.

В котельной N 1 установлено два водогрейных чугунных секционных котла "Минск" и один "Универсал-5" (1997 г. установки) суммарной производительностью 1,35 Гкал/час, подключённая нагрузка котельной - 0,463 Гкал/час.

В котельной N 2 установлено два водогрейных чугунных секционных котла "Минск" суммарной производительностью 1,1 Гкал/час и один стальной водогрейный котёл "РЭМЭКС" мощностью 1,8 МВт или 1,55 Гкал\час (установлен в 2012 г.). Итого установленная мощность котельной - 2,65 Гкал\час, подключённая нагрузка котельной - 0,609 Гкал/час.

Суммарный отпуск тепловой энергии по организации составил в 2012 г. - 1535 Гкал. в 2013 г. - 2 529 Гкал, при этом котельная была переведена в хозяйственное ведение организации в середине 2012 г.

Суммарные данные по производству тепловой энергии котельными Ингушетии приведены в таблице 2.6.2.

Таблица 2.6.2 - Сводные данные по динамике отпуска тепловой энергии по Республике Ингушетия за 2008-2012 гг., Гкал

год	Произведено тепловой энергии, гигакал				Удельный вес количества тепловой энергии, произведённой котельными мощностью до 3 гигакал/час во всём количестве произведённой тепловой энергии, %	Получено тепловой энергии со стороны, гигакал
	Всего	в том числе в котельных мощностью, гигакал/час
		до 3	от 3 до 20	от 20 до 100
2008	937136,4	422800,0	514336,4	-	45,1	-
2009	43007,3	9359,0	33648,3	-	21,8	-
2010	40577,3	6929,0	33648,3	-	17,1	-
2011	36986,5	11081,7	25904,8	-	30,0	-
2012	33803,1	4159,7	29643,4	-	12,3	-

Не полное совпадение отчётных данных ТСО с данными государственной статистики может объясняться различным толкованием учётных показателей в различных ТСО, а также отнесением котельного оборудования, находящегося в ремонте и на консервации к не учитываемому оборудованию.

В ближайший пятилетний период планируется вывод из эксплуатации действующих устаревших котельных г. Назрань. При этом суммарная мощность источников централизованного теплоснабжения Ингушетии может снизится до уровня 30 Гкал\час.

2.7 Объемы и структура топливного баланса котельных на территории Республики Ингушетия по состоянию на предшествующий год

Все котельные Республики Ингушетия в настоящее время газифицированы. Природный газ - единственный вид топлива, который используется в котельных республики. Таким образом, структура топливного баланса котельных Ингушетии - монотопливная. На котельных отсутствует резервное или аварийное топливо. Принципиально этот фактор снижает надёжность теплоснабжения от котельных. Однако с учётом специфики котельных Ингушетии, наличие единственного вида топлива снижает надёжность теплоснабжения незначительно - все котельные республики имеют малую или среднюю мощность (до 20 Гкал\час) и расположены в сравнительно тёплых климатических условиях. Применительно к климатическим условиям Ингушетии резервное топливо можно рекомендовать только для перспективных ПГУ-ТЭЦ, но даже для таких объектов, наличие резервного (аварийного) топлива должно иметь соответствующее технико-экономическое обоснование.

Газоснабжение котельных в Ингушетии осуществляется от магистрального газопровода Моздок-Тбилиси.

Ввиду того обстоятельства, что плановые сроки оформления отчётности органами государственной статистики Ингушетии за 2013 год, располагаются за границами времени выполнения настоящей работы, сведения о потреблении газа котельными в 2013 году приводятся по результатам переговоров с теплоснабжающими организациями Ингушетии, проводимыми в рабочем порядке. За 2012 год по данным Ингушетиястата потребление газа котельными республики составило 5 649 тыс. м3.

Предварительные сведения об объёмах топливного баланса котельных Ингушетии за 2013 г., по результатам переговоров с ТСО приведены в таблице 2.7.1.

Таблица 2.7.1 - Топливный баланс котельных Ингушетии за 2013 г.

Наименование теплоснабжающей организации и источников теплоснабжения	Произведенная тепловая энергия, Гкал	Установленная мощность котельных Гкал\час	Вид топлива	Потребление топлива
				тыс. м3	т.у.т.
МУП ПУ ЖКХ г. Малгобек	21 495		газ	3 113	3 611
Котельная N 1 - ул. Нурадилова N 80		19,5
Котельная N 2 - ул. Школьная б/н		10,5
МУП УКХ г. Магас (одна котельная)	2 330	10,32	газ	550	638
МУУП ПО ЖКХ г. Назрань	11 700		газ	1 504	1744
Котельная N 1		16,0
Котельная N 2		22,5
Котельная N 3		1,8
МУП КЖКХ Карабулак	2 529		газ	186	202
Котельная N 1		1,325
Котельная N 2		2,65

2.8 Единый топливно-энергетический баланс республики Ингушетия за предшествующие пять лет

Топливно-энергетический баланс Республики Ингушетия приводится на основании официальных данных Ингушетиястата за пятилетний период 2008-2012 гг. В виду того обстоятельства, что плановые сроки оформления отчётности органами государственной статистики Ингушетии за 2013 год, располагаются за границами времени выполнения настоящей работы, предварительно допускается принять на 2013 год в качестве прогнозируемых показателей отчётные данные за 2012 год.

Топливно-энергетический баланс Республики Ингушетия представляет собой визуализацию потоков топливно-энергетических ресурсов поступающих в республику, потребляемых в ней и отправляемых за её пределы.

Поступление топливно-энергетических ресурсов в Ингушетию осуществляется путём добычи собственных энергетических полезных ископаемых - нефти и природного газа, получения продуктов их переработки (бензин и дизельное топливо) и поступления газового и нефтяного топлива из других регионов, посредством труботранспортных систем.

Электрическая энергия также поступает в Ингушетию из соседних регионов, так как республика не располагает собственными генерирующими мощностями. Тепловая энергия производится в регионе на местных котельных. Поставки или добычи всех видов твёрдого топлива в республике не осуществляется. Не смотря на наличие в республике пригодного к использованию потенциала гидроэнергетики данные природные ресурсы не используются (как и прочие виды природных энергетических ресурсов в соответствии с классификацией органов государственной статистики).

Добываемого в Ингушетии природного газа принципиально достаточно для функционирования небольшого количества котельных региона. Однако основным потребителем природного газа в регионе являются не системы централизованного теплоснабжения от котельных, а население, потребляющее на бытовые нужды (прежде всего на отопление индивидуальных домов) более 85% всего газа, используемого в республике.

Жидкое топливо, получаемое из нефти, используется в первую очередь в качестве моторных топлив для населения. Электроэнергия, поступающая в Ингушетию расходуется также в основном на нужды населения (79% от общего потребления региона).

Ниже приводятся собственно данные энергетического баланса Ингушетии за период 2008-2012 гг.

Топливно-энергетический баланс Республики Ингушетия за 2012 год представлен ниже в таблицах: 2.8.1.1, 2.8.1.2, 2.8.1.3, 2.8.1.4.

Таблица 2.8.1.1 - Поступление топливно-энергетических ресурсов в Республику Ингушетия (добыча, производство, ввоз, запасы) за 2012 год

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Добыча (производство) всего	в том числе без потерь	Запасы у поставщиков			Запасы у потребителей			Ввоз	Итого ресурсов
				на начало года	на конец года	изменение запасов	на начало года	на конец года	изменение запасов
Природное топливо всего	тыс. тут	88,0	88,0	14,6	21,5	-6,9	1,3	1,1	0,1	519,1	600,3
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	81,7	81,7	14,6	21,5	-6,9	1,3	1,1	0,1	0,0	74,9
Газ горючий естественный	тыс. тут	6,3	6,3	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	519,1	525,4
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	24,7	24,7	0,7	14,5	-13,8	0,6	2,2	-1,6	215,7	224,9
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	123	12,3	0,1	1,0	-0,8	0,0	0,0	0,0	8,2	19,7
Мазут топочный	тыс. тут	12,3	12,3	0,1	0,8	-0,7	0,0	0,0	0,0	0,0	11,6
Газ сжиженный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,2	-0,2	0,0	0,0	0,0	8,2	8,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	12,3	12,3	0,6	13,5	-13,0	0,6	2,2	-1,6	207,5	205,3
Топливо дизельное	тыс. тут	12,3	12,3	0,1	0,6	-0,4	0,1	0,6	-0,4	5,9	17,4
Бензин автомобильный	тыс. тут	0,0	0,0	0,4	13,0	-12,5	0,4	1,6	-1,2	201,6	187,9
Прочие виды	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	215,3	215,3
Теплоэнергия	тыс. тут	28,5	28,5		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	28,5
Итого топлива	тыс. тут	112,7	112,7	15,3	36,0	-20,7	1,9	3,4	-1,5	734,8	825,3
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	141,1	141,1	15,3	36,0	-20,7	1,9	3,4	-1,5	950,1	1069,1

Таблица 2.8.1.2 - Распределение топливно-энергетических ресурсов в Республике Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Вывоз	Общее потребление в экономике страны - всего	в том числе израсходовано
				на преобразование в другие виды энергии (электро и тепло энергию)	в качестве сырья на		в качестве материала на нетопливные нужды	непосредственно в качестве топлива или энергии	потери на стадии потребления
					переработку в другие виды топлива	производство химической нефтехимической и другой нетопливной продукции
Природное топливо всего	тыс. тут	65,7	534,7	8,2	15,6	0,0	0,0	510,9	0,0
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	59,3	15,6	0,0	15,6	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	6,3	519,1	8,2	0,0	0,0	0,0	510,9	0,0
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	13,0	212,0	0,0	0,0	0,0	0,0	212,0	0,0
Используемые как котельно-печное топливо	тыс. тут	11,6	8,0	0,0	0,0	0,0	0,0	8,0	0,0
Мазут топочный	тыс. тут	11,6	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,0	8,0	0,0	0,0	0,0	0,0	8,0	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	1,3	204,0	0,0	0,0	0,0	0,0	204,0	0,0
Топливо дизельное	тыс. тут	1,3	16,1	0,0	0,0	0,0	0,0	16,1	0,0
Бензин автомобильный	тыс. тут	0,0	187,9	0,0	0,0	0,0	0,0	187,9	0,0
Прочие виды	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	0,0	215,3	0,0	0,0	0,0	0,0	130,4	84,9
Теплоэнергия	тыс. тут	0,0	28,5	0,0	0,0	0,0	0,0	28,5	0,0
Итого топлива	тыс. тут	78,6	746,6	8,2	15,6	0,0	0,0	722,9	0,0
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	78,6	990,5	8,2	15,6	0,0	0,0	881,8	84,9

Таблица 2.8.1.3 - Израсходовано топливно-энергетических ресурсов по видам деятельности Республике Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Потреблено по видам деятельности и населением	в том числе
			сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	рыболовство, рыбоводство	промышленное производство*)	строительство	транспорт и связь	прочие	отпуск населению
Природное топливо - всего	тыс. тут	534,7	0,1	0,0	16,9	0,3	1,2	71,5	444,6
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	15,6	0,0	0,0	15,6	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	519,1	0,1	0,0	1,3	0,3	1,2	71,5	444,6
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	212,0	4,5	0,0	4,6	0,6	4,5	11,6	186,3
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	8,0	0,0	0,0	0,3	0,0	0,8	0,2	6,8
Газ сжиженный	тыс. тут	8,0	0,0	0,0	0,3	0,0	0,8	0,2	6,8
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	204,0	4,5	0,0	4,3	0,6	3,7	11,4	179,5
Топливо дизельное	тыс. тут	16,1	4,1	0,0	2,0	0,4	0,9	1,9	6,8
Бензин автомобильный	тыс. тут	187,9	0,4	0,0	2,2	0,1	2,8	9,5	172,7
Прочие виды	тыс. тут	0	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	130,4	0,1	0,0	30,8	0,4	3,1	16,3	79,6
Теплоэнергия	тыс. тут	28,5	0,1	0,0	0,8	1,0	1,8	21,7	3,1
Итого топлива	тыс. тут	746,6	4,6	0,0	21,4	0,9	5,6	83,1	630,9
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	905,5	4,8	0,0	53,1	2,3	10,6	121	713,6

Таблица 2.8.1.4 - Потребление топливно-энергетических ресурсов в промышленном производстве Республики Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Единица измерения	Промышленное производство	в том числе:
			добыча полезных ископаемых	обрабатывающие производства	производство и распределение электроэнергии, газа и воды
Природное топливо всего	тыс. тут	16,9	1,2	15,6	0,1
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	15,6	0,0	15,6	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	1,3	1,2	0,0	0,1
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	4,6	4,3	0,0	0,3
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	0,3	0,3	0,0	0,0
Газ нефтепереработки сухой	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,3	0,3	0,0	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	4,3	4,0	0,0	0,3
Топливо дизельное	тыс. тут	2,0	2,0	0,0	0,0
Бензин автомобильный	тыс. тут	2,2	1,9	0,0	0,3
Электроэнергия	тыс. тут	30,8	1,1	9,2	20,5
Теплоэнергия	тыс. тут	0,8	0,6	0,0	0,2
Итого топлива	тыс. тут	21,4	5,4	15,6	0,4
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	53,1	7,1	24,8	21,1

Топливно-энергетический баланс Республики Ингушетия за 2009 год представлен в ниже в таблицах: 2.8.2.1, 2.8.2.2, 2.8.2.3, 2.8.2.4.

Таблица 2.8.2.1 - Поступление топливно-энергетических ресурсов в Республику Ингушетия (добыча, производство, ввоз, запасы) за 2011 год

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Добыча (производство) всего	в том числе без потерь	Запасы у поставщиков			Запасы у потребителей			Ввоз	Итого ресурсов
				на начало года	на конец года	изменение запасов	на начало года	на конец года	изменение запасов
Природное топливо всего	тыс. тут	85,8	81,7	14,7	14,6	0,1	1,7	1,3	0,4	588,2	670,4
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	85,8	81,7	14,7	14,6	0,1	1,7	1,3	0,4	0,0	82,2
Газ горючий естественный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	588,2	588,2
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	17,9	17,9	0,0	0,1	-0,1	1,0	1,6	-0,6	199,5	216,7
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	13,6	13,6	0,0	0,1	-0,1	0,0	0,0	0,0	0,0	13,4
Мазут топочный	тыс. тут	13,6	13,6	0,0	0,1	-0,1	0,0	0,0	0,0	0,0	13,4
Газ сжиженный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	4,4	4,4	0,0	0,0	0,0	1,0	1,6	-0,6	199,5	203,3
Топливо дизельное	тыс. тут	4,4	4,4	0,0	0,0	0,0	0,1	1,2	-1,0	5,8	9,1
Бензин автомобильный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,9	0,4	0,4	193,7	194,1
Прочие виды	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	211,6	211,6
Теплоэнергия	тыс. тут	22,7	22,7		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	22,7
Итого топлива	тыс. тут	103,7	99,6	14,7	14,7	0,0	2,8	2,9	-0,1	787,7	887,1
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	126,4	122,2	14,7	14,7	0,0	2,8	2,9	-0,1	999,3	1121,4

Таблица 2.8.2.2 - Распределение топливно-энергетических ресурсов в Республике Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Вывоз	Общее потребление в экономике страны - всего	в том числе израсходовано
				на преобразование в другие виды энергии (электро и тепло энергию)	в качестве сырья на		в качестве материала на нетопливные нужды	непосредственно в качестве топлива или энергии	потери на стадии потребления
					переработку в другие виды топлива	производство химической нефтехимической и другой нетопливной продукции
Природное топливо всего	тыс. тут	0,0	670,4	0,0	0,0	0,0	0,0	605,7	64,7
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	0,0	82,2	0,0	0,0	0,0	0,0	82,2	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	0,0	588,2	0,0	0,0	0,0	0,0	523,5	64,7
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	0,0	216,7	0,0	0,0	0,0	0,0	216,7	0,0
Используемые как котельно-печное топливо	тыс. тут	0,0	13,4	0,0	0,0	0,0	0,0	13,4	0,0
Мазут топочный	тыс. тут	0,0	13,4	0,0	0,0	0,0	0,0	13,4	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	0,0	203,3	0,0	0,0	0,0	0,0	203,3	0,0
Топливо дизельное	тыс. тут	0,0	9,1	0,0	0,0	0,0	0,0	9,1	0,0
Бензин автомобильный	тыс. тут	0,0	194,1	0,0	0,0	0,0	0,0	194,1	0,0
Прочие виды	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	0,0	211,6	0,0	0,0	0,0	0,0	110,1	101,5
Теплоэнергия	тыс. тут	0,0	22,7	0,0	0,0	0,0	0,0	21,8	0,9
Итого топлива	тыс. тут	0,0	887,1	0,0	0,0	0,0	0,0	822,4	64,7
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	0,0	1121,4	0,0	0,0	0,0	0,0	954,3	167,1

Таблица 2.8.2.3 - Израсходовано топливно-энергетических ресурсов по видам деятельности Республике Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Потреблено по видам деятельности и населением	в том числе
			сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	рыболовство, рыбоводство	промышленное производство*)	строительство	транспорт и связь	прочие	отпуск населению
Природное топливо - всего	тыс. тут	550,6	0,1	0,0	28,3	0,3	1,5	12,6	507,8
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	27,2	0,0	0,0	27,2	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	523,5	0,1	0,0	1,2	0,3	1,5	12,6	507,8
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	207,4	3,8	0,0	3,7	0,9	7,1	4,3	187,7
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	0,6	0,0	0,0	0,6	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,6	0,0	0,0	0,6	0,0	0,0	0,0	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	206,8	3,8	0,0	3,1	0,9	7,1	4,3	187,7
Топливо дизельное	тыс. тут	9,1	3,2	0,0	1,5	0,7	0,9	0,6	2,3
Бензин автомобильный	тыс. тут	194,1	0,6	0,0	1,6	0,1	2,7	3,7	185,4
Прочие виды	тыс. тут	3,5	0,0	0,0	0,0	0,0	3,5	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	110,1	0,1	0,0	29,4	0,4	3,2	15,9	61,1
Теплоэнергия	тыс. тут	21,8	0,1	0,0	0,9	1,0	1,7	18,1	0,0
Итого топлива	тыс. тут	758,1	3,9	0,0	32,0	1,2	8,6	16,9	695,4
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	890,0	4,1	0,0	62,4	2,7	13,5	50,8	756,5

Таблица 2.8.2.4 - Потребление топливно-энергетических ресурсов в промышленном производстве Республики Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Единица измерения	Промышленное производство	в том числе:
			добыча полезных ископаемых	обрабатывающие производства	производство и распределение электроэнергии, газа и воды
Природное топливо всего	тыс. тут	28,4	0,9	27,2	0,3
Нефть, включая газовый
конденсат	тыс. тут	27,2	0,0	27,2	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	1,2	0,9	0,0	0,3
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	3,8	3,5	0,0	0,3
Используемые как
котельно-печное топливо
всего	тыс. тут	1,0	1,0	0,0	0,0
Газ нефтепереработки сухой	тыс. тут	0,6	0,6	0	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,4	0,4	0,0	0,0
Используемые как		2,8	2,5	0,0	0,3
моторные топлива - всего	тыс. тут
Топливо дизельное	тыс. тут	1,6	1,4	0,0	0,2
Бензин автомобильный	тыс. тут	1,2	1,1	0,0	0,1
Электроэнергия	тыс. тут	29,4	0,9	8,5	20,1
Теплоэнергия	тыс. тут	0,9	0,6	0,0	0,3
Итого топлива	тыс. тут	32,3	4,4	27,2	0,7
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	62,6	5,9	35,7	21,0

Топливно-энергетический баланс Республики Ингушетия за 2008 год представлен в ниже в таблицах: 2.8.3.1, 2.8.3.2, 2.8.3.3, 2.8.3.4.

Таблица 2.8.3.1 - Поступление топливно-энергетических ресурсов в Республику Ингушетия (добыча, производство, ввоз, запасы) за 2010 год

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Добыча (производство) всего	в том числе без потерь	Запасы у поставщиков			Запасы у потребителей			Ввоз	Итого ресурсов
				на начало года	на конец года	изменение запасов	на начало года	на конец года	изменение запасов
Природное топливо всего	тыс. тут	72,9	70,2	21,2	14,7	6,4	2,4	1,7	0,7	411,2	488,5
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	72,9	70,2	21,2	14,7	6,4	2,4	1,7	0,7	0,0	77,4
Газ горючий естественный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	411,2	411,2
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	14,4	14,4	0,0	0,1	-0,1	0,9	1,2	-0,3	201,6	215,5
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	11,5	11,5	0,0	0,1	-0,1	0,2	0,0	0,2	0,3	11,8
Мазут топочный	тыс. тут	11,5	11,5	0,0	0,1	-0,1	0,0	0,0	0,0	0,0	11,4
Газ сжиженный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,2	0,0	0,2	0,3	0,5
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	2,9	2,9	0,0	0,0	0,0	0,7	1,2	-0,4	201,2	203,7
Топливо дизельное	тыс. тут	2,9	2,9	0,0	0,0	0,0	0,1	0,1	0,0	5,8	8,7
Бензин автомобильный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,3	0,9	-0,6	192,2	191,6
Прочие виды	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,3	0,1	0,1	3,2	3,4
Электроэнергия	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	190,5	190,5
Теплоэнергия	тыс. тут	15,7	16,0		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	16,0
Итого топлива	тыс. тут	87,3	84,6	21,2	14,9	6,3	3,3	2,9	0,4	612,7	704,1
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	103,0	100,6	21,2	14,9	6,3	3,3	2,9	0,4	803,2	910,6

Таблица 2.8.3.2 - Распределение топливно-энергетических ресурсов в Республике Ингушетия за 2010 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Вывоз	Общее потребление в экономике страны - всего	в том числе израсходовано
				на преобразование в другие виды энергии (электро и тепло энергию)	в качестве сырья на		в качестве материала на нетопливные нужды	непосредственно в качестве топлива или энергии	потери на стадии потребления
					переработку в другие виды топлива	производство химической нефтехимической и другой нетопливной продукции
Природное топливо всего	тыс. тут	74,5	414,0	0,0	2,9	0,0	0,0	411,2	0,0
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	74,5	2,9	0,0	2,9	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	0,0	411,2	0,0	0,0	0,0	0,0	411,2	0,0
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	14,3	201,3	0,0	0,0	0,0	0,0	201,3	0,0
Используемые как котельно-печное топливо	тыс. тут	11,4	0,5	0,0	0,0	0,0	0,0	0,5	0,0
Мазут топочный	тыс. тут	11,4	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,0	0,5	0,0	0,0	0,0	0,0	0,5	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	2,9	200,8	0,0	0,0	0,0	0,0	200,8	0,0
Топливо дизельное	тыс. тут	2,9	5,8	0,0	0,0	0,0	0,0	5,8	0,0
Бензин автомобильный	тыс. тут	0,0	191,6	0,0	0,0	0,0	0,0	191,6	0,0
Прочие виды	тыс. тут	0,0	3,4	0,0	0,0	0,0	0,0	3,4	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	0,0	190,5	0,0	0,0	0,0	0,0	111,2	79,3
Теплоэнергия	тыс. тут	0,0	16,0	0,0	0,0	0,0	0,0	15,7	0,3
Итого топлива	тыс. тут	88,8	615,3	0,0	2,9	0,0	0,0	612,4	0,0
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	88,8	821,8	0,0	2,9	0,0	0,0	739,3	79,6

Таблица 2.8.3.3 - Израсходовано топливно-энергетических ресурсов по видам деятельности Республике Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Потреблено по видам деятельности и населением	в том числе
			сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	рыболовство, рыбоводство	промышленное производство*)	строительство	транспорт и связь	прочие	отпуск населению
Природное топливо - всего	тыс. тут	441,2	0,1	0,0	31,1	0,7	0,8	69,1	339,4
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	30,0	0,0	0,0	30,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	411,2	0,1	0,0	1,0	0,7	0,8	69,1	339,4
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	16,2	3,6	0,0	2,5	1,0	4,4	4,6	0,0
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	0,5	0,0	0,0	0,5	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,5	0,0	0,0	0,5	0,0	0,0	0,0	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	15,7	3,6	0,0	2,1	1,0	4,4	4,6	0,0
Топливо дизельное	тыс. тут	5,8	3,0	0,0	1,2	0,9	0,3	0,4	0,0
Бензин автомобильный	тыс. тут	6,6	0,6	0,0	0,9	0,1	0,7	4,2	0,0
Прочие виды	тыс. тут	3,4	0,0	0,0	0,0	0,0	3,4	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	111,2	0,1	0,0	29,3	0,4	2,9	16,8	61,7
Теплоэнергия	тыс. тут	15,7	0,1	0,0	0,8	0,6	0,7	13,5	0,0
Итого топлива	тыс. тут	457,4	3,8	0,0	33,6	1,7	5,2	73,7	339,4
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	584,3	4,0	0,0	63,7	2,7	8,7	104,1	401,1

Таблица 2.8.3.4 - Потребление топливно-энергетических ресурсов в промышленном производстве Республики Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Единица измерения	Промышленное производство	в том числе:
			добыча полезных ископаемых	обрабатывающие производства	производство и распределение электроэнергии, газа и воды
Природное топливо всего	тыс. тут	23,9	0,9	22,9	0,1
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	22,9	0,0	22,9	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	1,0	0,9	0,0	0,1
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	2,5	2,2	0,0	0,3
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	0,5	0,5	0,0	0,0
Газ нефтепереработки сухой	тыс. тут	0,0	0,0	0	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,5	0,5	0,0	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	2,1	1,8	0,0	0,3
Топливо дизельное	тыс. тут	1,2	1,0	0,0	0,1
Бензин автомобильный	тыс. тут	0,9	0,7	0,0	0,1
Электроэнергия	тыс. тут	29,3	0,8	8,1	20,4
Теплоэнергия	тыс. тут	0,8	0,6	0,0	0,1
Итого топлива	тыс. тут	26,4	3,2	22,9	0,4
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	56,6	4,6	31,0	21,0

Топливно-энергетический баланс Республики Ингушетия за 2009 год представлен в ниже в таблицах: 2.8.4.1, 2.8.4.2, 2.8.4.3, 2.8.4.4.

Таблица 2.8.4.1 - Поступление топливно-энергетических ресурсов в Республику Ингушетия (добыча, производство, ввоз, запасы) за 2009 год

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Добыча (производство) всего	в том числе без потерь	Запасы у поставщиков			Запасы у потребителей			Ввоз	Итого ресурсов
				на начало года	на конец года	изменение запасов	на начало года	на конец года	изменение запасов
Природное топливо всего	тыс. тут	89,1	87,3	14,7	21,2	-6,4	0,0	2,4	-2,4	0,0	78,5
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	89,1	87,3	14,7	21,2	-6,4	0,0	2,4	-2,4	0,0	78,5
Газ горючий естественный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	10,6	10,6	0,0	0,0	0,0	520,7	511,7	9,0	196,4	216,0
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	5,8	5,8	0,0	0,0	0,0	91,5	146,0	-54,5	0,0	-48,8
Мазут топочный	тыс. тут	5,8	5,8	0,0	0,0	0,0	0,4	0,0	0,4	0,0	6,2
Газ сжиженный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	91,1	146,0	-55,0	0,0	-55,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	4,8	4,8	0,0	0,0	0,0	429,3	365,7	63,6	196,4	264,8
Топливо дизельное	тыс. тут	3,8	3,8	0,0	0,0	0,0	156,6	137,8	18,9	4,2	26,8
Бензин автомобильный	тыс. тут	1,0	1,0	0,0	0,0	0,0	272,7	228,0	44,7	192,2	238,0
Прочие виды	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	182,9	182,9
Теплоэнергия	тыс. тут	19,4	19,4		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	19,4
Итого топлива	тыс. тут	99,7	97,9	14,7	21,2	-6,4	520,7	514,2	6,6	196,4	294,5
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	119,1	117,3	14,7	21,2	-6,4	520,7	514,2	6,6	379,3	496,8

Таблица 2.8.4.2 - Распределение топливно-энергетических ресурсов в Республике Ингушетия за 2009 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Вывоз	Общее потребление в экономике страны - всего	в том числе израсходовано
				на преобразование в другие виды энергии (электро и тепло энергию)	в качестве сырья на		в качестве материала на нетопливные нужды	непосредственно в качестве топлива или энергии	потери на стадии потребления
					переработку в другие виды топлива	производство химической нефтехимической и другой нетопливной продукции
Природное топливо всего	тыс. тут	0,0	78,5	6,9	17,2	0,0	0,0	54,4	0,0
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	0,0	78,5	0,0	17,2	0,0	0,0	61,3	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	0,0	0,0	6,9	0,0	0,0	0,0	-6,9	0,0
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	9,8	206,2	0,0	0,0	0,0	0,0	206,2	0,0
Используемые как котельно-печное топливо	тыс. тут	1,4	-50,2	0,0	0,0	0,0	0,0	-50,2	0,0
Мазут топочный	тыс. тут	1,4	4,8	0,0	0,0	0,0	0,0	4,8	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,0	-55,0	0,0	0,0	0,0	0,0	-55,0	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	8,4	256,4	0,0	0,0	0,0	0,0	256,4	0,0
Топливо дизельное	тыс. тут	8,4	18,4	0,0	0,0	0,0	0,0	18,4	0,0
Бензин автомобильный	тыс. тут	0,0	238,0	0,0	0,0	0,0	0,0	238,0	0,0
Прочие виды	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	0,0	182,9	0,0	0,0	0,0	0,0	118,7	64,2
Теплоэнергия	тыс. тут	0,0	19,4	0,0	0,0	0,0	0,0	19,0	0,4
Итого топлива	тыс. тут	9,8	284,7	6,9	17,2	0,0	0,0	260,6	0,0
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	9,8	487,0	6,9	17,2	0,0	0,0	398,4	64,6

Таблица 2.8.4.3 - Израсходовано топливно-энергетических ресурсов по видам деятельности Республике Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Потреблено по видам деятельности и населением	в том числе
			сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	рыболовство, рыбоводство	промышленное производство*)	строительство	транспорт и связь	прочие	отпуск населению
Природное топливо - всего	тыс. тут	624,6	0,3	0,0	18,7	0,6	1,2	23,7	580,2
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	17,2	0,0	0,0	17,2	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	607,5	0,3	0,0	1,5	0,6	1,2	23,7	580,2
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	155,7	2,9	0,0	2,4	1,2	2,7	3,1	143,4
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	1,1	0,0	0,0	0,6	0,0	0,5	0,0	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	1,1	0,0	0,0	0,6	0,0	0,5	0,0	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	154,6	2,9	0,0	1,8	1,2	2,2	3,1	143,4
Топливо дизельное	тыс. тут	18,4	2,3	0,0	1,0	1,0	0,6	0,3	13,2
Бензин автомобильный	тыс. тут	136,2	0,6	0,0	0,7	0,1	1,6	2,8	130,2
Прочие виды	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	118,7	0,1	0,0	30,3	0,3	2,6	18,4	67,0
Теплоэнергия	тыс. тут	38,0	0,2	0,0	2,8	7,4	1,1	23,3	3,1
Итого топлива	тыс. тут	780,3	3,3	0,0	21,0	1,7	3,8	26,8	723,7
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	937,1	3,6	0,0	54,1	9,4	7,6	68,5	793,8

Таблица 2.8.4.4 - Потребление топливно-энергетических ресурсов в промышленном производстве Республики Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Единица измерения	Промышленное производство	в том числе:
			добыча полезных ископаемых	обрабатывающие производства	производство и распределение электроэнергии, газа и воды
Природное топливо всего	тыс. тут	18,6	1,2	17,2	0,2
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	17,2	0,0	17,2	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	1,5	1,2	0,0	0,2
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	2,4	2,2	0,0	0,1
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	0,6	0,6	0,0	0,0
Газ нефтепереработки сухой	тыс. тут	0,0	0,0	0	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,6	0,6	0,0	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	1,8	1,6	0,0	0,1
Топливо дизельное	тыс. тут	1,0	1,0	0,0	0,0
Бензин автомобильный	тыс. тут	0,7	0,6	0,0	0,1
Электроэнергия	тыс. тут	30,3	1,4	7,6	21,3
Теплоэнергия	тыс. тут	2,8	0,9	1,7	0,3
Итого топлива	тыс. тут	21,0	3,4	17,2	0,4
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	54,1	5,7	26,5	21,9

Топливно-энергетический баланс Республики Ингушетия за 2008 год представлен в ниже в таблицах: 2.8.5.1, 2.8.5.2, 2.8.5.3, 2.8.5.4.

Таблица 2.8.5.1 - Поступление топливно-энергетических ресурсов в Республику Ингушетия (добыча, производство, ввоз, запасы) за 2008 год

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Добыча (производство) всего	в том числе без потерь	Запасы у поставщиков			Запасы у потребителей			Ввоз	Итого ресурсов
				на начало года	на конец года	изменение запасов	на начало года	на конец года	изменение запасов
Природное топливо всего	тыс. тут	83,9	83,2	5,7	14,7	-9,0	191,6	0,0	191,6	624,4	890,2
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	83,9	83,2	5,7	14,7	-9,0	0,0	0,0	0,0	0,0	74,2
Газ горючий естественный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	191,6	0,0	191,6	624,4	816,0
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	2,0	2,0	0,0	0,0	0,0	942,8	520,7	422,0	193,0	617,0
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	1,2	1,2	0,0	0,0	0,0	0,4	91,5	-91,1	0,0	-89,8
Мазут топочный	тыс. тут	1,2	1,2	0,0	0,0	0,0	0,4	0,4	0,0	0,0	1,2
Газ сжиженный	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	91,1	-91,1	0,0	-91,1
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	0,7	0,7	0,0	0,0	0,0	942,4	429,3	513,1	193,0	706,8
Топливо дизельное	тыс. тут	0,6	0,6	0,0	0,0	0,0	407,5	156,6	250,9	2,3	253,7
Бензин автомобильный	тыс. тут	0,1	0,1	0,0	0,0	0,0	534,9	272,7	262,2	190,7	453,1
Прочие виды	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	170,5	170,5
Теплоэнергия	тыс. тут	21,3	21,3		0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	21,3
Итого топлива	тыс. тут	85,9	85,2	5,7	14,7	-9,0	1134,3	520,7	613,6	817,4	1507,2
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	107,2	106,5	5,7	14,7	"9,0	1134,3	520,7	613,6	987,9	1699,0

Таблица 2.8.5.2 - Распределение топливно-энергетических ресурсов в Республике Ингушетия за 2008 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Вывоз	Общее потребление в экономике страны - всего	в том числе израсходовано
				на преобразование в другие вид энергии (электро и тепло энергию)	в качестве сырья на		в качестве материала на нетопливные нужды	непосредственно в качестве топлива или энергии	потери на стадии потребления
					переработку в другие виды топлива	производство химической нефтехимической и другой нетопливной продукции
Природное топливо всего	тыс. тут	0,0	890,2	0,0	2,9	0,0	0,0	887,4	0,0
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	0,0	74,2	0,0	2,9	0,0	0,0	71,4	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	0,0	816,0	0,0	0,0	0,0	0,0	816,0	0,0
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	0,0	617,0	0,0	0,0	0,0	0,0	617,0	0,0
Используемые как котельно-печное топливо	тыс. тут	0,0	-89,8	0,0	0,0	0,0	0,0	-89,8	0,0
Мазут топочный	тыс. тут	0,0	1,2	0,0	0,0	0,0	0,0	1,2	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,0	-91,1	0,0	0,0	0,0	0,0	-91,1	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	0,0	706,8	0,0	0,0	0,0	0,0	706,8	0,0
Топливо дизельное	тыс. тут	0,0	253,7	0,0	0,0	0,0	0,0	253,7	0,0
Бензин автомобильный	тыс. тут	0,0	453,1	0,0	0,0	0,0	0,0	453,1	0,0
Прочие виды	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	0,0	170,5	0,0	0,0	0,0	0,0	109,9	60,7
Теплоэнергия	тыс. тут	0,0	21,3	0,0	0,0	0,0	0,0	21,3	0,0
Итого топлива	тыс. тут	0,0	1507,2	0,0	2,9	0,0	0,0	1504,3	0,0
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	0,0	1699,0	0,0	2,9	0,0	0,0	1635,5	60,7

Таблица 2.8.5.3 - Израсходовано топливно-энергетических ресурсов по видам деятельности Республике Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Ед. измерения	Потреблено по видам деятельности и населением	в том числе
			сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	рыболовство, рыбоводство	промышленное производство*)	строительство	транспорт и связь	прочие	отпуск населению
Природное топливо - всего	тыс. тут	539,7	0,2	0,0	5,1	0,6	1,3	23,9	508,7
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	2,9	0,0	0,0	2,9	0,0	0,0	0,0	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	536,8	0,2	0,0	2,2	0,6	1,3	23,9	508,7
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	18,8	4,5	0,0	3,7	1,7	5,2	3,6	0,0
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	1,3	0,0	0,0	0,3	0,0	0,9	0,0	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	1,3	0,0	0,0	0,3	0,0	0,9	0,0	0,0
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	17,5	4,5	0,0	3,4	1,7	4,3	3,6	0,0
Топливо дизельное	тыс. тут	8,1	3,9	0,0	1,3	1,5	0,9	0,6	0,0
Бензин автомобильный	тыс. тут	9,4	0,6	0,0	2,1	0,3	3,4	3,0	0,0
Прочие виды	тыс. тут	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Электроэнергия	тыс. тут	109,8	0,2	0,0	30,0	0,4	2,5	17,2	59,5
Теплоэнергия	тыс. тут	25,3	0,2	0,0	2,3	0,4	1,4	17,7	3,4
Итого топлива	тыс. тут	558,5	4,7	0,0	8,8	2,3	6,5	27,4	508,7
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	693,6	5,1	0,0	41,0	3,1	10,4	62,3	571,6

Таблица 2.8.5.4 - Потребление топливно-энергетических ресурсов в промышленном производстве Республики Ингушетия за 2012 г.

Наименование топливно-энергетических ресурсов	Единица измерения	Промышленное производство	в том числе:
			добыча полезных ископаемых	обрабатывающие производства	производство и распределение электроэнергии, газа и воды
Природное топливо всего	тыс. тут	5,1	1,5	3,1	0,5
Нефть, включая газовый конденсат	тыс. тут	2,9	0,0	2,9	0,0
Газ горючий естественный	тыс. тут	2,2	1,5	0,2	0,5
Продукты переработки топлива - всего	тыс. тут	3,7	2,7	0,0	1,0
Используемые как котельно-печное топливо всего	тыс. тут	0,3	0,2	0,0	0,2
Газ нефтепереработки сухой	тыс. тут	0,0	0,0	0	0,0
Газ сжиженный	тыс. тут	0,3	0,2	0,0	0,2
Используемые как моторные топлива - всего	тыс. тут	3,4	2,5	0,0	0,9
Топливо дизельное	тыс. тут	1,3	1,2	0,0	0,1
Бензин автомобильный	тыс. тут	2,1	1,3	0,0	0,7
Электроэнергия	тыс. тут	30,0	1,3	3,4	25,3
Теплоэнергия	тыс. тут	2,3	1,3	0,2	0,8
Итого топлива	тыс. тут	8,8	4,2	3,1	1,5
Итого топливно-энергетических ресурсов	тыс. тут	41,1	6,7	6,7	27,6

2.9 Существующее состояние электросетевого хозяйства

Энергосистема Республики Ингушетия является дефицитной как по мощности, так и по электроэнергии.

Покрытие дефицита осуществляется за счёт получения мощности из энергосистемы Республики Северная Осетия.

ПС 110/35/6 кВ Плиево, расположенная в Назрановском районе, является опорной подстанцией в энергосистеме Республики Ингушетия.

Она связана по трём BJT 110 кВ с энергосистемой Республики Северная Осетия и по двум ВЛ 110 кВ с энергосистемой Чеченской Республики.

Также от РУ 35 кВ этой ПС питается разветвленная сеть 35 кВ, по которой осуществляется электроснабжение потребителей Назрановского и Сунженского районов.

Электроснабжение этих районов Республики также осуществляется от ПС 110 кВ Назрань и Слепцовская. Питание потребителей Малгобекского района осуществляется от ПС 110/35/6 кВ Вознесеновская-2.

Джейрахский район в настоящее время не имеет связи с энергосистемой Республики Ингушетия. Питание с. Джейрах осуществляется по ВЛ 10 кВ (в габаритах 110 кВ) от Эзминской ГЭС, расположенной на территории Республики Северная Осетия.

В настоящее время энергосистема Республики Ингушетия характеризуется физическим и моральным износом большей части подстанций и линий электропередачи, а также значительными техническими потерями электроэнергии в сетях.

В сетях 35-110 кВ в настоящее время 83% трансформаторов имеют срок эксплуатации более 30 лет. Поименные перечни ПС 35-110 кВ, полностью отработавших нормативный срок службы приведены в приложении В.

Анализ нагрузок ПС 35-110 кВ в зимний максимум 2013 г. энергосистемы Республики Ингушетия показал, что отдельные ПС являются "закрытыми" для технологического присоединения в связи с перегрузкой одного из трансформаторов свыше 105% номинальной мощности при отключении второго.

Перечень центров питания "закрытых" для технологического присоединения приведен в таблице 2.9.1.

Таблица 2.9.1 Перечень центров питания "закрытых" для технологического присоединения

Наименование	Мощность тр-ров, шт. х МВ*А	Максимальная нагрузка 18.12.2013 г., МВ*А
1 ПС 110 кВ Плиево	2 x 20	41,1
2 ПС 110 кВ Назрань	2 x 16	29,9
3 ПС 35 кВ Водонасосная	1 x 4	5,6
	1 x 6,3
4 ПС 35 кВ Нестеровская	2 x 2,5	4,9
5 ПС 35 кВ Слепцовская-35	1 x 6,3	5,9
	1 x 4
6 ПС 35 кВ Экажево	1 x 6,3	7,8
	1 x 2,5
7 ПС 35 кВ Малгобек-2	2 x 6,3	10,7

В настоящее время на трёх подстанциях 110 кВ Ачалуки, Магас и Слепцовская, а также на 10 ПС 35 кВ установлено по одному трансформатору, что составляет 45% от общего количества ПС 35-110 кВ.

На ПС 110 кВ Плиево, которая является опорной в энергосистеме Республики Ингушетия, отсутствуют устройства РПН на обоих трансформаторах.

Устройства РПН не установлены на 13 ПС 35 кВ на обоих трансформаторах.

Перечень существующих ПС 35-110 кВ энергосистемы Республики Ингушетия с указанием РПН на трансформаторах приведен в приложении Г.

В настоящее время в соответствии с республиканской целевой программой "Социально-экономическое развитие Республики Ингушетия на 2010-2016 гг." сооружены ПС 110 кВ Малгобек-3, Назрань-2, Галашки, Вознесеновская-3, Карабулак-2 и Али-Юрт с ВЛ 110 кВ.

Ввод в эксплуатацию вышеперечисленных электросетевых объектов намечается осуществить в 2014 г.

2.10 Основные внешние связи Республики Ингушетия

Энергосистема Республики Ингушетия обеспечивает электроснабжение потребителей на территории Республики Ингушетия и осуществляет переток электроэнергии в граничащую с ней энергосистему Чеченской Республики.

Энергосистема Республики Ингушетия получает электроэнергию из энергосистемы Республики Северная Осетия, связь с которой осуществляется по двухцепной ВЛ 110 кВ В-500 - Плиево (Л-12, 13), а также по ВЛ 110 кВ В-500 - Магас (Л-151), В-500 - Юго-Западная (Л-150) и Владикавказ-2 - Плиево (Л-203).

Связь с энергосистемой Чеченской Республики осуществляется по двухцепной ВЛ 110 кВ Плиево - Ищерская (в настоящее время на напряжении 110 кВ работает одна цепь) и ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки.

Блок-схема внешних электрических связей Республики Ингушетия представлена на рисунке 2.10.1.

Рисунок 2.10.1 - Блок-схема внешних электрических связей Республики Ингушетия

3 Особенности функционирования энергосистемы Республики Ингушетия

Анализ существующего состояния сетей 35-110 кВ энергосистемы Республики Ингушетия обнаруживает ряд "узких мест", не позволяющих обеспечить электроснабжение потребителей с требуемой надёжностью.

"Узкие места" в сетях 35-110 кВ приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - "Узкие места" электрической сети Республики Ингушетия и мероприятия по их ликвидации

Фактор снижения надежности электроснабжения	Наименование подстанций	Мероприятия по ликвидации "узких мест"
Подстанции, питающиеся по одной ВЛ 110 кВ с односторонним питанием.	ПС Вознесеновская-2, ПС Ачалуки, ПС Магас	Реконструкция ВЛ 110 кВ ПС Вознесеновская-2 - ПС Плиево; Строительство заходов ВЛ 110 кВ ПС Плиево - ПС Владикавказ-2
Подстанции, питающиеся по одной ВЛ 35 кВ с односторонним питанием.	ПС Малгобек-2, ПС Бековичи, ПС Вознесеновская-1, ПС Бори-Су, ПС Новый Редант, ПС Сунжа-3, ПС Троицкая-2, ПС Первомайская, ПС Нестеровская, ПС Урожайная, ПС Сурхахи, ПС Малгобек	Строительство ВЛ 35 кВ ПС Малгобек-3 - ПС Таргим - ПС Малгобек-2; Строительство ВЛ 35 кВ ПС Первомайская - ПС Галашки
Подстанции 110 кВ с одним трансформатором	ПС Магас, ПС Ачалуки, ПС Слепцовская	Установка второго трансформатора на ПС
Подстанции 35 кВ с одним трансформатором	ПС Малгобек-1, ПС Бековичи, ПС Вознесеновская-1, ПС Бори-Су, ПС Новый Редант, ПС Сунжа-3, ПС Троицкая-2, ПС Первомайская, ПС Урожайная, ПС Очистные сооружения	Установка второго трансформатора на ПС Троицкая-2; ПС Урожайная
В настоящее время электроснабжение Джейрахского района осуществляется по ВЛ 10 кВ (в габаритах 110 кВ) от Эзминской ГЭС, находящейся на территории Республики Северная Осетия		Строительство ПС 35 кВ Таргим-2 с ВЛ 35 кВ Галашки - Таргим-2
"Закрытые" центры питания: В соответствии с "Правилами эксплуатации электрических станций и сетей РФ" (2003 г.) длительно допустимая нагрузка трансформаторов составляет 1,05 номинальной мощности.	ПС 110 кВ Плиево: установ. тр-ы 2 х 20 МВ*А ПС 110 кВ Назрань: установ. тр-ы 2 x 16 MB*А ПС 35 кВ Слепцовская: установ. тр-ы 6,3 + 4 MB*А ПС 35 кВ Водонасосная: установ. тр-ы 4 + 6,3 MB*А ПС 35 кВ Нестеровская: установ. тр-ы 2 x 2,5 МВ*А ПС 35 кВ Экажево: установ. тр-ы 2,5 + 6,3 МВ*А ПС 35 кВ Малгобек-2: установ. тр-ы 2 x 6,3 МВ*А	Строительство новой ПС 110 кВ Плиево Новая (2 х 20 МВ*А) Строительство новой ПС 110 кВ Назрань-2 (2 х 25 МВ*А) Замена тр-ра на 1 x 6,3 МВ*А Замена тр-ра на 1 x 6,3 МВ*А Замена тр-ров на 2 x 6,3 МВ*А Замена тр-ра на 1 x 6,3 МВ*А Перевод нагрузки на ПС 110 кВ Малгобек-3

4 Развитие электроэнергетики Республики Ингушетия в период 2015-2019 гг.

4.1 Цели и задачи развития электроэнергетики Республики Ингушетия

Республиканская целевая программа "Социально-экономическое развитие Республики Ингушетия на 2010-2016 годы" была утверждена постановлением Правительства Российской Федерации 24 декабря 2009 года (с изменениями на 15 мая 2013 года).

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо "Республиканская целевая программа" имеется в виду "Федеральная целевая программа"

Основной целью Программы является стабилизация социально-экономического положения Республики Ингушетия, обеспечивающая в долгосрочной перспективе базис для устойчивого экономического роста и, как следствие, повышение уровня жизни населения.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- развитие жилищно-коммунального хозяйства и инженерной инфраструктуры;

- преодоление технической отсталости, поддержка развития промышленности и агропромышленного комплекса;

- развитие системы энергоснабжения.

Огромное значение для устойчивого и безопасного функционирования экономики Республики Ингушетия имеет энергетическая обеспеченность, в частности развитие в регионе систем энергоснабжения и газоснабжения. Решение этой проблемы является особенно актуальным в связи с началом реализации в Республике Ингушетия крупных инвестиционных проектов по созданию кластеров промышленного и инновационного развития.

В качестве приоритетного направления следует выделить развитие системы электроснабжения, которое включает в себя реализацию задач развития электросетевого комплекса и генерации на территории Республики.

Необходимость развития генерации обусловлена отсутствием собственных генерирующих мощностей в Республике.

Строительство генерирующих мощностей позволит обеспечить развитие региона в соответствии с республиканской целевой программой, в том числе развитие перспективных инвестиционных площадок.

Одним из вариантов может быть возобновление строительства в г. Карабулак Ингушской газотурбинной электростанции мощностью порядка 100 МВт.

Реализация Программы в части развития электросетевого комплекса направлена на новое строительство и реконструкцию линий электропередачи и подстанций, что позволит повысить надёжность электроснабжения как вновь сооружаемых или расширяющихся предприятий, так и всех потребителей в целом.

4.2 Прогноз уровней электропотребления и электрических нагрузок на 5-летний период

Принимаемые в работе перспективные уровни электропотребления энергосистемы Республики Ингушетия соответствуют базовому варианту спроса на электрическую энергию по энергосистеме Республики Ингушетия, разработанному ОАО "СО ЕЭС" в рамках формирования Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на очередной 7-летний период (2014-2020 гг.).

Уровни электропотребления и максимумы нагрузки энергосистемы Республики Ингушетия на 2015-2019 гг. представлены в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1 - Электропотребление и максимумы нагрузки энергосистемы Республики Ингушетия на 2015-2019 гг.

	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Электропотребление, млрд. кВт*ч	0,657	0,675	0,691	0,708	0,726
годовой темп прироста, %	2,5	2,7	2,4	2,5	2,5
Собственный максимум нагрузки, МВт	133	136	140	143	147
Число часов использования совмещенного максимума нагрузки, час	4940	4963	4936	4951	4939

Как следует из вышеприведённой таблицы, рост электропотребления энергосистемы Республики Ингушетия в перспективе до 2019 г. ожидается со среднегодовым темпом роста - 2,5%. Прогноз сформирован на основе планов и программ социально-экономического развития региона, действующих заявок и договоров на технологическое присоединение.

Собственный максимум нагрузки энергосистемы Республики Ингушетия в рассматриваемой перспективе до 2019 г. прогнозируется на уровне 147 МВт.

Число часов использования собственного максимума в течение рассматриваемого периода составит около 4940 часов.

4.3 Развитие генерирующих источников

В соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2014-2020 гг." вводов генерирующей мощности в период до 2019 г. на территории Республики Ингушетия не предусматривается.

При этом собственная генерация электроэнергии является одной из главных задач региона.

Республика Ингушетия располагает значительным гидроэнергетическим потенциалом, величина которого составляет около 1,5 млрд. кВт*ч, что соизмеримо с энергетическими потребностями республики. Однако, экологические и экономические ограничения использования этих ресурсов, связанные с особенностями природных условий, позволяют в обозримой перспективе реально рассчитывать лишь на ограниченную часть этого потенциала. Этими ограничениями являются малые уклоны рек на равнине и в предгорьях, отсутствие дорог, труднодоступность участков с большими уклонами, более привлекательных для строительства гидроэлектростанций, а также наличие заповедных зон.

Основная доля гидроэнергетического потенциала рек Республики Ингушетия (около 55%) сосредоточена на р. Асса.

В настоящее время специализированные организации ОАО "РусГидро" выполняют исследование гидроэнергопотенциала рек, в том числе в Республике Ингушетия.

По данным предпроектных проработок прошлых лет в Республике целесообразно строительство каскада гидроэлектростанций на р. Асса: Первомайская ГЭС, Алкунская ГЭС, Таргимская ГЭС, установленной мощностью около 40 МВт каждая. Сроки реализации перечисленных объектов выходят за пределы рассматриваемого временного периода; вместе с тем, целесообразно рекомендовать проведение детальной проработки выше перечисленных ГЭС после принятия решения об их строительстве.

Целесообразность сооружения малых гидроэлектростанций рассмотрена в главе 4.4.

Гидрогенерация является достаточно перспективным направлением, так как единственный ресурс в Республике - гидропотенциал.

Также весьма перспективными проектами генерации электрической энергии на территории Республики Ингушетия являются газотурбинные установки.

В 1996 г. по линии Зоны экономического благоприятствования "Ингушетия" на основании Указа Президента Российской Федерации от 25.02.1993 г. N 280 в г. Карабулак было начато строительство Ингушской газотурбинной электростанции. Мощность станции предполагалась в размере 64 МВт.

С 2002 года строительство объекта из-за отсутствия финансирования было приостановлено, и неоднократные попытки руководства Республики привлечь средства на завершение строительства объекта не дали результата.

В настоящее время рассматривается вопрос сооружения в г. Карабулак Ингушской ГТЭС с парогазовым циклом мощностью около 100 МВт. ГТЭС предназначена для комплексной выработки электрической и тепловой энергии.

Ввод в эксплуатацию электростанции такой мощности позволил бы обеспечить Республику собственной электроэнергией примерно на 70%.

Таким образом, в результате реализации данного проекта Республика получит следующие плюсы:

- повышение надежности энергоснабжения потребителей региона;

- снижение дефицита потребления электрической энергии в Республике Ингушетия;

- обеспечение стабильных тарифов на электроэнергию для потребителей;

- возможность развития новых производственных мощностей;

- создание новых рабочих мест;

- размещение энергоисточника в непосредственной близости от потенциальных потребителей электрической энергии;

- поступление дополнительных средств в бюджет Республики.

Так как сооружение вышеперечисленных объектов генерации в период до 2019 г. в проекте "Схемы и программы ЕЭС..." отсутствуют как в основных, так и в дополнительных вводах, то в представленных ниже балансах мощности и электроэнергии Республики Ингушетия они не учитываются.

4.4 Прогноз развития энергетики Республики Ингушетия ВИЭ и местных видов топлива. Перспективы использования гидроэнергетических ресурсов

Республика Ингушетия обладает слабым ветроэнергетическим потенциалом вследствии нахождения на северных склонах предгорья Большого Кавказского хребта, закрывающего территорию республики от морских ветров Черного и Каспийского морей. Согласно многолетним замерам метеостанции г. Назрань среднегодовая скорость ветра 1,6 м/с и незначительно колеблется в течение года (таблица 4.4.1)

Таблица 4.4.1 - Среднегодовая скорость ветра

Расположение метеостанции	Среднегодовая скорость ветра (на высоте 10 м)	Средняя скорость ветра (м/с)
		зима	весна	лето	осень
Назрань	1,6	1,3	2,1	1,5	1,4

Вместе с тем, находясь на стыке умеренного и субтропического климатических поясов, Республика обладает значительным потенциалом солнечной энергетики. Развивая данное направление, Республика Ингушетия построила первый в регионе энергоэффективный дом, который получает тепловую энергию от солнечных коллекторов. Энергия, выработанная высокоэффективными германскими коллекторами, полностью покрывает нужды жильцов дома в горячей воде, и частично в отоплении. Рассчитано, что оборудование будет функционировать даже при пасмурной погоде и при минусовой температуре воздуха.

Все это позволит жителям дома исключить оплату горячего водоснабжения и на 70 процентов снизить плату за отопление, по сравнению с аналогичными многоэтажками.

Первый в Ингушетии энергоэффективный дом рассчитан на 84 семьи, и обошелся всего на 18 млн руб. дороже стандартной многоэтажки. Планируется развивать использование солнечных коллекторов для нужд домовой теплоэнергетики и, возможно, наладить местное производство данного оборудования.

Использование ВИЭ в Ингушетии лежит в большей области в сфере выработки тепловой, а не электрической энергии - например, солнечные коллектора на крышах жилых зданий (в сочетании с небольшими накопительными емкостями), позволят обеспечить горячее водоснабжения этих зданий. Сколько-нибудь значительного влияния на настоящую Схему и Программу данные решения не окажут, однако позволят повысить уровень комфорта и энергоэффективности индивидуальных жилых домов в сельских районах Республики.

В настоящее время из-за отсутствия собственных генерирующих источников электроэнергии в Республике Ингушетия потребность в ней покрывается за счет покупки на Федеральном оптовом рынке энергии и мощности. Вместе с тем, Республика Ингушетия располагает гидроэнергетическим потенциалом малых рек, используя который можно построить ГЭС с установленной мощностью до 1,5 млрд. кВт*ч., что превышает потребности республики.

В целях создания собственной электрогенерации для роста экономики и повышения качества жизни населения в Республики Ингушетия в 2013 году была разработана Региональная целевая Программа "Модернизация и строительство малых гидроэлектростанций республики Ингушетия на период 2013-2018 гг.". Заказчиком Программы выступило Министерство экономики и промышленности Республики Ингушетия, разработчиками - ЗАО "Ингушский энергетический концерн" в содружестве с Московским энергетическим институтом и Межотраслевое научно-техническое объединения "ИНСЭТ", Санкт-Петербург, известный разработчик и производитель гидроагрегатов для малых ГЭС.

Программа посвящена необходимости развития электрогидроэнергетики в Республике Ингушетия, как ключевой отрасли её экономики и, которая призвана обеспечить потребности промышленности и население в электрической и тепловой энергии. Процесс опережающего развития электроэнергетической отрасли явится фактором успешности экономики Республики Ингушетия.

В программе рассматриваются три основных этапа:

I этап (2013-2015 гг.). Проектирование новых ГЭС и разработка проектной документации на модернизацию старых гидростанций.

II этап (2015-2018 гг.). Реконструкция старых и строительство новых гидростанций.

III этап (2018-2019 гг.). Ввод в эксплуатацию новых гидростанций, суммарной установленной мощность 26,4 МВт.

В качестве основных объектов Программы рассматриваются:

- Нестеровская ГЭС, находится на реке Асса, в настоящее время в настоящее время неработоспособная. Предполагается модернизация Нестеровской ГЭС;

- Ачалукская ГЭС - расположена на 55-м километре действующего магистрального канала Алхан-Чуртской межреспубликанской оросительной системы вблизи села Нижние Ачалуки Малгобекского района. Проектная установленная мощность 13,5-15 МВт, Строительство ГЭС началось во второй половине 2005 года, не завершено;

- строительство каскадов шести малых ГЭС на реках Армхи и Асса общей установленной мощностью 26,4 МВт.

Ввод в строй и эксплуатация указанных ГЭС общей установленной мощностью 39,9 МВт позволит покрыть дешевой электроэнергией более 50% потребления Республики Ингушетия. Себестоимость электроэнергии, вырабатываемой на указанных ГЭС, оценивается не более 0,36-0,5 рублей за 1 кВт/ч, что в 1,5 раза ниже, чем стоимость электроэнергии, фактически реализуемой энергосистемой республики Ингушетия.

Общая стоимость Программы, находящейся сейчас в стадии согласования и определения источников финансирования, оценивается в 1763 млн. рублей. Поскольку финансирование данной Программы еще не утверждено, то в данной работе ввод ГЭС в период до 2019 года не рассматривается.

4.5 Перспективные балансы мощности и электроэнергии

В соответствии с прогнозируемыми уровнями потребности в мощности и электроэнергии сформированы балансы мощности и электроэнергии энергосистемы Республики Ингушетия в период 2015-2019 гг.

В таблицах 4.5.1 и 4.5.2 приведены балансы мощности и электроэнергии энергосистемы Республики Ингушетия в период 2015-2019 гг.

Таблица 4.5.1 - Баланс мощности энергосистемы Республики Ингушетия в период 2015-2019 гг.

МВт
	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Потребность
Максимум нагрузки	133	136	140	143	147
Покрытие
Установленная мощность	0	0	0	0	0
Избыток (+), дефицит (-)	-133	-136	-140	-143	-147

Таблица 4.5.2 - Баланс электроэнергии энергосистемы Республики Ингушетия в период 2015-2019 гг.

	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Потребность
Электропотребление	0,657	0,675	0,691	0,708	0,726
Покрытие
Выработка электростанций, в том числе	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000
Избыток (+), дефицит (-)	-0,657	-0,675	-0,691	-0,708	-0,726

Как видно из приведённых данных, балансы мощности и электроэнергии энергосистемы Республики Ингушетия складываются с дефицитом.

Потребность в электроэнергии энергосистемы Республики Ингушетия в период до 2019 года обеспечивается, как и прежде, за счёт передачи из смежных энергосистем.

4.6 Прогноз потребления тепловой энергии с выделением крупных потребителей

Разработка раздела велась на основании данных за 2008-2012 годы, полученных от органов статистики Республики Ингушетия и данных теплоснабжающих организаций.

В настоящее время только в четырёх районах Ингушетии имеются источники централизованного теплоснабжения - котельные. Это Малгобекский, Магасский, Назранский и Карабулакский районы (в Джейрахском и Сунженском районах действующие системы централизованного теплоснабжения отсутствуют). Всего в Ингушетии на начало 2014 г. функционирует восемь котельных (в начале 2012 г. их было девять).

Соответственно, крупными потребителями тепловой энергии от котельных являются районные теплоснабжающие организации республики:

1 МУП ПУ ЖКХ г. Малгобек

2 МУП УКХ г. Магас

3 МУУП ПО ЖКХ г. Назрань

4 МУП КЖКХ Карабулак.

Тенденция уменьшения числа котельных объясняется тем обстоятельством, что в условиях относительно тёплого климата Республики Ингушетия и преобладания в жилом секторе объектов индивидуальной застройки, целесообразно использование домовых и поквартирных отопительных установок. Наличие газового топлива, по сравнению с твёрдым, позволяет значительно упростить решение вопросов отопления небольшого индивидуального жилого дома, сделать его экономичным, автоматизированным и безопасным. В связи этим, еще в 2010 году было принято решение о закрытии неэффективных котельных и начаты соответствующие работы, закрыта одна котельная. Согласно полученным данным, в течение 2014-2015 гг. планируется закрытие еще 3-х котельных г. Назрань с переводом потребителей на поквартирное отопление.

Вместе с тем, анализ структуры теплоотпуска показывает, что более 60% тепловой энергии потребляется жилым сектором. Потребление такой категории, как бюджетно-финансируемые потребители остаётся практически неизменным. Таким образом, очевидно, что прогнозируемый рост численности населения Республики Ингушетия должен привести к росту теплоотпуска.

Исходя из этих тенденций, в таблице 4.6.1 приведены отчетные данные за 2012 и 2013 года, а также прогноз теплоотпуска (курсив) на 2014-2019 года по Республике Ингушетия в целом, и по теплоснабжающим организациям.

Таблица 4.6.1 Прогноз теплоотпуска в Республике Ингушетия на период до 2019 г.

	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Население (чел.)	430495	442255	453010	463171	474040	484909	495778	506648
теплоотпуск всего тыс. Гкал	32563	38054	34007	29932	28240	28887	29535	30182
г. Малгобек	17496	21495	22012	22505	23034	23562	24090	24618
г. Магас (с 2012 г.)	1203	2330	2384	2438	2495	2552	2609	2667
г. Назрань	12329	11700	7020	2340	0	0	0	0
г. Карабулак	1535	2529	2591	2649	2711	2773	2835	2898

4.7 Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Республики Ингушетия

В настоящее время разработка схем теплоснабжения регулируется двумя основными нормативными актами:

- Федеральным законом N 190-ФЗ от 27.07.2010 "О теплоснабжении";

- постановлением Правительства РФ N 154 от 22 Февраля 2012 г. "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".

В соответствии данными нормативными документами муниципальными образованиями Республики Ингушетия в 2013 году должна быть начата разработка схем теплоснабжения, направленные на повышение эффективности систем теплоснабжения муниципальных образований через:

- повышение эффективности работы источников теплоснабжения;

- снижение удельного расхода топлива (повышение эффективности использования топлива);

- снижение потерь при передаче тепловой энергии потребителям;

- учет и рациональное использование тепловой энергии абонентами.

Все это должно снизить потребление топлива и энергоносителей при одновременном улучшении экологической ситуации в муниципальных образованиях, уменьшить темпы роста тарифов на отпуск тепловой энергии для потребителей, создать условий для долгосрочного социально-экономического развития.

В целом Схемы теплоснабжения должны быть нацелены на обеспечение надежного и качественного теплоснабжения потребителей при минимально возможном негативном воздействии на окружающую среду с учетом прогноза градостроительного развития.

В середине 2103 года НП "Энергоэффективный город", по заданию Координационного Совета Президиума Генерального совета Всероссийской Политической партии "Единая Россия" по вопросам энергосбережения и повышения энергетической эффективности, провело экспресс-анализ разработок схем теплоснабжения субъектов Российской Федерации, в том числе и Республики Ингушетия. Экспресс-анализ проводился через сеть интернет, поскольку публикации о начале разработки, о проведении публичных слушаний Схем и их утверждении должны быть вывешены на официальных сайтах субъектов федерации и муниципальных образований.

Согласно отчету, области 2-х уровневая территориальная структура муниципальных образований в составе:

- городских округа и 4 муниципальных района;

- 37 сельских поселений.

В 2013 г. полностью отсутствовали данные о начале разработке Схем во всех муниципальных образованиях на сайтах всех округов и районов. У всех 37 сельских поселений нет официальных сайтов.

Анализ утвержденных схем теплоснабжения муниципальных образований будет произведен в ходе работ по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Ингушетия на период 2016-2021 гг.

4.8 Разработанные мероприятия по строительству когенерации, возобновляемых источников электроэнергии, модернизации систем теплоснабжения и объектов малой распределенной энергетики

В настоящее время в Республике Ингушетия, реализуется программа по переводу теплоснабжения жилья в многоквартирных домах на индивидуальное отопление. В соответствии с данной программой, на 2014-2016 года планируется закрытие 3-х котельных в г. Назрань общей установленной мощностью 25,5 Гкал/ч.

Кроме данного мероприятия, в Республике Ингушетия разработаны программы:

- развития когенерации на современном уровне, с использованием ГТУ-ПГУ ТЭЦ;

- использования гидроэнергетического потенциала малых рек.

В настоящее время по первому направлению разработан бизнес-план проекта "Реконструкция и расширение Ингушской ГТЭС парогазовым циклом с увеличением мощности до 104 МВт" Для реализации настоящего проекта имеются определенные ресурсы, в частности:

- получена вся разрешительная документация на строительство;

- выделен участок для строительства объекта.

Вопросы, касающиеся возобновляемых источников электроэнергии и объектов малой распределенной энергетики рассмотрены в главе 4.4.

4.9 Предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Республики Ингушетия и развитию когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ

В настоящее время в Республике Ингушетия, поэтапно реализуются мероприятия по переводу теплоснабжения жилья в многоквартирных домах на индивидуальное отопление. В связи с этим запланировано закрытие устаревших котельных в ряде городов Республики и переоборудование их в ко генерационные источники нецелесообразно.

Вместе с тем, Республика Ингушетия имеет определённые предпосылки для развития когенерации на современном уровне, с использованием технологии ПГУ, в том числе, создание ПГУ-ТЭЦ - по территории республики проходит газопровод Моздок-Тбилиси высокого давления, и на территории Ингушетии осуществляется собственная добыча природного газа. Одновременно с этим Республика Ингушетия (как и расположенная, по соседству Чеченская Республика) является энергодефицитным регионом, без собственных электростанций и сооружение высокоэффективных источников собственной электрогенерации могло бы в целом улучшить энергоснабжение Республики.

В связи со значительными планируемыми объёмами перспективного жилищного строительства, в городах Республики могут возникнуть районы с высокой концентрацией объектов многоэтажной застройки. Это могут быть перспективные объекты для создания систем с тригенерацией - выработкой электроэнергии, тепловой энергии в зимнее время, и централизованного хладоснабжения - в летнее время (на базе абсорбционных холодильных машин). Таким образом, в более отдалённой перспективе создание ПГУ-ТЭЦ с утилизацией тепла на нужды теплоснабжения и хладоснабжения может быть вполне возможным.

В качестве пилотного объекта предполагается рассмотреть возможность сооружения ПГУ-ТЭС либо ПГУ-ТЭЦ мощностью порядка 100 МВт в г. Карабулак. Возможность сооружения этой станции неоднократно обсуждалось правительством Республики, а также рассматривалась на стадии бизнес-планирования.

В результате реализации проекта ПГУ-ТЭЦ (либо ПГУ-ТЭС) Республика может получить следующие плюсы:

- повышение в целом надежности энергоснабжения потребителей региона;

- снижение дефицита потребления электрической энергии в Республике Ингушетия и прилегающей Чеченской Республике;

- обеспечение стабильных тарифов на электроэнергию для потребителей;

- возникновение возможности развивать новые производственные мощности;

- создание новых рабочих мест;

- поступление дополнительных средств в бюджет Республики.

Однако, на сегодняшний день, источники финансирования строительства данной станции пока не определены, и её возможное сооружение находится вне пределов горизонта планирования данной работы.

4.10 Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Республики Ингушетия

Согласно государственной статистике за 2008-2012 года к 2012 году протяженность теплосетевого хозяйства Республики Ингушетия составляла 22,2 км в двухтрубном исчислении и имеет тенденцию к планомерному снижению с 2011 года на 3 км в год (таблица.4.10.1). Протяженность нуждающихся в замене тепловых сетей в 2012 году составляла 9,9 км, в том числе ветхих сетей (сроком службы более 25 лет) 2,8 км.

Таблица 4.10.1 - Отчётные данные по работе тепловых сетей за период 2008-2012 гг.

	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.
Теплоотпуск всего Гкал:	921052,5	41275,3	38733,3	36048,5	32562,8
в т.ч. населению	906709,3	30017,3	27475,3	26329	20809,8
предприятиям	0	0	0	0	0
теплоисточников на газовом топливе	11	10	10	9	9
Протяженность сетей в двухтрубном исчислении, км:	29,8	28,6	28,5	25,1	22,2
в т.ч. до 200 мм	25,3	24,1	23,6	21,7	19,2
от 200 до 400 мм	4,5	4,5	4,9	3,4	3
Из них - нуждающихся в замене км	7,8	8,5	8,5	7,6	9,9
в т.ч. ветхих км	6,6	8,2	8,2	5,3	2,8
Население республики Ингушетия (чел)	499502	508090	412529	414524	430495

В Республике с 2010 года проводится постепенная ликвидация крупных котельных, отапливающих в основном жилье (таблица 4.10.1), с переходом на по квартирное отопление настенными котлоагрегатами. Еще в 2008 г. заместителем председателя правительства Республики Ингушетия Магомедом Тумгоевым было указано, что в целях экономии энергоресурсов и средств жильцов необходимо переводить жильцов многоквартирных домов на индивидуальное отопление и закрывать котельные, которые на 50% отапливают воздух и очень энергозатратны. В 2010 году в Послании Президента Республики Ингушетия Юнус-бек Евкурова Народному Собранию Республики Ингушетия было подчеркнуто, что в республике необходимо создать в Министерстве экономики отдельное инвестиционное направление по переводу теплоснабжения жилья в многоквартирных домах на индивидуальное отопление. Такой опыт имеется в Карабулаке, Магасе, запланированы работы в Назрани.

В связи с этим обстоятельством перспектива развития теплосетевого хозяйства Республики Ингушетия в 2015-2019 годах будет определяться основным фактором - переводом на индивидуальное отопление, потребителей тепловой энергии, присоединённых к системам централизованного теплоснабжения. При этом планируется закрытие котельных N 1, 2, 3 в городе Назрань в 2014-2015 гг. Прогнозируется, что данная тенденция приведёт планомерному сокращению протяжённости тепловых сетей в Республике Ингушетия, что иллюстрируют данные таблицы 4.10.2.

Таблица 4.10.2 - Прогноз изменения протяжённости тепловых сетей

	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Протяженность сетей в двухтрубном исчислении, км	22,2	20,2	18,1	16,1	16,1	16,1	16,1

5 Развитие электрических сетей 35-110 кВ на территории Республики Ингушетия на период 2015-2019 гг.

5.1 Развитие сети 110 кВ на территории Республики в период 2015-2019 гг.

Карта-схема и схема электрических соединений сетей 35-110 кВ на территории Р. Ингушетия, намечаемых к сооружению в период 2015-2019 гг., приведены на чертежах 01.6-25729-СХ.001, 01.6-25729-СХ.002.

В соответствии с республиканской целевой программой "Социально-экономического развития Республики Ингушетия на 2010-2016 гг." и Федеральной целевой программой "Юг России (2008-2012 гг.)", отвечающими основным задачам концепции социально-экономического развития России, намечен и успешно реализуется комплекс мероприятий, направленных на развитие энергетического комплекса Республики.

В настоящее время построены (не требуют дополнительного финансирования), но не введены в работу электросетевые объекты:

ПС 110 кВ Малгобек-3 и Вознесеновская-3 с ВЛ 110 кВ (ТУ N 398р от 7.05.2014 г.);

ПС 110 кВ Назрань-2 с ВЛ 110 кВ (ТУ на ТП к сетям ОАО "ФСК ЕЭС" от 15.06.2011 г.);

ПС 110 кВ Карабулак-2 (ТУ N 399р от 14.04.2014 г.);

ПС 110 кВ Али-Юрт и Галашки с ВЛ 110 кВ Магас - Али-Юрт, ВЛ 110 кВ Али-Юрт - Галашки.

Ввод в эксплуатацию вышеперечисленных электросетевых объектов намечается в 2014 г.

ПС 110/35/10 кВ Малгобек-3 предназначается для обеспечения надёжного электроснабжения существующих и новых потребителей таких, как коттеджный городок и завод по производству осветительного оборудования.

Электроснабжение птицефабрики в ст. Вознесеновская намечается осуществить от ПС 110/10 кВ Вознесеновская-3.

ПС Малгобек-3 присоединяется по двухцепной ВЛ 110 кВ к ПС 110 кВ Вознесеновская-2, на которой предусматривается расширение РУ 110 кВ на две линейные ячейки.

ПС Вознесеновская-3 присоединяется в рассечку одной из цепей двухцепной ВЛ 110 кВ Вознесеновская-2 - Малгобек-3.

Для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей Малгобекского района в соответствии с республиканской целевой программой в 2015 г. предполагается строительство ВЛ 110 кВ Вознесеновская-3 - Предмостная (Моздокские электрические сети) длиной порядка 35 км.

В настоящее время электроснабжение потребителей Малгобекского района с нагрузкой порядка 22 МВт осуществляется по одной радиальной ВЛ 110 кВ Плиево - Вознесеновская-2 (Л-129). В рамках ТУ на ТП энергопринимающих устройств Министерства строительства и архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства к электрическим сетям ОАО "МРСК Северного Кавказа" (ТУ N 398р от 7.05.2014 г.) предполагается сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Плиево - Вознесеновская-2 (Л-130). В условиях реализации решений, предполагаемых указанными ТУ на ТП, строительство ВЛ 110 кВ Вознесеновская-3 - Предмостная обеспечит питание Малгобекского района при отключении одной из ВЛ 110 кВ Плиево - Вознесеновская-2 в схеме ремонта другой.

На чертеже N 01.6-25729-СХ.005 (1) приведены результаты расчёта послеаварийного режима отключения одной ВЛ 110 кВ Плиево Новая - Вознесеновская-2 при выведенной в ремонт второй ВЛ, который показывает возможность обеспечения электроснабжения Малгобекского района при сооружении ВЛ 110 кВ Вознесеновская-3 - Предмостная.

ПС 110/35/10 кВ Назрань-2 предназначается для электроснабжения жилой и общественно-деловой застройки в г. Назрани и м. о. Альтиево, а также для перевода части нагрузки порядка 4 МВт с существующей ПС 110 кВ Назрань.

ПС Назрань-2 присоединяется по двухцепной ВЛ 110 кВ к ПС Владикавказ-2 длиной порядка 20 км.

Электроснабжение строящихся производств металлопластиковых изделий, строительных материалов, а также завода по производству полиэтиленовых труб и отделочных материалов и др. на 2019 г. предусматривается осуществить от ПС 110/10 кВ Карабулак-2.

ПС Карабулак-2 намечается присоединить ответвлениями к ВЛ 110 кВ Плиево - Ищерская (Л-121, Л-122).

ПС 110/10 кВ Али-Юрт предназначается для электроснабжения промзоны Али-Юрт, на территории которой намечаются к размещению комбинат детского питания, трикотажная фабрика, завод по сборке автобусов.

В Сунженском районе Республики построена ПС 110/35/10 кВ Галашки, предназначенная для обеспечения надёжного электроснабжения жителей горной Ингушетии, а также завода по производству керамической плитки и кирпичного завода.

ПС Али-Юрт и Галашки присоединяются по одно цепной ВЛ 110 кВ к ПС 110 кВ Магас.

В соответствии с ИП ОАО "МРСК Северного Кавказа" в период до 2019 г. взамен морально устаревшей и физически изношенной ПС 110/35/6 кВ Плиево предусматривается строительство ПС 110/35/10 кВ Плиево Новая с установкой двух трансформаторов мощностью 40 MB*А каждый.

На ПС Плиево Новая намечается перезавести с РУ 110 кВ ПС Плиево все линейные присоединения, с РУ 35 кВ - ВЛ 35 кВ Плиево - Карабулак (Л-25, 26), а также часть потребителей, питающихся с РУ 6 кВ.

В настоящий момент электроснабжение республиканского центра г. Магас с нагрузкой порядка 10 МВт осуществляется по одной тупиковой ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Магас (Л-151), её аварийное отключение приводит к прекращению электроснабжения всего города.

По информации ГУП "Ингушэлектросервис" для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей г. Магас в 2016 г. намечается выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Магас с установкой второго трансформатора мощностью 16 МВ*А и сооружением заходов ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Плиево (Л-203), а также перезаводом ВЛ 110 кВ Л-153 на ПС 110 кВ Магас.

К 2017 г. предусматривается осуществить реконструкцию морально и физически устаревшей ПС 110 кВ*Ачалуки с установкой двух трансформаторов 110/35/6 кВ мощностью 6,3 MB"А каждый и присоединением её ответвлениями к реконструируемой двухцепной ВЛ 110 кВ Плиево Новая - Вознесеновская-2.

В период до 2019 г. для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей Сунженского района предполагается реконструкция ПС 110 кВ Слепцовская с установкой второго трансформатора мощностью 16 MB*А и осуществлением присоединения подстанции заходами обеих цепей ВЛ 110 кВ Плиево - Ищерская (Л-121, Л-122).

В период до 2019 г. в целях обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей Республики предполагается осуществить мероприятия по техническому перевооружению и модернизации оборудования присоединений ВЛ 110 кВ Л-150 и Л-151 на ПС 330 кВ Владикавказ-500.

В приложении К приведены расчетные электрические нагрузки на шинах 6(10)-35 кВ подстанций 110 кВ на 2019 г. с указанием предусматриваемого перераспределения по центрам питания нагрузок существующих потребителей.

Перечень ПС и ВЛ 110 кВ, намечаемых к новому строительству, а также оценка капиталовложений приведены в приложениях Д и Ж, а перечень ПС и ВЛ 110 кВ, намечаемых к реконструкции и техническому перевооружению - в приложениях Е, И.

Сведения о заявках (технических условиях) на технологическое присоединение потребителей приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Сведения о заявках (технических условиях) на технологическое присоединение потребителей

Наименование подстанций	Потребители	Сведения о ТУ (заявках), максимальная мощность энергопринимающих устройств, год ввода ПС
ПС 110 кВ Вознесеновская-3	Птицефабрика ст. Вознесеновская	ТУ N 389р от 7 мая 2014 г (приложение Л) 5 МВт. ПС Вознесеновская-3 с ВЛ 110 кВ построена.
ПС 110 кВ Малгобек-3	Жилой поселок из 500 коттеджей в г. Малгобек; Завод по производству ламп	ТУ N 389р от 7 мая 2014 г. (приложение Л) 5 МВт. ПС Малгобек-3 с ВЛ 110 кВ построена.
ПС 110 кВ Карабулак-2	Цех по производству металлопластиковых изделий - 2 x 630 кВА; Цех по производству строительных материалов - 2 x 630 кВ*А; Цех по производству железобетонных изделий - 1000 кВт; Предприятие "Полимер" - 2 x 630 кВ*А; База ОМОН-2 x 630 кВ*А; Завод по переработке мусора - 400 кВ*А; Керамзитовый завод - 630 кВ*А	ТУ N 399р от 14 апреля 2014 г. (приложение М) 10 МВт. ПС Карабулак-2 с заходами ВЛ 110 кВ построена.
ПС 110 кВ Назрань-2	Жилая застройка В/ч 3718; Новостройки за каналом м.о. Альтиево; Перевод существующей нагрузки с ПС Назрань - 4000 кВт	ТУ на технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО "ФСК ЕЭС" от 15 июня 2011 г. (приложение Н) 18 МВт. ПС Назрань-2 с заходами ВЛ 110 кВ построена.
ПС 110 кВ Али-Юрт	Комбинат детского питания - 2 x 630 кВ*А; Трикотажная фабрика - 2 x 630 кВ*А; Завод по сборке автобусов - 2 x 1000 кВ*А; Промзона Али-Юрт	ТУ отсутствуют. ПС Али-Юрт с ВЛ 110 кВ построена.
ПС 110 кВ Галашки	Завод по производству керамической плитки - 1200 кВт, школа на 740 у.м - 400 кВт, кирпичный завод - 630 кВ*А	ТУ отсутствуют. ПС Галашки с ВЛ 110 кВ построена.
ПС 35 кВ Назрань-3	Электроснабжение района новостроек за Алхан-Чуртским каналом Центрального Округа г. Назрань	Заявка на технологическое присоединение к электрическим сетям ГУП "Ингушэлектросервис" энергетических установок мощностью свыше 670 кВ*А (приложение П) 6 МВт. Год ввода - 2016 г.
ПС 35 кВ Таргим	Строительство многоквартирных жилых домов 110 га	ТУ N 389р от 7 мая 2014 г. (приложение Л) 4,5 МВт. ПС Таргим построена.
ПС 35 кВ Назрань-4	Электроснабжение района новостроек за Алхан-Чуртским каналом Альтиевского Административного Округа г. Назрань.	ТУ отсутствуют. Письмо Министерства строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства (Минстрой Ингушетии) (приложение Р) 5 МВт. Год ввода - 2016 г.

5.2 Развитие сети 35 кВ на территории Республики в период 2015-2019 гг.

Карта-схема и схема электрических соединений сетей 35 кВ на территории Р. Ингушетия, намечаемых к сооружению в период 2015-2019 гг., приведены на чертежах 01.6-25729-СХ.001, 01.6-25729-СХ.002.

В соответствии с программой "Социально-экономического развития Республики Ингушетия на 2010-2016 гг." для обеспечения электроснабжения жилищного строительства, предназначенного для вынужденных переселенцев из оползневой зоны, предусматривается сооружение ПС 35/10 кВ Таргим. ПС Таргим присоединяется по ВЛ 35 кВ к ПС 110 кВ Малгобек-3 и ПС 35 кВ Малгобек-2 с реконструкцией РУ 35 кВ последней.

В период до 2019 г. предусматривается строительство ПС 35/10 кВ Назрань-3 и Назрань-4, предназначенных для электроснабжения строительства жилых домов и инженерной инфраструктуры в г. Назрань.

Для обеспечения надёжного электроснабжения ПС 35 кВ ГНС намечается строительство двухцепной ВЛ 35 кВ ПС 110 кВ Слепцовская - ПС ГНС длиной порядка 6 км.

В 2015 г. предусматривается завершение строительства ПС 35/10 кВ Таргим-2, предназначенной для обеспечения электроснабжения потребителей Джейрахского района с максимальной мощностью энергопромышленных устройств 5,5 МВт, в том числе пограничных застав и намечаемого к созданию туристического кластера вблизи с. Джейрах.

ПС 35 кВ Таргим-2 будет являться вторым источником электроснабжения потребителей Джейрахского района, которые в настоящее время питаются по ВЛ 10 кВ "Джейрах" от Эзминской ГЭС, расположенной на территории Республики Северная Осетия - Алания.

ПС Таргим-2 предполагается присоединить по одноцепной ВЛ 35 кВ, длиной порядка 25 км, выполненной в габаритах 110 кВ, к ПС 110 кВ Галашки.

В перспективе ВЛ 35 кВ (в габаритах 110 кВ) Галашки - Таргим-2 может быть использована как участок линии электропередачи 110 кВ для связи с энергосистемой Республики Северная Осетия.

Для обеспечения двухстороннего питания ПС 35 кВ предполагается строительство ВЛ 35 кВ Галашки - Первомайская, Назрань-3 - ПС Водонасосная, Яндаре - Троицкая-2 - Урожайная.

В период до 2019 г. для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей на ряде ПС 35 кВ предполагается замена трансформаторов, а также установка вторых трансформаторов (приложение Е).

Электрические нагрузки ПС 35 кВ на 2019 г. приведены в приложении К.

Перечень ПС и ВЛ 35 кВ, намечаемых к новому строительству, а также оценка капиталовложений приведены в приложениях Д и Ж.

6 Расчёты режимов работы сети 110 кВ энергосистемы Республики Ингушетия

Потоки мощности и уровни напряжения в сети 110 кВ на территории Республики Ингушетия на 19.12.2012 г. приведены на чертеже 01.6-25729-СХ.003.

Как видно из результатов расчёта, в сети 110 кВ поддерживаются напряжения не ниже 109 кВ, а загрузка всех элементов сети находится в допустимых пределах.

Потоки мощности и уровни напряжения в сети 110 кВ на территории Республики Ингушетия на уровень 2019 г. в нормальном и послеаварийных режимах приведены на чертежах 01.6-25729-СХ.004, 01.6-25729-СХ.005, листы 1-6.

Расчёты выполнялись с целью выбора и обоснования схемы сети и параметров её элементов.

Расчёты выполнены, исходя из следующих положений:

1 Расчётным режимом для выбора схемы и параметров элементов сети принимался режим работы в час максимальных нагрузок энергосистемы в течение зимних рабочих суток расчётного года.

2 В качестве послеаварийных режимов рассматривались отключения наиболее загруженных элементов сети в период максимальных нагрузок энергосистемы.

3 Расчётные реактивные нагрузки на шинах 10(6)-35 кВ подстанций принимались на основе анализа отчётных данных.

Расчётным режимом принят зимний максимум нагрузки 2019 г.

Как видно из результатов расчёта нормального режима работы, приведенного на чертеже 01.6-25729-СХ.004 в сети 110 кВ поддерживаются удовлетворительные уровни напряжения, а загрузка всех элементов сети находится в допустимых пределах.

В работе выполнены следующие послеаварийные режимы:

- отключена одна ВЛ 110 кВ Плиево Новая - Вознесеновская-2, вторая ВЛ в ремонте;

- отключена одна ВЛ 110 кВ В-500 - Плиево Новая;

- отключена ВЛ 110 кВ В-500 - Юго-Западная

- отключена ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Магас;

- отключена одна ВЛ 110 кВ Ищерская - Слепцовская, вторая в ремонте;

- отключена одна система шин 110 кВ на ПС Плиево Новая.

Анализ результатов расчётов показал, что намечаемые "Схемой и Программой ..." мероприятия достаточны как для ликвидации "узких мест", так и для обеспечения надёжного электроснабжения существующих и возможности присоединения новых потребителей Республики.

Поскольку для формирования предложений по развитию сети 110 кВ энергосистемы Республики Ингушетия не требовалось рассмотрение поэтапного ввода электроустановок (присоединяемой мощности) расчёты режимов работы сети 110 кВ для каждого года на пятилетний период не выполнялись.

Анализ режимов работы сети 110 кВ энергосистемы Республики Ингушетия показал, что установка источников реактивной мощности, а также дополнительных средств компенсации реактивной мощности в период до 2019 г. не требуется.

7 Объёмы электросетевого строительства и ориентировочные капиталовложения

В приложениях Д, Е, Ж, И приводится перечень линий электропередачи и подстанций 35-110 кВ, намечаемых к строительству, а также к реконструкции и техперевооружению в период до 2019 г.

Расчёты стоимости электросетевых объектов выполнены на основании "Укрупнённых стоимостных показателей линий электропередачи и подстанций напряжением 35-1150 кВ" (324 тм-т для электросетевых объектов ОАО "ФСК ЕЭС"), в текущих ценах.

В таблице 7.1 приведены объёмы электросетевого строительства, реконструкции и техперевооружения, намечаемые настоящей "Схемой и программой...", а также ориентировочные капиталовложения.

Таблица 7.1 Объёмы электросетевого строительства, реконструкции и техперевооружения и ориентировочные капиталовложения

Наименование		Объемы электросетевых объектов	Капиталовложения, млн. руб., в текущих ценах
		2015-2019 гг.	2015-2019 гг.
Новое строительство	Линии электропередачи (по трассе), км
	110 кВ	36	448
	35 кВ	94	1265
	Количество подстанций и мощность трансформаторов, шт./МВ*А
	110 кВ	1/80	1678
	35 кВ	4/50,4	744
Реконструкция и техперевооружение	Линии электропередачи (по трассе), км
	110 кВ	58	983
	Количество подстанций, шт.
	110 кВ	6	2407
	35 кВ	6	288

Принятые стоимости электросетевых объектов подлежат уточнению при конкретном проектировании.

Суммарные капиталовложения в развитие электрических сетей за период 2015-2019 гг. определились в текущих ценах: 35 кВ - 2297 млн. руб., 110 кВ - 5516 млн. руб.

Выводы

1 "Схема и программа ..." выполнена на расчётный уровень 2019 г. При выполнении работы принят максимум нагрузки энергосистемы Республики Ингушетия на 2019 г. 147 МВт, соответствующий базовому варианту спроса на электроэнергию, разработанному ОАО "СО ЕЭС".

2 В соответствии с проектом "Схемы и программы развития ЕЭС России на 2014-2020 гг." в период до 2019 г. вводов генерирующей мощности на территории Республики на предусматривается.

В "Схеме и Программе ..." указывается, что собственная генерация в энергосистеме Республики Ингушетия позволит обеспечить развитие экономики и повышение качества жизни населения Республики.

Перспективными проектами генерации электрической энергии на территории Республики Ингушетия являются строительство каскада гидроэлектростанций на р. Асса или Ингушской газотурбинной электростанции.

3 В настоящее время на территории Республики построены и планируются к вводу в эксплуатацию в 2014 г. следующие электросетевые объекты:

- ПС 110 кВ Малгобек-3 и Вознесеновская-3 с ВЛ 110 кВ;

- ПС 110 кВ Назрань-2 с ВЛ 110 кВ;

- ПС 110 кВ Карабулак-2;

- ПС 110 кВ Али-Юрт и Галашки с ВЛ 110 кВ.

4 В период до 2019 г. для обеспечения электроснабжения социально значимых объектов и промышленных предприятий, предусматриваемых к строительству программой "Социально-экономического развития Республики Ингушетия на 2010-2016 гг." предполагается ввод следующих объектов:

- ПС 110/35/10 кВ Плиево Новая;

а также

- ПС 35/10 кВ Таргим;

- ПС 35/10 кВ Назрань-3;

- ПС 35/10 кВ Назрань-4;

- ПС 35/10 кВ Таргим-2.

5 Для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей Республики в период до 2019 г. предполагается строительство:

- ВЛ 110 кВ Вознесеновская-3 - Предмостная.

6 "Схемой и программой ..." в период 2015-2019 гг." намечен следующий объём электросетевого строительства:

новое строительство	ВЛ (по трассе)	ПС
110 кВ	36 км	1 шт./80 МВ*А
35 кВ	94 км	4 шт./50,4 МВ*А
реконструкция и техперевооружение
110 кВ	58 км	6 шт.
35 кВ		6 шт.

7 Суммарные капиталовложения в развитие электрических сетей за период 2015-2019 гг. определились в текущих ценах:

110 кВ - 5516 млн. руб., 35 кВ - 2297 млн. руб.

8 Намечаемые "Схемой и программой ..." мероприятия и вводы электросетевых объектов позволят обеспечить надежное электроснабжение существующих и возможность присоединения новых потребителей Республики Ингушетия в период 2015-2019 гг.

Приложение А

"Утверждаю"
Первый Заместитель
Председателя Правительства
Республики Ингушетия
М.С. Беков

Техническое задание
на разработку "Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2015 - 2019 годы"

Схема и программа развития электроэнергетики Республики Ингушетия разрабатывается в соответствии с:

Федеральным законом РФ от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики";

поручением Президента Российской Федерации но итогам заседания Комиссии при Президенте Российской Федерации по модернизации и технологическому развитию экономики России 23 марта 2010 года (перечень поручений от 29 марта 2010 года N Пр-839) предусмотреть о рамках схем и программ перспективного развития электроэнергетики максимальное использование потенциала когенерации и модернизацию систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований);

протоколом Всероссийского совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) A.M. Шишкина от 9 ноября 2010 года N АШ-369пр;

протоколом Всероссийского совещания "Концепция розничного рынка и условиях развития отрасли" под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии но обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина от 13 июля 2011 г. N АШ-285пр;

протоколом Всероссийского совещания по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством директора Департамента развитии электроэнергетики Министерства энергетики Российской Федерации В.В. Никонова от 19 июня 2012 года N 09-1003пр;

уточнёнными методическими рекомендациями Минэнерго РФ по разработке схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации.

При разработке также должны выполниться положения:

Федерального закона от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности...",

Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" с учетом требований к региональным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности, определенных постановлением Правительства РФ от 15 мая 2010 года N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности",

нормативных документов (постановлений, распоряжений, программ) Правительства Республики Ингушетия.

1. Цели разработки Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Ингушетия

Основными целями Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2015 - 2019 годы (далее - Схема и программа) являются:

1.1. Формирование стратегии развития энергетики Республики Ингушетия на 2015 - 2019 годы, включая приоритеты технической, экологической и инновационной политики, размещение и структуру собственных генерирующих мощностей, параметры электрических сетей и межрегиональных связей.

1.2. Разработка экономических, технических, организационных и правовых условий, обеспечивающих надёжное и безопасное функционирование системы обеспечения электроэнергией хозяйственного комплекса Республики Ингушетия.

1.3. Разработка прогноза развития электроэнергетики на период формирования Схемы и программы, основанного на системе инвестиционных приоритетов развития, обеспечивающей устойчивость электроснабжения Республики Ингушетия при максимизации вклада отрасли в развитие экономики, конкурентоспособность и инвестиционную привлекательность отрасли.

1.4. Планирование развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей для обеспечения удовлетворения среднесрочного спроса на электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию, формирование стабильных и благоприятных условий привлечения инвестиций для создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие и экологически ответственное использование энергии и энергетических ресурсов на территории Республики Ингушетия.

1.5. Надёжное и эффективное энергоснабжение потребителей энергосистемы Республики Ингушетия.

1.6. Скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей Республики Ингушетия.

1.7. Скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры.

1.8. Обеспечение координации планов социально-экономического развития Республики Ингушетия и Схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

1.9. Информационное обеспечение деятельности органов исполнительной власти Республики Ингушетия при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов.

1.10. Формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов энергетики Республики Ингушетия.

2. Задачи Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Ингушетия

При разработке Схемы и программы должно быть выполнено следующее:

2.1. Проведена оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) Республики Ингушетия на период формирования Схемы и программы.

2.2. Разработаны мероприятия по обеспечению баланса между производством (покупкой) и потреблением электрической энергии в Республике Ингушетия, в том числе предотвращение ограничения пропускной способности внешних сечений региональной энергосистемы.

2.3. Разработаны рекомендации по размещению собственных генерирующих мощностей, типов электростанций с учетом требований покрытия максимума нагрузки в разрезе годового использования.

2.4. Определены приоритетные направления по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и размещению объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей.

2.5. Обеспечена экономическая эффективность решений, предлагаемых при реализации мероприятий перспективного развития электроэнергетики в Республике Ингушетия.

2.6. Обеспечено применение новых технологических решений при реализации мероприятий перспективного развития электроэнергетики в Республике Ингушетия.

2.7. Разработаны мероприятия по обеспечению надежного функционирования энергетической системы Республики Ингушетия в долгосрочной перспективе, в том числе по предотвращению ограничения пропускной способности электрических сетей.

Разработанная Схема и программа должна использоваться в качестве:

основы для разработки схем выдачи мощности региональных электростанций, схем внешнего электроснабжения потребителей электрической энергии;

основы для формирования предложений по определению зон свободного перетока электрической энергии (мощности);

основы для формирования инвестиционных предложений по строительству генерирующих источников на территории региональной энергосистемы;

основой для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний и собственников электроэнергетического оборудования.

3. Требования к выполнению работы и ее результатам

3.1. При разработке должны быть учтены требования "Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики" (утверждены постановлением Правительства РФ от 17.10.2009 N 823), "Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем" (утверждены приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 г. N 281) и "Методических указаний по устойчивости энергосистем" (утверждены приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 г. N 277), нормы и правила, действующие на момент выполнения работы, а также:

соблюдены условия экономической эффективности решений, предлагаемых в Схеме и программе, основанной на оптимизации режимов работы энергетической системы;

применены новые технологические решения при формировании Схемы и программы;

обеспечена совместимость Схемы и программы с инвестиционными программами субъектов электроэнергетики;

разработаны предложения по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше но энергосистеме Республики Ингушетия на пятилетний период для обеспечения надёжного функционирования в долгосрочной перспективе;

разработаны предложения по скоординированному развитию объектов генерации и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по энергосистеме Республики Ингушетия на пятилетний период по годам;

скоординировано развитие энергетического и промышленного комплексов, транспортной инфраструктуры, а также программ (схем) территориального планирования, надежного и эффективного электроснабжения потребителей Республики Ингушетия. При этом в работе должны учитываться следующие основные принципы:

схема основной электрической сети Республики Ингушетия должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие и иметь возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций;

схема выдачи мощности электростанции (независимо от типа и установленной мощности) при выводе в ремонт одной из отходящих от шин электростанции линии электропередачи, трансформатора, автотрансформатора связи или электросетевого элемента в прилегающей к электростанции электрической сети (единичная ремонтная схема) должна обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности с учетом отбора нагрузки на собственные нужды на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь) (принцип "N-1");

схема и параметры основных и распределительных сетей должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при полной схеме сети и при отключении одной ВЛ или трансформатора/автотрансформатора (принцип "N-1" для потребителей).

3.2. Сводный отчет должен содержать краткие выводы (сводную информацию) по основным разделам Схемы и программы.

3.3. Должны быть подготовлены обосновывающие материалы к Схеме и программе.

4. Основные требования к содержанию работы

4.1. Общая характеристика Республики.

Должны быть приведены данные по площади территории, численности населения, перечень наиболее крупных населенных пунктов, основные направления специализации Республики Ингушетия, в том числе в части промышленности, строительства, транспорта, сферы обслуживания.

4.2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Ингушетия за прошедший пятилетний период:

4.2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Республики Ингушетия, в том числе информация по электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим электроснабжение потребителей на территории Республики.

4.2.2. Отчётная динамика потребления электроэнергии в Республике Ингушетия за последние 5 лет.

4.2.3. Структура электропотребления по основным группам потребителей Республики Ингушетия за последние 5 лет.

4.2.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии с указанием потребления электрической энергии и мощности за последние пять лет (при наличии статистических данных).

4.2.5. Динамика изменения максимума пиковой нагрузки энергосистемы и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет.

4.2.6. Структура установленной мощности на территории Республики Ингушетия, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и иным изменениям эксплуатационного состояния объектов электроэнергетики в последнем году.

4.2.7. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет.

4.2.8. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше, включая перечень существующих НЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним.

4.2.9. Основные внешние связи энергосистемы Республики Ингушетия с указанием существующих ограничений по пропускной способности внешних сечений.

4.2.10. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за последние 5 лет (энергоемкость Валового - Регионального Продукта, потребление электроэнергии на душу населения, электровооруженность труда в экономике).

4.2.11. Прогноз развития электроэнергетики Республики Ингушетия на основе гидроэнергетических ресурсов.

4.2.12. Динамика потребления и структура отпуска тепловой энергии от котельных основным группам потребителей в Республике Ингушетия.

4.2.13. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Ингушетия, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований, с указанием их потребности в тепловой энергии, источников ее покрытия, как собственных, так и внешних объектов тепловой генерации, включая ТЭЦ, а также типов используемых установок тепловой генерации с указанием их тепловой и электрической мощности и года ввода в эксплуатацию.

4.2.14. Объемы и структура топливного баланса котельных на территории Республики Ингушетия по состоянию на предшествующий год.

4.2.15. Единый топливно-энергетический баланс Республики Ингушетия за предшествующие пять лет, который должен отражать все виды ресурсов и группы потребителей на основании ОКВЭД.

4.3. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Ингушетия.

В работе необходимо отразить особенности функционирования энергосистемы на территории Республики Ингушетия, провести оценку балансовой ситуации и наличия "узких мест", связанных с:

наличием отдельных частей энергосистемы, в которых имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей к электрической сети с указанием ограничивающих элементов;

наличием ограничений пропускной способности электрических сетей 110 кВ и выше для обеспечения передачи мощности в необходимых объемах с указанием ограничивающих элементов и описанием аварийных и ремонтных режимов, в которых данные ограничения возникают;

отсутствием возможности обеспечения допустимых уровней напряжения (в том числе недостаточными возможностями по регулированию уровней напряжения).

4.4. Основные направления развития электроэнергетики Республики Ингушетия.

В работе необходимо отразить направления развития электроэнергетики Республики Ингушетия на основе выполненных прогнозов и расчётов режимов энергосистемы. Данный раздел должен быть подготовлен с учётом Программы социально-экономического развития, энергетической стратегии Республики.

В составе разработанного проекта Схемы и программы должен быть отражен анализ функционирования и предложения по развитию электрических сетей энергосистемы, включая внешние связи энергосистемы напряжением 110 кВ и выше.

В качестве исходных данных использовать перечни сведений (с указанием источника информации):

о вводах электросетевых объектов 110 кВ и выше (включая техническое перевооружение), а также генерирующих объектов, включённых в утверждённые инвестиционные программы субъектов электроэнергетики;

о вводах электросетевых объектов 110 кВ и выше (включая техническое перевооружение), а также генерирующих объектов, включённых в утверждённую Схему и программу развития ЕЭС;

о вводах электросетевых объектов 330 кВ и выше (включая техническое перевооружение), а также генерирующих объектов, включённых в утверждённую Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики России до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года;

о вводах электросетевых объектов 110 кВ и выше (включая техническое перевооружение), а также генерирующих объектов в соответствии с выданными техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям;

сведения о планируемых крупных инвестиционных проектах на территории Республики Ингушетия, в том числе о перечне объектов, строительство которых предполагается осуществить на территории Республики Ингушетия, их присоединяемой мощности, уровня годового потребления электроэнергии, характера и режима нагрузки, сроках ввода в эксплуатацию, местах расположения в соответствии с имеющимися федеральными целевыми программами, республиканскими и ведомственными программами (при их наличии).

4.4.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5-летний период (с разбивкой по годам) по территории Республики Ингушетия с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов, в том числе на основе данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, представляемых сетевыми организациями с учётом планируемых технологических присоединений, и данных о планируемых объемах потребления по крупным потребителям, а также по планируемым на территории инвестиционным проектам, представляемых органами власти Республики Ингушетия, для двух вариантов:

a. прогноз потребления электроэнергии, разрабатываемый ОАО "СО ЕЭС", являющийся основным;

b. прогноз потребления электроэнергии, предоставляемый органом исполнительной власти Республики Ингушетия.

4.4.2. Прогноз максимума нагрузки на период формирования Схемы и программы (с разбивкой по годам) по территории Республики Ингушетия, разрабатываемый ОАО "СО ЕЭС".

4.4.3. Детализация прогноза электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Республики Ингушетия с выделением потребителей, составляющих не менее 1% потребления региона и иных, влияющих на режим работы энергорайона в энергосистеме.

4.4.4. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период. При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Республики Ингушетия, потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.

4.5. Расчеты и анализ режимов работы энергосистемы Республики Ингушетия.

Схема и программа разрабатывается с учетом результатов использования перспективной расчетной модели для Республики Ингушетия и должна содержать:

4.5.1. Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Республики Ингушетия на зимний/летний максимум/минимум нагрузок за год, предшествующий году разработки Схемы и программы.

4.5.2. Расчеты электроэнергетических режимов для формирования предложений по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Республики Ингушетия (режим зимний и летний максимумы нагрузок рабочего дня, летний и зимний минимум нагрузок выходного дня) с учетом поэтапного ввода электроустановок (присоединяемой мощности) для каждого года на пятилетний период. Сроки ввода объектов электрической сети напряжением 330 кВ и выше принимаются в соответствии с утверждённой Схемой и программой развития ЕЭС России на период 2013-2019 г.г.

Анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Республики Ингушетия на пятилетний период с выделением годов поэтапного ввода электроустановок (присоединяемой мощности).

4.5.3. Сформированный перечень "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, определённый на основании балансовых и электрических расчетов, с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением.

4.5.4. Оценка потребности в увеличении трансформаторной мощности и источников реактивной мощности с разбивкой по годам на период формирования Схемы и программы.

4.5.5. Анализ необходимости и мест расположения дополнительных средств регулирования напряжения и компенсаций реактивной мощности.

4.5.6. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации линии электропередачи и подстанции, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ.

4.5.7. Планируемые к строительству электрические станции, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

4.5.8. Расчетные электрические нагрузки подстанций 110 кВ и выше и режимы работы электрических сетей 110 кВ и выше, определенные на период формирования Схемы и программы.

4.5.9. Прогноз развития энергетики Республики Ингушетия на основе ВИЭ и местных видов топлива.

4.5.10. Прогноз потребления тепловой энергии на период формирования Схемы и программы с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований.*

Должна быть дана характеристика, какая часть суммарного потребления тепловой энергии Республики Ингушетия может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии (максимальный потенциал развития когенерации при переводе крупных котельных в ПГУ и ГТУ ТЭЦ).Определение на основании балансов электрической и тепловой энергии потребности электростанций, блок-станций и котельных в топливе.**

4.5.11. Разработанные мероприятия по строительству когенерации, возобновляемых источников электроэнергии, местных видах топлива, модернизации систем теплоснабжения и объектов малой распределенной энергетики.

4.5.12. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Республики Ингушетия с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных).*

4.5.13. Разработка предложений по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Республики Ингушетия с учетом максимального развития в регионе когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ с одновременным выбытием котельных (с указанием при необходимости мероприятий по реконструкции газовых сетей).*

4.5.14. Разработанные предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования.*

4.5.15. Прогноз требуемого увеличения мощностей для удовлетворения спроса на электрическую энергию, предложения но реконструкции, модернизации электростанций, котельных и их размещению.

4.5.16. Формирование рекомендуемой структуры генерирующих мощностей.

4.5.17. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Республики Ингушетия на период формирования Схемы и программы.

Работы по указанным пунктам отражаются в Схеме и программе развития электроэнергетики при наличии в Республике Ингушетия разработанных специализированных схем и программ.

4.6. В составе Схемы и программы должны быть представлены:

4.6.1. Анализ функционирования и предложения по развитию электрических сетей энергосистемы, включая внешние связи энергосистемы напряжением 110 кВ и выше.

4.6.2. Оценка спроса на электрическую энергию, структуры и режимов ее потребления, оценка прогнозируемой максимальной нагрузки энергосистемы Республики Ингушетия на период формирования Схемы и программы.

4.6.3. При формировании перспективных балансов электроэнергии энергосистемы Республики Ингушетия потребность в производстве электроэнергии определяется с учётом объёмов электропотребления на территории региональной энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.

4.6.4. Перечень планируемых к строительству генерирующих мощностей на электростанциях Республики Ингушетия мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период с указанием оснований включения в перечень для каждого объекта с учетом максимального развития когенерации. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей (новые потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость). Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Республики Ингушетия мощностью более 25 МВт формируется на основании утверждённой Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2013-2019 г.г.

4.6.5. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 5-летний период.

4.6.6. Балансы мощности и электроэнергии Республики Ингушетия, режимы работы электрических станций на расчётный период формирования Схемы и программы развития. Показатели балансов и прогноз приводятся по годам на период формирования Схемы и программы.

4.6.7. Расчёты электрических режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше на период формирования Схемы и программы (и дополнительно на годы ввода крупных объектов).

4.6.8. Определение расчётных электрических нагрузок подстанций 110 кВ и выше и режимов работы электрических сетей 110 кВ и выше на период формирования Схемы и программы.

4.6.9. Определение и уточнение на основании балансовых и электрических расчётов перечня "узких мест" в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением, и разработанные предварительные предложения в виде перечня необходимых мероприятий по развитию и реконструкции электрической сети напряжением 110 кВ и выше (в т.ч. по вводам объектов) с описанием возможных технологических рисков, обусловленных невыполнением разработанных мероприятий для ликвидации "узких мест" с обоснованием достаточности предлагаемых электросетевых решений для ликвидации "узких мест" при различных вариантах развития.

4.6.10. Разработанные предложения в виде перечня необходимых мероприятий по развитию и реконструкции электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории энергосистемы Республики Ингушетия на период формирования Схемы и программы развития.

Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 330 кВ и выше относительно утверждённой Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2013-2019 г.г.

4.6.11. Разработанные рекомендации по созданию новых центров питания электрических нагрузок и электрических сетей 110 кВ и выше на период формирования Схемы и программы развития.

4.6.12. Разработанные рекомендации по выдаче мощности электростанций, планируемых к сооружению на территории энергосистемы на период формирования Схемы и программы развития.

4.6.13. Разработанные рекомендации по схемам внешнего электроснабжения объектов, сооружаемых на территории энергосистемы па период формирования Схемы и программы развития в соответствии с программой социально-экономического развития Республики Ингушетия.

4.6.14. Разработанные рекомендации в части регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности в сети 110 кВ и выше.

4.6.15. Разработанные рекомендации по обеспечению качества и надёжности электроснабжения с учётом требований г ПУЭ по надёжности электроснабжения потребителей.

4.6.16. Разработанный сводный перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу с указанием года ввода в работу (уже запланированных с указанием источника информации и вновь предлагаемых с необходимым сроком реализации), в том числе для устранения технологических рисков функционирования энергосистемы в электрической сети напряжением 110 кВ и выше и обеспечивающих надёжное электроснабжение потребителей Республики Ингушетия на расчётном этапе развития электрических сетей на период формирования Схемы и программы.

4.6.17. Сводный перечень необходимых мероприятий по реконструкции электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к выполнению с указанием сроков реализации (уже запланированных с указанием источника информации и вновь предлагаемых с необходимым сроком), в том числе для устранения технологических рисков функционирования энергосистемы в электрической сети напряжением 110 кВ и выше.

4.6.18. Рекомендации по местам размещения новых подстанций и трассам ЛЭП. Определение сечений проводов ВЛ, числа и мощности трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях.

4.6.19. На основании сформированных перечней отразить сводные данные по развитию электрической сети напряжением 330 кВ и ниже с выделением сводных данных для сети ниже 110 кВ (для каждого года);

4.6.20. Корректировка существующих и определение состава вновь образуемых сечений с расчётами максимально-допустимых перетоков в них.

4.6.21. Определение необходимых объёмов развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании расчётов электрических режимов для каждого из двух вариантов:

прогноза потребления электроэнергии, разрабатываемого ОАО "СО ЕЭС", являющегося основным;

прогноза потребления электроэнергии, дополнительно предоставляемого органом исполнительной власти Республики Ингушетия.

4.6.22. Обоснования необходимых мероприятий по развитию электрических сетей на этапах развития энергосистемы на период формирования Схемы и программы на основании балансовых и электрических расчётов режимов для нормальной, основных ремонтных и послеаварийных схем (в соответствии с п. 4.5.2 настоящего технического задания).

4.6.23. Технико-экономические показатели развития электрической сети:

объёмы строительства и реконструкции электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше;

оценка потребности в основном электрооборудовании трансформаторы, выключатели, компенсирующие устройства (БСК, СТК и др.) с разбивкой по годам в период на период формирования Схемы и программы:

сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ.

Предлагаемые мероприятия по развитию электроэнергетических объектов (как генерирующих, так и электросетевых) в пятилетний-период должны быть определены но срокам, исполнителям, источникам финансирования с оценкой стоимости и влияния на региональные тарифы.

4.7. В Схеме и программе могут быть отражены отдельными подпрограммами мероприятия по использованию возобновляемых источников энергии (ВИЭ), газопоршневых ТЭЦ с когенерацией и других источников энергии, а также мероприятия по энергоэффективности и энергосбережению на территории Республики Ингушетия.

5. Приложения и чертежи

В Схеме и программе должны быть предоставлены результаты расчетов, аналитические и документальные материалы, оформленные в виде приложений в текстовом и графическом виде:

карты-схемы электрических сетей 110 кВ и выше на территории Республики Ингушетия на последний год формирования Схемы и программы;

схема для нормального режима электрических соединений сетей 110 кВ и выше на территории Республики Ингушетия на последний год периода формирования Схемы и программы;

схемы потокораспределения и уровней напряжения в сети 110 кВ и выше для всех проведённых расчётных режимов.

В приложении могут быть приведены указанные выше в разделе 4 настоящего технического задания перечни объектов и мероприятий (уже запланированные с указанием источника информации и вновь предлагаемых с указанием необходимых сроков реализации).

В приложении к Схеме и программе необходимо привести также материалы использованных источников исходной информации.

6. Технические, организационные и другие требования к Схеме и программе

6.1. За отчётный год принять 2012 г., за расчётные - 2013-2019 годы.

6.2. Работа должна базироваться на основании действующего законодательства и нормативно-методических материалов по проектированию развития электроэнергетических систем и электрических сетей, в том числе:

Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики (утв. постановлением Правительства РФ от 17.10.2009 N 823);

Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем (утв. Приказом Минэнерго РФ от 03.06.2003 N 281);

Методических указаний по устойчивости энергосистем" (утв. приказом Минэнерго РФ от 30.06.2003 N 277);

уточнённых методических рекомендаций Минэнерго Российской Федерации по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта РФ на 5-летний период.

6.3. Проработки должны учитывать функционирование общероссийского оптового рынка электроэнергии и оптимизацию режима работы электростанций на уровне объединённой энергосистемы Юга, выработку электроэнергии на собственных генерирующих мощностях в Республике Ингушетия.

6.4. В работе должны быть учтены мероприятия инвестиционных программ ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Холдинг МРСК", ОАО "РусГидро", а также рекомендации Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ но ликвидации сетевых и балансовых ограничений в ОЭС на территории Республики Ингушетия.

6.5. Схема и программа разрабатывается с учётом программы социально-экономического развития Республики Ингушетия, прогнозного спроса на электрическую энергию, с учётом развития объектов ЕЭС и источников генерации в регионе.

6.6. Схема и программа должна быть согласована с Филиалом ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ, а в части развития электрических сетей с филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Юга и ОАО "МРСК Северного Кавказа", при необходимости в части развития генерирующих источников с генерирующими компаниями на территории Республики Ингушетия.

6.7. Схема и программа должна быть рассмотрена и утверждена Правительством Республики Ингушетия.

7. Срок выполнения работы

Начало: с даты подписания контракта - согласно контракта

Окончание: через 90 календарных дней после подписания контракта - согласно контракта, но не позже 01.05.2014

8. Организация

разработчик:	ОАО "СевЗап НТЦ"
	(по результатам проведения конкурсных торгов)

9. Особые условия

Результаты работы, выполняемой по настоящему Техническому заданию, являются собственностью Заказчика и не могут быть переданы третьей стороне без письменного согласия Заказчика.

Схема и программа и приложения к ней, (при наличии подпрограмм и приложения к ним) представляются Заказчику в виде печатного материала и в электронном виде - в 4 экземплярах.

Научно-технические отчеты должны быть выполнены в текстовом редакторе WordforWindows с использованием для основного текста шрифта TimesNewRoman с размером не более 14 единиц и одинарным междустрочным шагом.

Рисунки карт-схем должны быть представлены в формате pdf с использованием шрифта TimesNewRoman.

Презентационные материалы должны быть представлены в формате MicrosoftPowerPoint.

Исполнитель представляет Схему и программу:

для рассмотрения и согласования промежуточных и итоговых результатов работы в межведомственную рабочую группу по разработке схем и программ развития электроэнергетики Республики Ингушетия, состав которой утверждён Распоряжением Правительства Республики Ингушетия N 187р от 31.03.2012;

для рассмотрения и обсуждения согласованную редакцию на заседании Координационного совета по развитию электроэнергетики Республики Ингушетия;

для утверждения в Правительство Республики Ингушетия.

10. Исходная информация для разработки Схемы и программы

10.1. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, утверждённая Правительством Российской Федерации.

10.2. Схема и программа развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на период 2013 - 2019 гг., утверждённая Минэнерго России.

10.3. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемого по Республике Ингушетия и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Республики Ингушетия.

10.4. Ежегодный отчёт о функционировании Единой энергетической системы России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

10.5. Отчётные данные о работе энергосистемы на территории Республики Ингушетия.

10.6. Результаты инвентаризации и технического аудита электрооборудования, конструкций и сооружений, срок службы которых заканчивается в течение расчетного периода, предоставляемых распределительными электросетевыми на территории Республики Ингушетия.

10.7. Сведения сетевых организаций о заявках на технологическое присоединение и заключённых договорах на осуществление технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей к электрическим сетям на территории Республики Ингушетия с разбивкой по годам ввода.

10.8. Государственные или региональные Программы социально-экономического развития региона, в том числе, перспективные планы социально-экономического развития Республики Ингушетия, перспективные показатели потребления электрической энергии (электрических нагрузок), инвестиционные проекты по запросу Исполнителя.

10.9. Документы территориального планирования Республики Ингушетия, при необходимости согласованные Правительством Российской Федерации и уполномоченными федеральными органами исполнительной власти.

10.10. Предложения Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчётной модели для субъектов Российской Федерации, а также предложений сетевых и генерирующих организаций и органов исполнительной власти Республики Ингушетия по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Республики Ингушетия.

10.11. Предложения Филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ по ликвидации сетевых и балансовых ограничений (выявленных "узких мест") и разработанный им прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Республике Ингушетия.

10.12. Энергетическая стратегия России до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 г. N 1715-р.

10.13 Стратегия социально-экономического развития Северо-Кавказского федерального округа до 2025 года.

10.14. Стратегия развития электроэнергетики Северо-Кавказского федерального округа до 2015 года и на перспективу до 2025 года.

10.15. Проект государственной программы Российской Федерации "Развитие Северо-Кавказского федерального округа" на период до 2025 года, утверждённый Президентом РФ В.В. Путиным 13.12.2012.

10.16. Проработка специализированных проектных организаций о возможностях использования гидроэнергетических ресурсов, геотермальных и других источников энергии.

10.17. Инвестиционные программы, (а также программы реновации, техперевооружения и реконструкции) генерирующих и электросетевых компаний па территории Республики Ингушетия.

10.18. Схемы выдачи мощности электростанций, выполненные проектными организациями (при их наличии);

10.19. Схемы внешнего электроснабжения потребителей, выполненные проектными организациями (при их наличии);

10.20. Информация, предоставляемая ОИВ и Координационным советом по развитию электроэнергетики Республики Ингушетия.

Приложение Б

Таблица Б.1 - Перечень существующих ВЛ 35-110 кВ энергосистемы Республики Ингушетия

Наименование ВЛ		Напряжение, кВ	Сечение провода	Протяженность ВЛ 35-110 кВ, км на 1.01. 2014 г.
110 кВ
1	Л-12 ПС В-500 - ПС Плиево	110	АС-240	20
2	Л-13 ПС В-500 - ПС Плиево	110	АС-240	20
3	Л-203 ПС В-2 - ПС Плиево	110	АС-300	19,6
4	Л-129 ПС Плиево - ПС Вознесеновская-2	110	АС-95, 120	32,2
5	Л-102 ПС Плиево - ПС Самашки	110	АС-185	39,5
6	Л-12-а - 13-а отпайка на ПС Назрань	110	АС-95	2 x 5
7	Л-121/122 ПС Ищерская - ПС Плиево	110	АС-95	61
8	Л-151 ПС Владикавказ-500 - ПС Магас	110
9	Л-150 ПС Владикавказ-500 - ПС Юго-Западная	110
35 кВ
10	Л-433 ПС Магас - ПС Сурхахи	35	АС-95	9,2
11	Л-428 ПС Водонасосная - ПС Экажево	35	АС-95	6,2
12	Л-464 ПС Слепцовская - ПС Урожайная	35	АС-95	7,8
13	Л-53 ПС Урожайная - ПС Нестеровская	35	АС-50	6,2
14	Л-27 ПС Вознесеновская-2 - отпайка на ПС Бори-Су	35	АС-95	4,5
15	Л-28 ПС Вознесеновская-2 - ПС Малгобек-2	35	АС-95	11
16	Л-57 отпайка на ПС Бековичи	35	АС-95	2,2
17	Л-25 ПС Плиево - ПС Карабулак	35	АС-70	8
18	Л-26 ПС Плиево - ПС Карабулак	35	АС-70	8,2
19	Л-56 ПС Назрань - ПС Водонасосная	35	АС-70	6,5
20	Л-38 ПС Плиево - ПС Сунжа-3	35	АС-50	6,8
21	Л-457 ПС Назрань - ПС Магас	35	АС-95	8,9
22	Л-40 ПС Слепцовская - ПС Слепцовская-35	35	АС-70	8,9
23	Л-42 ПС Слепцовская - ПС Ассиновская	35	АС-70	16,9
24	Л-39 ПС Карабулак - ПС Троицкая-1	35	АС-70	2,5
25	Л-448 ПС Водоподъем - ПС Моздок	35	АС-70	5,2
26	Л-59 ПС Первомайская - ПС Нестеровская	35	АС-70	20,4
27	Л-460 ПС Вознесеновская - ПС Новый Редант	35	АС-50	20,4
28	Л-459 ПС Назрань - ПС Кантышево	35	АС-70	13,4
29	Л-33 ПС Карабулак - ПС Троицкая-2	35	АС-70	5,6
30	Л-41 ПС Слепцовская - ПС Серноводская	35	АС-70	11,5
31	Л-427 ПС Плиево - ПС Водонасосная	35	АС-95	11,4
32	Л-458 ПС Назрань - ПС Кантышево	35	АС-120	12,8
33	Л-491 ПС Малгобек-1 - ПС Раздольная	35	АС-95	11,6
34	отпайка на ПС Бори-Су	35	АС-95	0,5
35	отпайка на ПС Вознесеновская-1	35	АС-95	16,8

Приложение В

Таблица В.1 - Перечень существующих ПС 35-110 кВ, отработавших нормативный срок службы

Наименование ПС	Напряжение, кВ	Год ввода в эксплуатацию	Кол-во и установлен, мощность тр-ров, шт. х МВ*А
			на 1.01.14.
1 Ачалуки	110/6	1960	1 x 10
2 Вознесеновская-2	110/35/6	1973	2 x 16
3 Назрань	110/35/6	1981	2 x 16
4 Плиево	110/35/6	1966	2 x 20
5 Кантышево	35/10	1978	2 x 6,3
6 Бековичи	35/6	1960	1 x 3,2
7 Водоподъем-1	35/6	1969	2 x 4
8 Вознесеновская-1	35/6	1964	1 x 3,2
9 Карабулак	35/6	1969	4+6,3
10 Малгобек-1	35/6	1938	1 x 3,2
11 Малгобек-2	35/6	1968	2 x 6,3
12 Нестеровская	35/10	1964	2 x 2,5
13 Новый Редант	35/6	1964	1 x 4
14 Первомайская	35/10	1960	1 x 2,5
15 Слепцовская-35	35/6	1971	4+6,3
16 Сунжа-3	35/6	1955	1 x 2,5
17 Троицкая-1	35/6	1949	3,2+4
18 Троицкая-2	35/6	1970	1 x 6,3
19 Экажево	35/10	1970	2,5+6,3

Приложение Г

Таблица Г.1 - Перечень существующих ПС 35-110 кВ, с указанием РПН на трансформаторах

Наименование ПС	Напряжение, кВ	Год ввода в эксплуатацию	Существующие трансформаторы
			мощность, МВ*А	Наличие РПН
1 Ачалуки	110/6	1960	10	-
2 Вознесеновская-2	110/35/6	1973	16	РПН
		1973	16	РПН
3 Назрань	110/35/10	1981	16	РПН
		1981	16	РПН
4 Плиево	110/35/6	1966	20	-
		1966	20	-
5 Юго-Западная	110/10	1997	16	РПН
		1997	16	РПН
6 Слепцовская	110/35/10	2001	16	РПН
7 Магас	110/35/10	2001	16	РПН
8 Кантышево	35/10	1978	6,3	РПН
		1978	6,3	РПН
9 Бековичи	35/6	1960	3,2	-
10 Водонасосная	35/10	1985	6,3	РПН
		1985	4	РПН
11 Водоподъем-1	35/6	1969	4	-
		1969	4	-
12 Вознесеновская-1	35/6	1964	3,2	-
13 ГНС	35/6	1997	4	РПН
		1997	4	РПН
14 Карабулак	35/6	1969	6,3	РПН
		1969	4	РПН
15 Малгобек-1	35/6	1938	3,2	-
16 Малгобек-2	35/6	1968	6,3	РПН
		1968	6,3	РПН
17 Нестеровская	35/10	1964	2,5	-
		1964	2,5	-
18 Новый Редант	35/6	1964	4	РПН
19 Первомайская	35/10	1960	2,5	-
20 Слепцовская-35	35/6	1971	6,3	-
		1971	4	-
21 Сунжа-3	35/6	1955	2,5	-
22 Сурхахи	35/10	1986	4	-
		1986	4	-
23 Троицкая-1	35/6	1949	4	-
		1949	3,2	-
24 Троицкая-2	35/6	1970	6,3	РПН
25 Урожайная	35/10	1991	2,5	-
26 Экажево	35/10	1970	6,3	-
		1970	2,5	-
27 Бори-Су	35/6	1987	2,5	-
28 Новотроицкая	35/6		2,5	РПН
			2,5	РПН
29 Очистные сооружения.	35/6		6,3	РПН

Приложение Д

Таблица Д.1 Перечень ПС 35-110 кВ, намечаемых к новому строительству в период до 2019 г. и оценка капиталовложений

Наименование ПС	Кол-во и установленная мощность трансформаторов		Год ввода	Капиталовложения, млн. руб.	Обоснование необходимости строительства
	S МВ*А	N штук
110 кВ
1 Плиево Новая	80	2	2018	1677,8	Для присоединения новых потребителей
Итого ПС 110 кВ				1677,8
35 кВ
2 ПС Таргим	12,6	2	2014	174,6	Для присоединения новых потребителей
3 ПС Таргим-2	12,6	2	2015 (в соответствии с Республиканской целевой программой "Социально-экономического развития Р. Ингушетия на 2010-2016 гг.")	151,9	Для присоединения новых потребителей
4 ПС Назрань-3	12,6	2	2016	174,6	Для присоединения новых потребителей
5 ПС Назрань-4	12,6	2	2016	242,5	Для присоединения новых потребителей
Итого по ПС 35 кВ				743,6

Приложение Е

Таблица Е.1 - Перечень ПС 35-110 кВ, намечаемых к расширению, реконструкции и техническому перевооружению в период до 2019 г. и оценка капиталовложений

Наименование ПС	Тип и мощность ПС, МВ*А	Перечень работ по переустройству ПС (установка и/или замена)	Количество устанавливаемого оборудования	Год ввода	Капиталовложения, млн. руб.	Обоснование необходимости строительства
ПС 330 кВ
ПС Владикавказ-500		Ячеек 110 кВ	2	2018	158,7	Для обеспечения надежного электроснабжения
ПС 110 кВ
1 ПС Назрань	110/35/10 2 x 16	Ячеек 110 кВ Ячеек 35 кВ	2 6	2017	294,7	Для обеспечения надежного электроснабжения
2 ПС Слепцовская	110/35/10 2 x 16	Силового тр-ра Ячеек 110 кВ	1 x 16 5	2016	599,5	Для обеспечения надежного электроснабжения
3 ПС Вознесеновская-2	110/35/6 2 x 16	Ячеек 110 кВ	2	2015	158,7	Для присоединения новых потребителей
4 ПС Юго-Западная	110/10 2 x 16	Ячеек 110 кВ	3	2015	238,0	Для обеспечения надежного электроснабжения
5 ПС Ачалуки	110/6 1 x 10	Силового тр-ра Ячеек 110 кВ Ячеек 35 кВ	2 x 6,3 3 3	2017	454,5	Для обеспечения надежного электроснабжения
6 ПС Магас	110/35/6 1 x 16	Силового тр-ра Ячеек 110 кВ Ячеек 35 кВ	1 x 16 5 1	2016	503,3	Для обеспечения надежного электроснабжения
Итого ПС 110 кВ					2407,4
35 кВ
7 ПС Малгобек-2	35/6 2 x 6,3	Ячеек 35 кВ	2	2016	45,2	Для присоединения новых потребителей
8 ПС Водонасосная	35/10 4+6,3	Силового тр-ра	1 x 6,3	2017	25,3	Для обеспечения надежного электроснабжения
9 ПС Нестеровская	35/10 2 x 2,5	Силового тр-ра	2 x 6,3	2017	50,6	Для обеспечения надежного электроснабжения
10 ПС Урожайная	35/10 1 x 2,5	Силового тр-ра Ячеек 35 кВ	1 x 2,5 2	2018	70,7	Для обеспечения надежного электроснабжения
11 ПС Троицкая-2	35/6 1 x 6,3	Силового тр-ра Ячеек 35 кВ	1 x 6,3 2	2018	70,7	Для обеспечения надежного электроснабжения
12 ПС Слепцовская-35	35/6 4+6,3	Силового тр-ра	1 x 6,3	2019	25,3	Для обеспечения надежного электроснабжения
Итого по ПС 35 кВ					287,8

Приложение Ж

Таблица Ж.1 Перечень ВЛ 35-110 кВ, намечаемых к новому строительству в период до 2019 г. и оценка капиталовложений

ВЛ		Марка и сечение провода	Протяженность, км	Количество цепей	Год ввода	Капиталовложения, млн. руб.	Обоснование необходимости строительства
110 кВ
1	Заходы на ПС Плиево Новая Л-121; Л-122 Л-203 Л-12; Л-13	АС95 АС300 АС240	0,2 0,2 0,2	2 1 2	2018	10,6	Для обеспечения надежного электроснабжения
2	Заходы на ПС Слепцовская Л-121; Л-122	АС95	0,4	2	2018	7,4	Для обеспечения надежного электроснабжения
3	ПС Вознесеновская-3 - ПС Предмостная	АС120	35	1	2015	429,7	Для обеспечения второго питания Малгобекского р-на
Итого по ВЛ 110 кВ						447,7
35 кВ
4	ПС Плиево Новая - ПС Карабулак	АС95	0,2	2	2018	3,2	Для присоединения новых потребителей
5	ПС Таргим - ПС Малгобек-2	АС120	12	2	2014	194,9	Для присоединения новых потребителей
6	ПС Таргим - ПС Малгобек-3	АС120	14,8	2	2014	240,6	Для присоединения новых потребителей
7	ПС Назрань-2 - ПС Назрань-3	АС95	11	1	2016	124,6	Для присоединения новых потребителей
8	ПС Назрань-2 - ПС Кантышево	АС95	7	1	2016	79,3	Для присоединения новых потребителей
9	ПС Слепцовская - ПС ГНС	АС95	6	2	2018	97,4	Для присоединения новых потребителей
10	ПС Яндаре - ПС Троицкая-2	АС95	3	1	2020	34,0	Для присоединения новых потребителей
11	ПС Троицкая-2 - ПС Урожайная	АС95	9	1	2019	102,0	Для присоединения новых потребителей
12	ПС Галашки - ПС Таргим-2	АС120	25	1	2014 (в соответствии с Республиканской целевой программой "Социально-экономического развития Р. Ингушетия на 2010-2016 гг.")	306,6	Для присоединения новых потребителей
13	ПС Галашки - ПС Первомайская	АС95	3	1	2017	34,0	Для присоединения новых потребителей
14	ПС Назрань-3 - ПС Назрань-4	АС95	3	1	2016	34,0	Для присоединения новых потребителей
15	Заходы на ПС Назрань-4	АС95	3	2	2016	487,0	Для присоединения новых потребителей
Итого по ВЛ 35 кВ						1265,3

Приложение И

Таблица И.1 - Перечень ВЛ 110 кВ, намечаемых к реконструкции и техническому перевооружению в период до 2019 г. и оценка капиталовложений

Линии электропередачи		Марка и сечение провода	Протяженность, км	Количество цепей	Год ввода	Капиталовложения, млн. руб.	Обоснование необходимости строительства
ВЛ 110 кВ
1	ПС Самашки - ПС Плиево л-102	АС 185	19,8	1	2018	237,4	Для обеспечения надежного электроснабжения
2	ПС Вознесеновская-2 - ПС Плиево Л-129; Л-130	АС 185	38,2	2	2018	709,6	Для обеспечения надежного электроснабжения
Итого по ВЛ 110 кВ						983

Приложение К

Таблица К.1 - Электрические нагрузки на шинах 6 (10) - 35 кВ подстанций 110 кВ Республики Ингушетия

	Наименование подстанции		Рнагр., МВт		2013 г. Отчет		2019 г.
			2013 г. Отчет	2019 г.	Кол-во и мощность тр-ров, шт. х МВ*А	Загрузка ПС, %	Кол-во и мощность тр-ров, шт. х МВ*А	Загрузка ПС, %
1	ПС 110/35/6 кВ Плиево
	шины 6 кВ		14	7,0
	шины 35 кВ
	ПС 35/6 кВ Карабулак		4,1	-	1 x 6,3	71,5	-	-
	ПС 35/6 кВ Троицкая-2		5,5	-	1 x 6,3	95,9	-	-
	ПС 35/6 кВ Сунжа-3		0,7	-	1 x 2,5	30,8	-	-
	ПС 35/6 кВ Троицкая-1		2,1	-	1 x 4 + 1 x 3,2	32,1	-	-
	ПС 35/6 кВ Новотроицкая		0,3	-	1 x 2,5	13,2	-	-
	ПС 35/6 кВ Слепцовская-35		5,3	, -	1 x 6,3	92,4	-	-
	ПС Очистные сооружения (абон.)		нет данных	-	1 x 6,3	-	-	-
	ПС 35/10 кВ Водонасосная		5	-	1 x 4 + 1 x 6,3	53,3	-	-
	Итого на шинах 35 кВ		23
	Всего по ПС Плиево		37	питание по сети 35 кВ	2 x 20	101,6	-	-
2	ПС 110/35/10 кВ Назрань
	шины 10 кВ		22,3	15,6
	шины 35 кВ
	ПС 35/10 кВ Кантышево		4,5	-	2 x 6,3	39,2	-	-
	Итого на шинах 35 кВ		4,5
	Всего по ПС Назрань		26,8	15,6	2 x 16	92,0	2 x 16	53,4
	с учетом Км			14,0
3	ПС 110/35/10 кВ Магас
	шины 10 кВ		0,3	0,8
	шины 35 кВ
	ПС 35/10 кВ Сурхахи		2,6	2,8	1 x 4	71,4	2 x 4	38,5
	ПС 35/10 кВ Экажево		7	7,1	1 x 2,5 + 1 x 6,3	87,4	2 x 6,3	61,9
	ПС 35/6 кВ Кантышево		-	2,3	-	-	1 x 6,3	40,1
	ПС 35/10 кВ Водонасосная		-	5,4	-	-	2 x 6,3	47,1
	Итого на шинах 35 кВ		9,6	17,6
	с учетом Кодн			15,8
	Всего по ПС Магас		9,9	16,6	1 x 16	68,0	2 x 16	57,1
	с учетом Км			15,0
4	ПС 110/6 Ачалуки
	шины 10 кВ		4	4,4	1 x 10	44,0	2 x 6,3	38,8
	с учетом Км			4,0
5	ПС 110/35/6 Вознесеновская-2
	шины 6 кВ		2,2	3,3
	шины 35 кВ
	ПС 35/6 кВ Новый Редант		1,9	2,3	1 x 4	52,2	1 x 4	63,2
	ПС 35/6 кВ Бори-Су		0	0,6	1 x 2,5	0,0	1 x 2,5	26,4
	ПС 35/6 кВ Вознесеновская-1		0	0,7	1 x 3,2	0,0	1 x 3,2	24,0
	ПС 35/6 кВ Бековичи		0,7	1,1	1 x 3,2	24,0	1 x 3,2	37,8
	ПС 35/6 кВ Малгобек-2		9,6	3,7	2 x 6,3	83,7	1 x 6,3	32,3
	Итого на шинах 35 кВ		12,2	8,4
	с учетом Кодн			8,0
	Всего по ПС Вознесеновская-2		14,4	11,3	1 x 16	98,9	2 x 16	38,7
	с учетом Км			11,0
6	ПС 110/10 кВ Юго-Западная
	шины 10 кВ		11,3	13,3	1 x 16	77,6	2 x 16	45,8
	с учетом Км			12,0
7	ПС 110/35/10 кВ Слепцовская
	шины 35 кВ
	ПС 35/6 кВ ГНС		1,5	1,7	1 x 4	41,2	2 x 4	23,4
	ПС 35/10 кВ Урожайная		1,9	2,2	1 x 2,5	83,5	2 x 2,5	48,4
	ПС 35/10 кВ Нестеровская		4,4	-	2 x 2,5	96,7	-	-
	ПС 35/10 кВ Первомайская		1,3	-	1 x 2,5	57,1	-	-
	ПС 35/6 кВ Слепцовская		-	5,5	-	-	2 x 6,3	48,0
	ПС 35/6 кВ Новотроицкая		-	0,0	-	-	1 x 2,5	0,0
	Итого на шинах 35 кВ		9,1	9,4
	с учетом Кодн			8,9
	Всего по ПС Слепцовская		12,2	12,2	1 x 16	83,8	2 x 16	42,0
	с учетом Км			11,0
8	ПС 110/35/10 кВ Малгобек-3
	шины 10 кВ			5,0
	шины 35 кВ
	ПС 35/10 кВ Таргим		-	4,5	-	-	2 x 6,3	39,2
	ПС 35/6 кВ Малгобек-2			3,0			1 x 6,3	26,2
	Итого на шинах 35 кВ			7,5
	с учетом Кодн			7,2
	Всего по ПС Малгобек-3		-	12,2	-	-	2 x 16	41,9
	с учетом Км			11,0
9	ПС 110/10 кВ Вознесеновская-3
	шины 10 кВ		-	5,0	-	-	2 x 16	17,2
	с учетом Км			4,0
10	ПС 110/10 кВ Карабулак-2
	шины 10 кВ		-	6,0	-	-	2 x 16	20,6
	с учетом Км			4,0
11	ПС 110/35/10 кВ Назрань-2
	шины 10 кВ			14,5
	шины 35 кВ
	ПС 35/10 кВ Назрань-3		-	3,5	-	-	2 x 6,3	30,5
	ПС 35/6 кВ Кантышево		-	2,8	-	-	1 x 6,3	48,8
	ПС 35 кВ Очистные сооружения		-	нет данных	-	-	1 x 6,3
	ПС 35/10 кВ Назрань-4			3,0			2 x 6,3	26,2
	Итого на шинах 35 кВ			9,3
	с учетом Кодн			5,8
	Всего по ПС Назрань-2		-	22,5	-	-	2 x 25	49,5
	с учетом Км			21,0
12	ПС 110/10 кВ Али-Юрт
	шины 10 кВ		-	2,2	-	-	2 x 16	7,6
	с учетом Км			2,0
13	ПС 110/35/10 кВ Галашки
	шины 10 кВ			2,2
	шины 35 кВ
	ПС 35/10 кВ Таргим-2		-	2,8	-	-	2 x 6,3	24,4
	ПС 35/10 кВ Первомайская		-	1,3	-	-	1 x 2,5	57,1
	ПС 35/10 кВ Нестеровская		-	4,6	-	-	2 x 6,3	40,1
	Итого на шинах 35 кВ			8,7
	с учетом Кодн			7,8
	Всего по ПС Галашки		-	10,0	-	-	2 x 16	34,4
	с учетом Км			9,0
14	ПС 110/35/10 кВ Плиево Новая
	шины 10 кВ			9,7
	шины 35 кВ
	ПС 35/6 кВ Карабулак		-	4,7	-	-	2 x 6,3	41,0
	ПС 35/6 кВ Троицкая-1		-	2,3	-	-	1 x 4+1 x 3,2	35,1
	ПС 35/6 Новотроицкая		-	0,4	-	-	1 x 2,5	17,6
	ПС 35/6 кВ Сунжа		-	0,9	-	-	1 x 2,5	39,6
	ПС 110/35/6 кВ Плиево		-	7,0
	ПС 35/6 кВ Троицкая-2			5,8			2 x 6,3	50,6
	Итого на шинах 35 кВ			21,1
	с учетом Кодн			20,0
	Всего по ПС Плиево Новая		-	29,7	-	-	2 x 40	30,5
	с учетом Км			26,0
	Итого по ПС			144,0
	Примечания: -	1 Нагрузка ПС в отчетном 2013 году соответствует максимальным нагрузкам зимнего рабочего дня 18.12.2013 г. 2 Нагрузки ПС на 2019 г. приведены на час прохождения максимума энергосистемы Республики Ингушетия

ГАРАНТ:

Текст приложений Л, М, Н, П, Р будет представлен в следующих версиях справочной правовой системы ГАРАНТ

"Схема 01.6-25729-СХ.001"

"Схема 01.6-25729-СХ.002"

"Схема 01.6-25729-СХ.003"

"Схема 01.6-25729-СХ.004"

"Схема 01.6-25729-СХ.005 (1)"

"Схема 01.6-25729-СХ.005 (2)"

"Схема 01.6-25729-СХ.005 (3)"

"Схема 01.6-25729-СХ.005 (4)"

"Схема 01.6-25729-СХ.005 (5)"

"Схема 01.6-25729-СХ.005 (6)"