ГЛАВА РЕСПУБЛИКИ ИНГУШЕТИЯ

РАСПОРЯЖЕНИЕ

от 29 сентября 2022 года N 390-рг


[Об утверждении Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2023 - 2027 годы]

В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики":

1. Утвердить прилагаемые Схему и программу развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2023 - 2027 годы.

2. Исполнительным органам государственной власти, администрациям муниципальных районов и городских округов Республики Ингушетия совместно с Министерством промышленности и цифрового развития Республики Ингушетия планировать и осуществлять работу в соответствии со Схемой и программой развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2023 - 2027 годы, утвержденными пунктом 1 настоящего Распоряжения.

3. Контроль за исполнением настоящего Распоряжения возложить на заместителя Председателя Правительства Республики Ингушетия, курирующего деятельность Министерства промышленности и цифрового развития Республики Ингушетия.

Глава
Республики Ингушетия
М.КАЛИМАТОВ

Утверждены
Распоряжением Главы
Республики Ингушетия
от 29 сентября 2022 г. N 390-рг

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РЕСПУБЛИКИ ИНГУШЕТИЯ НА 2023 - 2027 ГОДЫ

ВВЕДЕНИЕ

Схема и программа развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2023 - 2027 года разработаны Министерством промышленности и цифрового развития Республики Ингушетия в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" (далее - Постановление Правительства Российской Федерации N 823) в рамках выполнения контракта N 02-2022 от 14.06.2022.

Целями формирования Схемы и программы развития электроэнергетики Республики Ингушетия (далее - СиПР) являются:

- создание эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры, обеспечивающей социально-экономическое развитие Республики Ингушетия;

- формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики;

- эффективное использование энергетических ресурсов на территории Республики Ингушетия.

Основными задачами формирования СиПР являются:

- разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше по ЭС (по объемам и срокам реконструкции действующих и вводам новых электросетевых объектов) по годам на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе;

- обеспечение надежного функционирования энергосистемы Республики Ингушетия (далее - ЭС);

- обеспечение развития топливно-энергетического комплекса Республики Ингушетия, определение направлений развития, оценка состояния;

- обоснование оптимальных направлений развития электрических сетей ЭС для обеспечения гарантированного электроснабжения потребителей и эффективного функционирования электрических сетей с учетом динамики спроса на электрическую мощность, перспективы развития генерирующих мощностей;

- информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;

- скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры;

- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

Основными принципами формирования СиПР являются:

- экономическая эффективность решений, предлагаемых в СиПР, основанная на оптимизации режимов работы ЭС;

- применение новых технологических решений;

- скоординированность СиПР и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;

- скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

- публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений;

- соблюдение требований к планированию развития электроэнергетической системы, установленных Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 года N 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации", и положений методических указаний по проектированию развития энергосистем, утвержденных федеральным органом исполнительной власти, уполномоченным Правительством Российской Федерации на осуществление функций по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического комплекса, в том числе по вопросам электроэнергетики.

Согласно пункту 29 Постановления Правительства Российской Федерации N 823 СиПР используется в качестве:

- основы для разработки схем выдачи мощности региональных электростанций;

- основы для формирования с использованием перспективной расчетной модели для субъектов Российской Федерации предложений по определению зон свободного перетока электрической энергии (мощности).

Согласно пункту 30 Постановления Правительства Российской Федерации N 823 СиПР является основой для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.

В главе 1 "Общая характеристика Республики Ингушетия", в соответствии с Техническим заданием на разработку схемы и программы развития электроэнергетики Республики Ингушетия на период 2023 - 2027 годы, 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, проведен мониторинг исполнения мероприятий, предусмотренных утвержденной схемой и программой развития электроэнергетики Республики Ингушетия на предыдущий период.

В главе 2 "Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Ингушетия за прошедший пятилетний период" представлены:

- характеристика энергосистемы Республики Ингушетия, в том числе информация по электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим электроснабжение потребителей на территории Республики Ингушетия;

- динамика потребления электроэнергии Республики Ингушетия за последние 5 лет;

- структура электропотребления по основным группам потребителей Республики Ингушетия за последние 5 лет;

- перечень крупных существующих потребителей электрической энергии и динамика их потребления электроэнергии за последние 5 лет;

- динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы и крупных узлов нагрузки за последние 5 лет;

- производство электроэнергии на территории Республики Ингушетия;

- анализ существующего баланса электрической энергии и мощности в энергосистеме Республики Ингушетия за последние 5 лет;

- основные характеристики электросетевого хозяйства региона, в том числе существующие ЛЭП и подстанции электросетевого хозяйства Республики Ингушетия;

- основные внешние электрические связи энергосистемы Республики Ингушетия;

- динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за прошедшие 5 лет;

- динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения и структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных по основным группам потребителей Республики Ингушетия за последние 5 лет;

- перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Ингушетия;

- объемы и структура топливного баланса котельных на территории Республики Ингушетия по состоянию на 2021 год.

В главе 3 "Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Республики Ингушетия" представлена характеристика функционирования энергосистемы Республики Ингушетия и анализ режимов работы электрических сетей напряжением 110 кВ и выше за отчетный пятилетний период, а также проведена оценка 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 электроэнергетических режимов, в которых данные ограничения возникают;

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

В главе 4 "Основные направления развития электроэнергетики Республики Ингушетия" представлены:

- прогноз потребления электрической энергии и мощности на 5-летний период по энергосистеме Республики Ингушетия;

- перечень основных перспективных потребителей;

- анализ прогнозного баланса мощности и электрической энергии из разработанной и утвержденной в текущем году схемы и программы развития ЕЭС России (актуальной редакции) по энергосистеме Республики Ингушетия на 2022 - 2027 годы;

- перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Республики Ингушетия;

- перспективные балансы мощности и электроэнергии Республики Ингушетия на 2022 - 2027 годы;

- прогноз развития энергетики Республики Ингушетия на основе ВИЭ и местных видов топлива, в том числе на основе гидроэнергетических ресурсов;

- анализ функционирования и формирование предложений по развитию электрических сетей энергосистемы.

В главе 5 "Основные направления развития теплоэнергетики Республики Ингушетия" представлены:

- прогноз потребления тепловой энергии на 2023 - 2027 годы с выделением крупных потребителей, включая системы теплоснабжения крупных муниципальных образований;

- определение на основании балансов электрической и тепловой энергии потребности котельных в топливе;

- анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Республики Ингушетия;

- предложения по модернизации системы централизованного теплоснабжения муниципальных образований Республики Ингушетия;

- прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований Республики Ингушетия на 5-летний период.

1. Общая характеристика Республики Ингушетия

Республика Ингушетия - субъект Российской Федерации, входящий в состав Северо-Кавказского федерального округа и являющийся частью Северо-Кавказского экономического района.

Общая площадь республики составляет 3,6 тыс. кв.км. 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. Протяженность: с севера на юг - 144 км, с запада на восток - 72 км. На западе Республика Ингушетия граничит с Республикой Северная Осетия - Алания, на востоке - с Чеченской Республикой, на юге - с Грузией (протяженность государственной границы с Грузией - 72 км). Карта Республики приведена на рисунке 1.1.

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

На 2022 год в республике насчитывается 45 муниципальных образований, в том числе: 4 муниципальных района, 5 городских округа, 36 сельских поселений. Наиболее крупными городами являются Магас, Назрань, Сунжа, Карабулак и Малгобек. В Магасе есть аэропорт, располагающий всеми необходимыми условиями для обслуживания авиарейсов дальней авиации.

Численность населения на 01.01.2022, по данным Росстата, составила 524,058 тыс. чел., при этом городское население составляет 55,77%, а сельское - 44,23%. Плотность населения - 167,81 чел./км2. Основное городское население сосредоточено в пяти наиболее крупных городах:

- Магас - 15,3 тыс. чел.;

- Назрань - 125,3 тыс. чел.;

- Сунжа - 67,1 тыс. чел.;

- Карабулак - 44,7 тыс. чел.;

- Малгобек - 39,8 тыс. чел.

Большая часть населения (свыше 75%) проживает в Сунженской долине и прилегающих участках, где плотность населения превышает 600 чел./км, а также в верхней части Алханчуртской долины, где в городе Малгобек и пригородных селах сконцентрировано около 15% жителей Ингушетии, и в долине Ачалука (более 5%). На остальных 85% территории республики проживает менее 5% ее населения.

Преобладающим этносом республики являются ингуши - 94,1%, чеченцы составляют 4,6% от общего населения, русские - 0,9%.

Рисунок 1.1. Карта Республики Ингушетия с указанием населенных пунктов*

* Рисунок 1.1 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

Ингушетия - аграрно-индустриальная республика, 60% ее территории занимают земли сельскохозяйственного назначения, из них половина угодий - пашни. Основными сельскохозяйственными культурами являются зерновые, подсолнечник, овощи, картофель. Традиционные направления животноводства - разведение крупного рогатого скота молочного и мясомолочного направления, а также овцеводство и козоводство.

В республике функционируют около 900 крестьянских фермерских хозяйств. Сельскохозяйственные угодья составляют 222,2 тыс. га, в том числе пашни - 112,2 тыс. га, многолетние насаждения - 2,5 тыс. га, сенокосы - 9,6 тыс. га, пастбища - 97,9 тыс. га. В республике насчитывается 115 крупных и средних сельскохозяйственных предприятий. Традиционные направления животноводства - разведение крупного рогатого скота молочного и мясомолочного направления.

Промышленность Республики Ингушетия основана на нефтедобывающей ("Ингушнефтегазпром"), нефтехимической, химической ("Химпром"), газоперерабатывающей и металлообрабатывающей отраслях (завод легких сплавов "Вилс"). Порядка 75% объема промышленного производства приходится на нефтепромышленный комплекс.

Вторая по значению отрасль промышленности республики - пищевая, базирующаяся на местных сельскохозяйственных ресурсах. Также налажена работа трикотажных и пищевых предприятий.

В республике находятся 2 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. Площадь заказника составляет 70 000 га. Лес является важнейшим природным ресурсом Ингушетии.

Основой топливно-энергетического комплекса республики является нефть и газ.

Анализ предыдущей СиПР электроэнергетики Республики Ингушетия на период до 2026 года показал, что к настоящему времени были внесены изменения в состав предусмотренных мероприятий и планируемые сроки реализации ряда мероприятий, при этом мероприятия, рекомендуемые в предыдущей СиПР электроэнергетики Республики Ингушетия, выполнены не были. Мониторинг исполнения мероприятий, предусмотренных утвержденной СиПР электроэнергетики Республики Ингушетия на период 2022 - 2026 годы, приведен в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Мероприятия, предусмотренные утвержденной Схемой и программой развития электроэнергетики Республики Ингушетия на 2022 - 2026 гг.

<1> Установлено, не введено в эксплуатацию.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Республики Ингушетия за прошедший пятилетний период

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

Энергосистема Республики Ингушетия входит в состав Объединенной энергосистемы Юга (ОЭС Юга) и имеет электрические связи с соседними энергосистемами ЭС Республики Северная Осетия - Алания, ЭС Ставропольского края, ЭС Чеченской Республики, ЭС Кабардино-Балкарской Республики.

Оперативное диспетчерское управление объектами электроэнергетики на территории Республики Ингушетия осуществляет филиал АО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистем республик Северного Кавказа и Ставропольского края" (далее - Северокавказское РДУ).

По территории Республики Ингушетия проходят транзитные сети напряжением 330 кВ, находящиеся в собственности ПАО "ФСК ЕЭС" и эксплуатирующиеся его региональным филиалом - Северо-Кавказским ПМЭС:

- ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный;

- ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2;

- ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок.

В энергосистеме Республики Ингушетия электрические сети представлены в основном на напряжении 110 и 35 кВ. Основной сетевой компанией, действующей на территории Республики Ингушетия, является филиал ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ингушэнерго". В его состав входят шесть районных электрических сетей:

- Малгобекский РЭС;

- Назрановский РЭС;

- Карабулакский РЭС;

- Сунженский РЭС;

- Магасский РЭС;

- Джейрахский РЭС.

Данные по существующему составу электрических сетей, находящихся на балансе сетевой компании, Правительства Республики Ингушетия, а также информация о абонентских подстанциях на 01.01.2022 представлены в таблице 2.1.1.

Таблица 2.1.1. Существующий состав электрических сетей Республики Ингушетия

На балансе Правительства Республики Ингушетия находятся следующие объекты <2>:

- ПС 110 кВ Магас;

- ПС 110 кВ Слепцовская-110;

- ПС 110 кВ Карабулак-2;

- ВЛ 110 кВ общей протяженностью 14,45 км.

Ряд подстанций напряжением 35 кВ являются абонентскими:

- ПС 35 кВ Очистные Сооружения;

- ПС 35 кВ Новотроицкая;

- ПС 35 кВ Сатурн-1.

<2> Данные электросетевые объекты обслуживаются филиалом ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ингушэнерго".

Энергосбытовой компанией на территории Республики является филиал ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ингушэнерго".

Республика Ингушетия является энергодефицитным регионом, собственные источники генерации на территории Республики отсутствуют. Энергосистема Республики Ингушетия получает электроэнергию со стороны энергосистемы Республики Северная Осетия - Алания по пяти ВЛ 110 кВ и по четырем ВЛ 110 кВ со стороны Чеченской Республики. Также часть ПС 35 кВ получает питание от смежных энергосистем.

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии Республики Ингушетия за последние 5 лет

Для анализа динамики потребления мощности и электроэнергии использовались данные следующих источников: "Отчет о функционировании ЕЭС России в 2021 году".

Общее потребление электроэнергии на территории Республики Ингушетия, по данным АО "СО ЕЭС", в 2021 году составило 878,5 млн. кВт·ч. По сравнению с 2020 годом увеличение потребления электрической энергии составило 6,2%. Динамика потребления электроэнергии в Республике Ингушетия за 2017 - 2021 годы представлена в таблице 2.2.1 и на рисунке 2.2.1.

Таблица 2.2.1. Динамика потребления электроэнергии Республики Ингушетия за 2017 - 2021 годы

Рисунок 2.2.1. Динамика потребления электроэнергии Республики Ингушетия в 2017 - 2021 годах*

* Рисунок 2.2.1 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Энергосистема Республики Ингушетия характеризуется положительными среднегодовыми темпами прироста потребления электрической энергии. Среднегодовое увеличение потребления электроэнергии в энергосистеме за анализируемый период (2017 - 2021 годы) составляет 4,24% ежегодно.

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

Структура электропотребления в энергосистеме Республики Ингушетия за 2017 - 2021 годы с разбивкой по видам экономической деятельности приведена в таблице 2.3.1 и на рисунке 2.3.1.

Таблица 2.3.1. Структура потребления электрической энергии в энергосистеме Республики Ингушетия*, млн. кВт·ч

* по данным Росстата.

Рисунок 2.3.1. Структура потребления электрической энергии в энергосистеме Республики Ингушетия в 2021 г.*

* Рисунок 2.3.1 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


Структура электропотребления Республики Ингушетия за последние 5 лет характеризуется неравномерным изменением потребления электрической энергии в различных сферах. Доля потребления в сфере добычи полезных ископаемых, обрабатывающих производств, обеспечения электрической энергией, газом и паром, кондиционирования воздуха, водоснабжения, водоотведения, организации сбора и утилизации отходов, а также деятельности по ликвидации загрязнений снизилась с 18,7% до 9,2%. Также снижение доли потребления наблюдалось в следующих сферах:

- транспортировка и хранение (с 0,8% до 0,5%);

- деятельность в области информации и связи (с 2,3% до 1,2%);

- городское и сельское население (бытовое потребление) - с 31,3% до 19,2%.

Рост доли потребления электроэнергии за отчетный пятилетний период наблюдался в следующих сферах:

- сельское хозяйство, лесное хозяйство, охота, рыболовство и рыбоводство (с 0,1% до 0,9%);

- строительство (с 0,4% до 1,2%);

- торговля оптовая и розничная; ремонт автотранспортных средств и мотоциклов (рост до 1,2%);

- другие виды экономической деятельности (с 15,0% до 30,9%);

- потери в электросетях (с 31,4% до 35,7%).

В целом по энергосистеме в период с 2017 по 2021 год наблюдался рост электропотребления: с 734,0 до 861,7 млн. кВт·ч, то есть прирост составил 17,4%.

Показатели, характеризующие потребление электроэнергии в домашних хозяйствах и сфере услуг на территории энергосистемы Республики Ингушетия, приведены в таблице 2.3.2.

Таблица 2.3.2. Показатели абсолютного и удельного потребления электрической энергии в сфере услуг и домашних хозяйствах Республики Ингушетия

Потребление электрической энергии в сфере услуг и домашних хозяйствах на душу населения в 2021 году составило 824,53 кВт·ч на человека, что на 2,2% меньше значения 2017 года, при этом в сфере услуг значение больше в 1,4 раза; а в домашних хозяйствах - меньше в 1,5 раза.

2.4. Перечень крупных существующих потребителей электрической энергии с указанием максимальной нагрузки и потребления электрической энергии за последние пять лет

В таблице 2.4.1 представлена динамика потребления электроэнергии наиболее крупными потребителями электрической энергии в Республике Ингушетия в период 2017 - 2021 гг.

Таблица 2.4.1. Годовой объем потребления электрической энергии крупных потребителей электроэнергии Республики Ингушетия в 2017 - 2021 гг.

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы

Собственный максимум потребления Республики Ингушетия в 2021 году составил 157 МВт и был достигнут 24 декабря 2021 г. По сравнению с 2020 годом собственный максимум потребления энергосистемы увеличился на 8 МВт, или на 5,4%. В 2021 г. было установлено новое значение исторического максимума потребления мощности. Предыдущее значение исторического максимума было зафиксировано в 2020 г. и составляло 149 МВт. Динамика изменения собственного максимума потребления Республики Ингушетия приведена в таблице 2.5.1 и на рисунке 2.5.1.

Таблица 2.5.1. Динамика изменения максимума потребления в Республике Ингушетия в период 2017 - 2021 гг.

Рисунок 2.5.1. Динамика изменения максимума потребления в Республике Ингушетия, МВт*

* Рисунок 2.5.1 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

В 2017 - 2021 годах темп прироста собственного максимума нагрузки варьировался от 0 до 5,7%, снижения нагрузки не наблюдалось. Увеличение собственного максимума потребления за анализируемый период составило 12,1%.

2.6. Производство электроэнергии на территории Республики Ингушетия

Энергосистема Республики Ингушетия является энергодефицитным регионом. Ввиду отсутствия на территории республики собственных генерирующих источников электроэнергии электроснабжение потребителей, расположенных на территории республики, осуществляется по электрическим связям из энергосистем Республики Северная Осетия - Алания и Чеченской Республики.

2.7. Характеристика балансов электрической энергии и мощности в энергосистеме Республики Ингушетия в период 2017 - 2021 гг.

Баланс электроэнергии по Республике Ингушетия за период 2017 - 2021 годов представлен в таблице 2.7.1 и на рисунке 2.7.1.

Таблица 2.7.1. Баланс электроэнергии Республики Ингушетия, млн. кВт·ч

Энергосистема Республики Ингушетия является дефицитной по электроэнергии. В 2021 году общее потребление электрической энергии по территории республики составило 878,5 млн. кВт·ч, что на 51,3 млн. кВт·ч больше, чем в 2020 г. В период 2017 - 2021 гг. в энергосистеме Республики Ингушетия наблюдался устойчивый рост электропотребления с 734 млн. кВт·ч в 2017 году до 878,5 млн. кВт·ч в 2021 году.

Рисунок 2.7.1. Баланс электроэнергии Республики Ингушетия в 2017 - 2021 годах, млн. кВт·ч*

* Рисунок 2.7.1 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

Динамика мощности на час собственного максимума потребления по территории энергосистемы Республики Ингушетия в 2017 - 2021 годах представлена в таблице 2.7.2.

Таблица 2.7.2. Баланс мощности на час собственного максимума потребления по территории Республики Ингушетия в 2017 - 2021 годах

За рассматриваемый период 2017 - 2021 годов энергосистема Республики Ингушетия является дефицитной по активной мощности и электроэнергии. Потребность в электроэнергии и мощности покрывается за счет перетоков из смежных энергосистем Республики Северная Осетия - Алания и Чеченской Республики.

2.8. Характеристики электросетевого хозяйства

По территории Республики Ингушетия проходят транзитные сети напряжением 330 кВ, находящиеся в собственности ПАО "ФСК ЕЭС" и эксплуатируемые его региональным филиалом - Северо-Кавказским ПМЭС:

- ВЛ 330 кВ Владикавказ-2 - Грозный;

- ВЛ 330 кВ Невинномысск - Владикавказ-2;

- ВЛ 330 кВ Владикавказ-500 - Моздок.

В энергосистеме Республики Ингушетия электрические сети представлены в основном на напряжении 110 и 35 кВ. Электросетевой комплекс Республики Ингушетия в переводе на одноцепное исполнение представляет собой 2773,172 км линий, 1250 трансформаторных подстанций, в т.ч. 11 ПС напряжением 110 кВ установленной мощностью 388,0 МВА и 20 ПС напряжением 35 кВ установленной мощностью 121,9 МВА.

Таблица 2.8.1. Протяженность ВЛ, КЛ и трансформаторная мощность ПС и ЭС по классам напряжения на 31.12.2021

Опорной подстанцией в энергосистеме Республики Ингушетия является ПС 110 кВ Плиево, которая связана тремя ВЛ 110 кВ с энергосистемой Республики Северная Осетия - Алания и четырьмя ВЛ 110 кВ с энергосистемой Чеченской Республики.

Эксплуатирующей сетевой организацией является филиал ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ингушэнерго". На балансе филиала находятся 8 ПС 110 кВ, 20 ПС 35 кВ, 1219 ТП 6 - 10 кВ.

Остальные (2 ПС 110 кВ) обслуживаются филиалом ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ингушэнерго" по Договору от 27.05.2018 N 37/а безвозмездного пользования с Правительством Республики Ингушетия. Также 1 ПС 110 кВ, 1 ПС 35 кВ обслуживаются филиалом на бездоговорной основе (ПС 110 кВ Карабулак-2 и ПС 35 кВ Таргим не приняты на обслуживание от Правительства Республики).

В эксплуатации филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ингушэнерго" также находятся 24 кабельных линии электропередачи 0,4 кВ, общей протяженностью 19 км.

Информация о существующих ЛЭП с указанием марки провода, протяженности и перечень существующих подстанций, класс напряжения которых равен 110 кВ, находящихся в собственности региональной сетевой компании или на балансе Правительства Республики Ингушетия, с указанием диспетчерского наименования трансформатора, трансформаторной мощности, года ввода/капитального ремонта трансформаторного оборудования представлены в таблицах 2.8.2 и 2.8.3.

Таблица 2.8.2. Перечень существующих ВЛ 110 кВ на территории Республики Ингушетия

Таблица 2.8.3. Перечень существующих ПС 110 кВ на территории Республики Ингушетия

<3> В настоящий момент ПС 110 кВ Назрань-2 подключена только по сети 35 кВ.

2.9. Основные внешние электрические связи энергосистемы

Покрытие потребности энергосистемы Республики Ингушетия в мощности и электроэнергии обеспечивается перетоками мощности по сети 35 - 110 кВ из энергосистемы Республики Северная Осетия - Алания и Чеченской Республики.

На напряжении 35 - 110 кВ энергосистема Республики Ингушетия имеет следующие связи:

с энергосистемой Чеченской Республики:

- двухцепная ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево с отпайкой на ПС Карабулак-2 (Л-121), ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево с отпайками (Л-122), общая протяженность около 61 км, провод АС-95, Л-122 была восстановлена в 2015 г.;

- ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки (Л-102), общая протяженность около 39,008 км, провод АС-185;

- ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - Плиево, общая протяженность около 74,344 км, провод АСТ-240;

- ВЛ 35 кВ Слепцовская-110 - Ассиновская (Л-42), протяженность 16,737 км, провод АС-70;

- ВЛ 35 кВ Слепцовская-110 - Серноводская (Л-41), протяженность 11,4 км, провод АС-70.

По ВЛ 110 кВ Плиево - Самашки (Л-102) в последние годы осуществляется передача мощности в энергосистему Чеченской Республики порядка 15 - 35 МВт в зимний период и 10,5 - 24 МВт в летний. По ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево с отпайкой на ПС Карабулак-2 (Л-121) и ВЛ 110 кВ Ищерская - Плиево с отпайками (Л-122) в энергосистему Республики Ингушетия в 2021 г. осуществлялась передача порядка 26 МВт в зимний период и порядка 11 МВт в летний период. Переток за 2021 год по ВЛ 110 кВ Грозненская ТЭС - Плиево составил около 25 МВт в зимний период и 14 - 24 МВт в летний;

с энергосистемой Республики Северная Осетия - Алания:

- ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Плиево, I цепь с отпайкой на ПС Назрань (Л-12), ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Плиево, II цепь с отпайкой на ПС Назрань (Л-13), протяженность 21,015 км каждая, провод АС-185 и АС-240, АС-95 (отпайка);

- ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Магас (Л-151), протяженность около 10,21 км, провод АС-150. Данная ВЛ 110 кВ питает ПС 110 кВ Магас в радиальном режиме;

- ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Юго-Западная (Л-150), протяженность 4,5 км, провод АС-150. Данная ВЛ питает ПС 110 кВ Юго-Западная в радиальном режиме;

- ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Плиево (Л-203) протяженность около 30,908 км, провод АС-150 и АС-300;

- ВЛ 35 кВ Раздольная - Малгобек-1 (Л-491), протяженность 6,567 км, провод АС-95;

- ВЛ 35 кВ Моздок - Водоподъем (Л-448), протяженность 5,272 км, провод АС-70.

Электроснабжение г. Магас с нагрузкой до недавнего времени осуществлялось по одной тупиковой ВЛ 110 кВ Владикавказ-500 - Магас (Л-151) из энергосистемы Республики Северная Осетия - Алания, в настоящий момент питание осуществляется также по ВЛ 110 кВ Магас - Юго-Западная (Л-153)). Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей г. Магас и вновь вводимых ПС 110 кВ Али-Юрт, ПС 110 кВ Галашки предусматривается сооружение заходов ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Плиево (Л-203) на ПС 110 кВ Магас с последующим образованием двух ВЛ - ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Магас и ВЛ 110 кВ Магас - Плиево. Данное мероприятие осуществляется в рамках второго этапа договора об осуществлении технологического присоединения энергопринимающих устройств ГУП "Ингушэлектросервис" от 28.07.2016 N 307/2016 и в соответствии с техническими условиями от 17.06.2016 N 586 в редакции изменений N 1 от 19.12.2019, N 2 от 05.07.2021.

По ВЛ 35 кВ со стороны энергосистемы Республики Северная Осетия - Алания осуществляется питание подстанций энергосистемы Республики Ингушетия: ПС 35 кВ Водоподъем-1 (порядка 2 МВт) и ПС 35 кВ Малгобек-1 (порядка 1 МВт).

Следует отметить, что ВЛ 35 кВ Слепцовская-110 - Ассиновская (Л-42) и ВЛ 35 кВ Слепцовская-110 - Серноводская (Л-41) в нормальной схеме разомкнуты со стороны энергосистемы Чеченской Республики и используются только в ремонтных схемах.

2.10. Динамика показателей энергоэффективности и электроэффективности

Республика Ингушетия является одним из наименее энергоемких регионов страны, так как она характеризуется мягкими климатическими условиями и отсутствием энергоемких промышленных производств.

Энергоэффективность экономики характеризуется электроемкостью ВРП, потреблением электроэнергии на душу населения, энерговооруженностью труда в экономике.

Объем, структура и динамика ВРП характеризуют стоимость конечных товаров и услуг, произведенных всеми участниками производственного процесса (в рыночных ценах). Объем ВРП в текущих ценах позволяет определить вклад каждого региона в экономику России.

Основные показатели энергоэффективности и их динамика за 2017 - 2021 гг. приведены в таблице 2.10.1.

Таблица 2.10.1. Основные показатели энергоэффективности Республики Ингушетия

<4> На момент разработки оценка ВРП Федеральной службой государственной статистики не произведена.

В период 2017 - 2019 гг. наблюдается значительное снижение энергоемкости и электроемкости валового регионального продукта (ВРП). В 2017 году энергоемкость ВРП составила 60,39 т у.т./млрд. руб., тогда как в 2019 году эта величина уже равна 32,41 т у.т./млрд. руб., т.е. за рассматриваемый период энергоемкость ВРП снизилась на 46,3%. За этот же период электроемкость ВРП снизилась на 20,8% и составила 11,03 кВт·ч/тыс. руб. Но при этом в 2020 г. наблюдалось увеличение данных показателей: энергоемкость ВРП составила 58,1 т у.т./млрд. руб., а электроемкость - 11,38 кВт·ч/тыс. руб.

Наблюдаемое в 2017 - 2019 гг. снижение электроемкости ВРП, как правило, связано с изменением структуры ВРП в сторону преобладания не слишком энергоемких производств, в частности, возрастание роли торговой деятельности и сферы услуг на фоне реализации мероприятий по энергосбережению и повышению энергоэффективности.

Снижение энергоемкости - важное направление экономического развития республики. Решающее значение для снижения энергоемкости продукции имеет коренная реконструкция топливно-энергетического комплекса, широкое применение энергосберегающих технологий:

- совершенствование нагревательной и осветительной техники;

- стимулирование экономии и санкции за перерасход энергии.

Все это позволяет систематически снижать энергоемкость общественного продукта. Рост данных параметров в 2020 г. отражает негативные тенденции в экономики, возникшие, в том числе, по причине вводимых в период пандемии ограничений.

2.11. Динамика потребления тепловой энергии

Тепловое хозяйство Республики Ингушетия по состоянию на 2021 год представлено в виде 6 газовых котельных. Источники комбинированной выработки тепловой и электроэнергии отсутствуют. Потребителями тепловой энергии от источников теплоснабжения являются объекты жилой застройки и коммунальной инфраструктуры. Объекты промышленности в структуре отпуска тепловой энергии отсутствуют.

Структура отпуска тепловой энергии в Республике Ингушетия в период с 2017 по 2020 годы представлена в таблице 2.11.1.

Таблица 2.11.1. Структура отпуска тепловой энергии в Республике Ингушетия 2017 - 2021 гг., тыс. Гкал

Источниками тепловой энергии в Республике Ингушетия в 2021 году было отпущено 18,957 тыс. Гкал. За рассматриваемый период с 2017 по 2021 год увеличение потребления тепловой энергии составило порядка 3,5 тыс. Гкал, но при этом в период с 2018 по 2021 год снижение отпуска тепловой энергии составило около 34%. Это связано с динамикой температуры наружного воздуха и продолжительностью отопительного периода.

Динамика изменения температуры воздуха и потребления тепловой энергии*

* Рисунок не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.


В относительно теплом 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 позволяет значительно упростить решение вопросов отопления небольшого индивидуального жилого дома или квартиры, сделать его экономичным, автоматизированным и безопасным. Таким образом, сейчас мы наблюдаем тенденцию постепенного уменьшения доли централизованного теплоснабжения в республике и смещения вектора развития в направлении развития индивидуальных систем теплоснабжения.

По данным таблицы 2.11.1, в 2021 году доля отпуска тепловой энергии населению составила 25%, а доля бюджетно-финансируемых потребителей - 75%.

Отпуск тепловой энергии по районам республики за 2020 год представлен в таблице 2.11.2.

Таблица 2.11.2. Отпуск тепловой энергии по районам республики за 2021 год

Наибольший уровень потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения наблюдается в г. Малгобек.

2.12. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Республике Ингушетия

К основным потребителям тепловой энергии относятся жилищно-коммунальный комплекс и бюджетная сфера Республики Ингушетия. Промышленные потребители отсутствуют.

Таблица 2.12.1. Данные по системам теплоснабжения крупных муниципальных образований Республики Ингушетия в 2021 году

Из таблицы 2.12.1 видно, что в целом существует значительный запас мощности на котельных, который составляет более 50%. Низкий коэффициент использования установленной мощности обусловливает неэффективную работу котельных, а достаточно высокий ее резерв увеличивает финансовую нагрузку на бюджет и население и формирует завышенные тарифы на тепловую энергию для потребителей. Для нормальной работы достаточно иметь резерв на уровне 25%.

Основные характеристики структуры источников централизованного теплоснабжения в Ингушетии за период 2017 - 2021 гг. приведены в таблице 2.12.2.

Таблица 2.12.2. Источники теплоснабжения Республики Ингушетия за 2017 - 2021 гг.

Показатели, приведенные в таблице 2.12.2, не учитывают котельную станицы Троицкой (Сунженский район) по причинам, указанным в предыдущем разделе. Газовая котельная станицы Троицкая имеет установленную мощность в 12,03 Гкал/час, оснащена пятью водогрейными котлами ВК-32 и двумя паровыми котлами Е-1-0,9. Основное оборудование котельной функционирует с 2003 года.

Основными потребителями тепловой энергии от котельных в 2021 году являлись районные теплоснабжающие организации (ТСО) республики. Им же принадлежат сами котельные и тепловые сети:

- МУП ПУ ЖКХ г. Малгобек;

- МУП "Водоканал г. Магас;

- МУП "Управляющая компания" г. Карабулак;

- УК "Уютный двор" в с.п. Яндаре;

- ОАО "РЭУ", филиал "Владикавказский".

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 было произведено техническое перевооружение путем строительства БМК мощностью 11,1 Гкал/ч. Подключенная нагрузка котельной - 3,7 Гкал/час.

В котельной N 2 установлено семь водогрейных стальных котлов ТВГ-1,5 (введены в 1980 г.) суммарной мощностью 10,5 Гкал/час, подключенная нагрузка котельной - 1,8 Гкал/час. Котельная находится в резерве.

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, подключенная нагрузка котельной - 3,8 Гкал/час (котельная рассчитана на перспективное присоединение нагрузок).

На территории Насыр-Кортского АО г. Назрань в ноябре 2017 года принята в эксплуатацию котельная, построенная для теплоснабжения Перинатального центра и многоэтажной жилой застройки. В котельной установлены два котла общей мощностью 24 МВт. Котлы работают на природном газе.

В новом микрорайоне с.п. Яндаре Назрановского района девять многоквартирных жилых домов обслуживаются центральной котельной, принадлежащей УК "Уютный двор". Остальные дома имеют индивидуальное отопление.

С 2017 года котельная N 1 МУП "Управляющая компания" г. Карабулак обслуживает один многоквартирный дом, остальные дома имеют индивидуальное отопление.

2.13. Топливный баланс

Единственным видом топлива на котельных в Республике Ингушетия является природный газ. Таким образом, структура топливного баланса котельных Ингушетии - монотопливная. На котельных отсутствует резервное или аварийное топливо. Расход природного газа в 2021 году составил 3758,8 тыс. куб.м.

Принципиально этот фактор снижает надежность теплоснабжения от котельных. Однако с учетом специфики котельных Ингушетии наличие единственного вида топлива снижает надежность теплоснабжения незначительно - все котельные республики имеют малую или среднюю мощность (до 20 Гкал/час) и расположены в сравнительно теплых климатических условиях.

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

Сведения об объемах топливного баланса котельных Ингушетии за 2021 год приведены в таблице 2.13.1.

Таблица 2.13.1. Топливный баланс котельных Республики Ингушетия за 2021 год

Сведения, приведенные в топливно-энергетическом балансе, приводятся по имеющейся информации территориального органа государственной статистики по Республике Ингушетия. Приводимые данные отражают все виды ресурсов и группы потребителей, по которым ведется учет органами государственной статистики. В СиПР 2023 - 2027 приведена информация за последние опубликованные 5 лет - 2017 - 2021 гг.

Таблица 2.13.2. Единый топливно-энергетический баланс Республики Ингушетия за период 2017 - 2021 годов, тыс. т у.т.

* данные не были опубликованы в статистических данных в целях обеспечения конфиденциальности первичных статистических данных, полученных от организаций, в соответствии с Федеральным законом от 29.11.2007 N 282-ФЗ "Об официальном статистическом учете и системе государственной статистики в Российской Федерации" (ст. 4, п. 5; ст. 9, п. 1).

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

Ограничение пропускной способности электрических сетей напряжением 110 кВ и выше

Анализ режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше показал, что уровни напряжения в узлах сети 110 кВ и загрузка сетевых элементов находятся в допустимых пределах.

Как показал анализ расчетов режимов зимнего и летнего максимума и минимума 2021 года, схемно-режимные ситуации при аварийном отключении сетевого элемента в нормальной схеме сети не приводят к выходу параметров режима за пределы допустимых значений.

Ограничение пропускной способности трансформаторных связей питающих центров 110 кВ

С целью выявления центров питания напряжением 110 кВ с повышенным уровнем загрузки по состоянию на 2021 год в энергосистеме Республики Ингушетия произведен анализ загрузки центров питания напряжением 110 кВ на основании данных о максимальных нагрузках, зафиксированных на центрах питания в течение 2017 - 2021 годов.

Длительно допустимая загрузка ЦП при определении максимальной фактической нагрузки 2017 - 2021 гг. в зимний и летний периоды соответственно принята в соответствии с таблицей 1 приложения N 1 к Приказу Минэнерго N 81 от 08.02.2019 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные Приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229" для фактических температур в день контрольного замера соответствующего года. Для однотрансформаторных подстанций рассматривается нормальный режим работы. Для подстанций с несколькими трансформаторами рассматривается наиболее тяжелый режим работы при отключении одного из трансформаторов.

Таким образом, анализ ретроспективной нагрузки центров питания в режиме отключения трансформатора большей мощности, приведенный в таблице 3.1, выявил 4 центра питания, загрузка которых в режиме N-1 превышает длительно допустимое значение. Рассмотрим данные ЦП подробнее:

ПС 110 кВ Старая

В настоящее время на подстанции установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью 20 МВА каждый, напряжением 110/35/6 кВ (Т-1 и Т-2 марки ТДТГ - 20000/110) - годы ввода 1959 и 1957 соответственно.

Максимальная нагрузка ЦП за период 2017 - 2021 гг. зафиксирована 15 декабря 2021 года при температуре воздуха 6,7 и составила 38,98 МВА, что соответствует загрузке трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении трансформатора Т-2 (Т-1), равной 194,9% от Sном.

В соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики (таблица 1 приложения N 1 к Приказу Минэнерго N 81 от 08.02.2019), для данных трансформаторов в летний период при температуре +6,7 допустима загрузка до 110,3% без ограничения длительности.

Таким образом, загрузка данного ЦП в рассматриваемый день контрольного замера превышает длительно допустимое значение.

В соответствии с письмом филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ингушэнерго" МР8/ИФ/01-00/628 от 01.08.2022 возможности перевода нагрузки на соседние центры питания до ввода в работу РУ 35 кВ ПС 110 кВ Плиево нет.

В соответствии с вышеуказанным письмом после ввода в работу РУ 35 кВ ПС 110 кВ Плиево, планируемого в 2024 г., появится возможность перевода нагрузки по сети 35 кВ на ПС 110 кВ Плиево в объеме 23,3 МВт (24,6 МВА). После осуществления перевода нагрузка ПС 110 кВ Старая составит 14,38 МВА, что соответствует загрузке трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении трансформатора Т-2 (Т-1), равной 71,9% от Sном, что меньше длительно допустимого значения. Следовательно, необходимости в мероприятиях по реконструкции ПС 110 кВ Старая нет.

ПС 110 кВ Назрань

В настоящее время на подстанции установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью 16 МВА каждый, напряжением 110/35/10 кВ (Т-1 и Т-2 марки ТДТН-16000/110) - годы ввода 1981 и 2002 соответственно.

Максимальная нагрузка ЦП за период 2017 - 2021 гг. зафиксирована 15 декабря 2021 года при температуре воздуха 6,7 и составила 33,4 МВА, что соответствует загрузке трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении трансформатора Т-2 (Т-1), равной 209,0% от Sном.

В соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики (таблица 1 приложения N 1 к Приказу Минэнерго N 81 от 08.02.2019), для Т-1 в зимний период при температуре 6,7 допустима загрузка до 110,3% без ограничения длительности, для Т-2 в зимний период при температуре 6,7 допустима загрузка до 125,0% без ограничения длительности.

Таким образом, загрузка данного ЦП в рассматриваемый день контрольного замера превышает длительно допустимое значение.

В соответствии с письмом филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ингушэнерго" МР8/ИФ/01-00/628 от 01.08.2022 возможности перевода нагрузки на соседние центры питания до ввода в работу ПС 110 кВ Назрань-2 с питанием со стороны ПС 330 кВ Владикавказ-2 нет.

Следует отметить, что в 2022 г. планируется ввод в эксплуатацию ПС 110 кВ Назрань-2 и двухцепной ВЛ 110 кВ Владикавказ-2 - Назрань-2. После проведения данного мероприятия в соответствии с вышеуказанным письмом появится возможность перевода нагрузки по сети 35 кВ на ПС 110 кВ Назрань-2 в объеме <5> 15,5 МВт (17,2 МВА). После осуществления перевода нагрузка ПС 110 кВ Назрань составит 16,2 МВА, что соответствует загрузке трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении трансформатора Т-2 (Т-1), равной 101,3% от Sном, что меньше длительно допустимого значения для обоих трансформаторов. Следовательно, необходимости в мероприятиях по реконструкции ПС 110 кВ Назрань нет.

<5> В связи с вновь открывшимися обстоятельствами в июне 2022 г. по передаче группы подстанций 35-110 кВ ООО "Русалэнерго" (ПС 110 кВ Назрань-2, ПС 110 кВ Галашки, ПС 110 кВ Малгобек-3, ПС 35 кВ Таргим) в аренду в СИПР на 2024 - 2028 гг. будет внесена корректировка по переводу нагрузок.

ПС 110 кВ Магас

В настоящее время на подстанции установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью 16 МВА каждый, напряжением 110/35/10 кВ (Т-1 и Т-2 марки ТДТН-16000/110-У1) - годы ввода 2001 и 2015 соответственно.

Максимальная нагрузка ЦП за период 2017 - 2021 гг. зафиксирована 15 декабря 2021 года при температуре воздуха +6,7 и составила 31,13 МВА, что соответствует загрузке трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении трансформатора Т-2 (Т-1), равной 194,6% от Sном.

В соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики (таблица 1 приложения N 1 к Приказу Минэнерго N 81 от 08.02.2019), для данных трансформаторов в зимний период при температуре +6,7 допустима загрузка до 125,0% без ограничения длительности.

Таким образом, загрузка данного ЦП в рассматриваемый день контрольного замера превышает длительно допустимое значение.

В соответствии с письмом филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ингушэнерго" МР8/ИФ/01-00/628 от 01.08.2022 возможности перевода нагрузки на соседние центры питания до ввода в работу ПС 110 кВ Назрань-2 с питанием со стороны ПС 330 кВ Владикавказ-2 или ввода в работу РУ 35 кВ ПС 110 кВ Плиево нет.

В соответствии с вышеуказанным письмом после ввода в работу РУ 35 кВ ПС 110 кВ Плиево, планируемого в 2022 г., появится возможность перевода нагрузки по сети 35 кВ на ПС 110 кВ Плиево в объеме 12,1 МВт (13,4 МВА), а после ввода в работу ПС 110 кВ Назрань-2, планируемого в 2022 г., - в объеме 6,3 МВт (6,7 МВА) на ПС 110 кВ Назрань-2. После осуществления перевода нагрузка ПС 110 кВ Магас составит 11,03 МВА, что соответствует загрузке трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении трансформатора Т-2 (Т-1), равной 68,9% от Sном, что меньше длительно допустимого значения. Следовательно, необходимости в мероприятиях по реконструкции ПС 110 кВ Магас нет.

ПС 110 кВ Вознесеновская-2

В настоящее время на подстанции установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью 16 МВА каждый, напряжением 110/35/6 кВ (Т-1 и Т-2 марки ТДТН-16000/110), - год ввода 1971.

Максимальная нагрузка ЦП за период 2017 - 2021 гг. зафиксирована 15 декабря 2021 года при температуре воздуха 6,7°C и составила 19,67 МВА, что соответствует загрузке трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении трансформатора Т-2 (Т-1), равной 122,9% от Sном.

В соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики (таблица 1 приложения N 1 к Приказу Минэнерго N 81 от 08.02.2019), для данных трансформаторов в зимний период при температуре 6,7°C допустима загрузка до 110,3% без ограничения длительности.

Таким образом, загрузка данного ЦП в рассматриваемый день контрольного замера превышает длительно допустимое значение.

В соответствии с письмом филиала ПАО "Россети Северный Кавказ" - "Ингушэнерго" МР8/ИФ/01-00/628 от 01.08.2022 возможности перевода нагрузки на соседние центры питания до строительства двухцепной отпайки от ВЛ 35 кВ Малгобек-3 - Таргим на ПС 35 кВ Малгобек-2 нет.

В соответствии с вышеуказанным письмом после строительства двухцепной отпайки от ВЛ 35 кВ Малгобек-3 - Таргим на ПС 35 кВ Малгобек-2 появится возможность перевода нагрузки по сети 35 кВ на ПС 110 кВ Малгобек-3 в объеме <6> 13,8 МВт (15,3 МВА). После осуществления перевода нагрузка ПС 110 кВ Вознесеновская-2 составит 4,37 МВА, что соответствует загрузке трансформатора Т-1 (Т-2) при отключении трансформатора Т-2 (Т-1), равной 27,3% от Sном, что меньше длительно допустимого значения. Следовательно, необходимости в мероприятиях по реконструкции ПС 110 кВ Вознесеновская-2 нет.

<6> В связи с вновь открывшимися обстоятельствами в июне 2022 г. по передаче группы подстанций 35-110 кВ ООО "Русалэнерго" (ПС 110 кВ Назрань-2, ПС 110 кВ Галашки, ПС 110 кВ Малгобек-3, ПС 35 кВ Таргим) в аренду в СИПР на 2024 - 2028 гг. будет внесена корректировка по переводу нагрузок.

Таблица 3.1. Анализ загрузки центров питания 110 кВ в период 2017 - 2021 гг.

Перечень проблем текущего состояния электрической сети, выявленных при анализе функционирования энергосистемы Республики Ингушетия, приведен в таблице 3.2. Таким образом, на основании данного анализа можно сделать следующие выводы:

- энергосистема Республики Ингушетия является дефицитной по электроэнергии и мощности на всем рассматриваемом периоде 2017 - 2021 гг., собственная генерация на территории Республики отсутствует, электроснабжение потребителей осуществляется по электрическим связям из энергосистем Республики Северная Осетия - Алания и Чеченской Республики;

- уровни напряжения в узлах сети 110 кВ и загрузка сетевых элементов в нормальных и основных ремонтных схемах в день зимнего и летного контрольного замера 2021 г. находятся в допустимых пределах;

- загрузка 4 центров питания 110 кВ превышает длительно допустимое значение;

- в энергосистеме Республики Ингушетия присутствуют однотрансформаторные ПС и ПС с односторонним питанием;

- большая часть оборудования 110 кВ выработала свой ресурс.

Таблица 3.2. Перечень проблем в электрической сети напряжением 110 кВ

4. Основные направления развития электроэнергетики Республики Ингушетия

Развитие электрической сети на территории Республики Ингушетия базируется на основных направлениях долгосрочной политики Российской Федерации в области электроэнергетики.

Развитие электрической сети 110 кВ и выше Республики Ингушетия на рассматриваемую перспективу 2023 - 2027 годов направлено на решение следующих задач:

надежное электроснабжение потребителей;

снятие сетевых ограничений по пропускной способности (ликвидация "узких мест") в электрических сетях энергосистемы Республики Ингушетия;

преодоление тенденции массового старения электросетевого оборудования линий и подстанций, развитие системы диагностики электросетевых объектов;

развитие информационной и телекоммуникационной инфраструктуры, повышение наблюдаемости электрической сети;

повышение эффективности эксплуатации сетей 110 кВ и выше энергосистемы за счет обоснованной оптимизации главных схем электрических соединений;

снижение расхода электроэнергии на ее транспорт.

В основу перспективного развития электрической сети Республики Ингушетия на рассматриваемую перспективу закладываются следующие принципы:

электрическая сеть должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие, обеспечивающее приспособляемость сети к росту потребителей и развитию энергоисточников;

схема и параметры сети должны обеспечивать надежность электроснабжения потребителей в нормальной схеме и при отключении одной из ВЛ или трансформатора без ограничения потребителей и с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии (принцип "N-1") (за исключением однотрансформаторных ПС и ПС с односторонним питанием).

В энергетическом комплексе Республики Ингушетия приоритетными задачами социально-экономического развития региона является развитие и модернизация объектов энергетики, обеспечение снижения уровня их износа, повышение энергоэффективности.

В качестве результатов выполнения данной задачи ожидается обеспечение безаварийной работы энергетического оборудования, положительной динамики сокращения количества технологических нарушений в работе энергетического оборудования и сроков восстановления энергоснабжения, энергоэффективных показателей работы генерирующего оборудования по сравнению с аналогичными электростанциями в других регионах, доступности для потребителей по технологическому присоединению к электрическим сетям, сокращения потерь при передаче энергии, экологической безопасности.

4.1. Прогноз потребления электроэнергии и мощности

Прогноз потребления электроэнергии и мощности рассмотрен в двух вариантах: базовый - со среднегодовым темпом прироста электроэнергии и мощности 4,0% и 3,2% и оптимистический - со среднегодовым темпом прироста 4,4% и 3,8%.

Перспективные уровни потребления электрической энергии энергосистемы Республики Ингушетия для базового варианта соответствуют варианту развития энергосистемы Республики Ингушетия, разработанному АО "СО ЕЭС" в рамках СиПР ЕЭС России на 2022 - 2028 годы.

Прогноз потребления электроэнергии энергосистемы Республики Ингушетия для оптимистического варианта предполагает реализацию заявок на технологическое присоединение к электрической сети, приведенных в таблице 4.2.2.

Уровни потребления электрической энергии и максимумы нагрузки энергосистемы Республики Ингушетия на 2022 - 2027 годы представлены в таблицах 4.1.1 - 4.1.2.

Таблица 4.1.1. Прогноз потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Республики Ингушетия на период 2022 - 2027 гг. для базового варианта развития

Таблица 4.1.2. Прогноз потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Республики Ингушетия на период 2022 - 2027 гг. для оптимистического варианта развития

Общий спрос на электрическую энергию в энергосистеме Республики Ингушетия к концу прогнозного периода оценивается в размере 1100 млн. кВт·ч.

Собственный максимум нагрузки энергосистемы Республики Ингушетия (базовый вариант) в рассматриваемой перспективе до 2027 года прогнозируется на уровне 189 МВт, что составляет 120,4% от уровня 2021 г.

Собственный максимум нагрузки энергосистемы Республики Ингушетия (оптимистический вариант) в рассматриваемой перспективе до 2027 года прогнозируется на уровне 193 МВт, что составляет 122,8% от уровня 2021 г.

4.2. Перечень перспективных потребителей

Оценка ожидаемых приростов электрических нагрузок энергосистемы Республики Ингушетия выполнена с учетом информации о заключенных договорах на технологическое присоединение.

К концентрированным потребителям относятся крупные жилые комплексы, крупные комплексы на промышленной основе, тяговые ПС электрифицированных железных дорог и др. К распределенной нагрузке относятся остальные промышленные предприятия и сельскохозяйственное производство и коммунально-бытовая нагрузка. Граничная минимальная нагрузка для отнесения к концентрированному потребителю принимается такой, чтобы в группу распределенной нагрузки не попали потребители, существенно влияющие на суммарную нагрузку ПС. В Республике Ингушетия к концентрированным могут быть отнесены потребители с нагрузкой 0,67 МВт и более.

Придерживаясь этого принципа, в Республике Ингушетия можно выделить следующих потребителей, которые составляют группу концентрированных нагрузок с электрическими нагрузками, указанными в технических условиях на технологическое присоединение (таблица 4.2.1).

В период до 2027 года не прогнозируется значительных изменений в специализации Республики Ингушетия. Способствовать росту потребления электроэнергии будет в основном интенсивное жилищное строительство с объектами инфраструктуры в г. Магасе и г. Назрани, развитие домашних хозяйств и сферы услуг. Увеличение спроса на электроэнергию также будет определяться развитием существующих (восстановленных) в Республике Ингушетия промышленных предприятий и развитием сформировавшихся на территории региона предприятий агропромышленного комплекса.

Перечень потребителей с заявленной мощностью 670 кВт и выше с заключенными договорами на технологическое присоединение, представленный в таблице 4.2.1, относится к базовому варианту развития.

Перечень перспективных заявителей, присоединение которых к электрической сети осуществляется в соответствии с информацией о заявках на технологическое присоединение, представленный в таблице 4.2.2, относится к оптимистическому варианту развития.

Таблица 4.2.1. Перечень потребителей с заявленной мощностью 670 кВт и выше с заключенными договорами на технологическое присоединение (базовый вариант)

<7> Ввод в работу не осуществлен.

Таблица 4.2.2. Перечень заявок на технологическое присоединение к электрической сети Республики Ингушетия (оптимистический вариант)

4.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей

Базовый вариант развития

В соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2022 - 2028 годы вводов генерирующей мощности в период до 2027 года на территории Республики Ингушетия не предусматривается.

Оптимистический вариант развития

В соответствии с планами собственников генерирующего оборудования вводов генерирующей мощности в период до 2027 года на территории Республики Ингушетия не предусматривается.

Перспективы использования гидроэнергетических ресурсов

Республика Ингушетия является энергодефицитным районом, в котором отсутствуют собственные генерирующие источники электроэнергии. При этом общий объем потребления электроэнергии ежегодно возрастает. Для решения проблем энергетической безопасности и развития энергетической отрасли на территории республики предусматривались проекты создания собственных генерирующих мощностей.

АО "Институт Гидропроект" по заданию ПАО "РусГидро" выполнило в 2013 году исследование гидроэнергетического потенциала региона Северного Кавказа с разработкой территориального планирования в части размещения объектов гидроэнергетики.

Республика Ингушетия располагает значительным гидроэнергетическим потенциалом, величина которого составляет около 1,3 млрд. кВт·ч, что выше прогнозируемой к 2027 году потребности в электроэнергии республики на 16,1%.

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.

В соответствии с проектом схемы территориального планирования рассматривается строительство трех перспективных ГЭС, суммарной установленной мощностью 119 МВт, среднемноголетней выработкой электроэнергии - около 370 млн. кВт·ч: Первомайская ГЭС (29,6 МВт), Алкунская ГЭС (44 МВт) и Торгимская ГЭС (45,8 МВт).

Особенностью многих ГЭС Северного Кавказа является крайне неравномерное распределение гидроресурсов в календарном году, когда основной годовой объем воды проходит в летний период. Поэтому при возможности покрытия более 40% спроса на электрическую энергию участие в равномерном покрытии электрической нагрузки от данных ГЭС в период прохождения зимних максимальных нагрузок составит не более 5 - 5,5%.

В качестве первоочередного объекта для строительства рекомендуется нижняя ступень каскада на р. Ассе - Первомайская ГЭС, которая находится ближе других ГЭС каскада к центру нагрузок. Площадка ГЭС имеет лучшую транспортную доступность и меньшие затраты на выдачу мощности.

На верхней гидроэлектростанции каскада, Таргимской, предполагается запроектировать водохранилище неполного сезонного регулирования, которое позволит гарантированно получать в зимний период около 5 МВт мощности. Число часов использования установленной мощности данной ГЭС составит порядка 4050 час/год. Две нижние ступени каскада планируются с суточными бассейнами регулирования, и их суммарная гарантированная мощность в зимний период составит до 3,6 МВт.

Кроме того, для обеспечения местной распределенной нагрузки, согласно протоколу совместного заседания Бюро НТС ПАО "РусГидро" и секции "ГЭСиГТС" НП "НТС ЕЭС" N 3/2013 от 25.11.2013, рекомендуется сооружение 13 малых ГЭС на каналах оросительно-обводной системы республики с суммарной установленной мощностью около 7 МВт (более подробная информация приведена в разделе 4.4).

Потенциальное использование газотурбинных установок

Весьма перспективными проектами по обеспечению 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 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. На XIII Международном инвестиционном форуме "Сочи-2014" заключено инвестиционное соглашение о строительстве в г. Карабулак газотурбинной станции мощностью 115 МВт. Однако, в связи с отсутствием в настоящее время каких-либо конкретных решений и неопределенностью с инвестором, реализация данного проекта выходит за рамки рассматриваемого временного периода.

Необходимо отметить, что ввод в эксплуатацию электростанции такой мощности позволил бы обеспечить республику собственной электроэнергией примерно на 70 - 75%. Таким образом, в результате реализации данного проекта республика может получить следующие плюсы:

- повышение надежности энергоснабжения потребителей региона;

- снижение дефицита потребления электрической энергии;

- 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.

4.4. Прогноз развития энергетики на основе ВИЭ и местных видов топлива