Адилет Бейшенов: ситуация ТЭК КР

. Name: Адилет Бейшенов
Email
Phone:
Message: Здравствуйте я писал магисторскую работу по топливно энергетическому комплексу. И у меня были вопросы по ситуации в ТЭК КР. Политика тарифообразования на электроэнергию и основные энергоносители? Вопрос по распределению ролей и доли участие на рынке энергетики? Политика развития энергетики? какие меры предприниматються в связи с изменением спроса на энергетику, то есть из-за внутренней миграции большая нагрузка идет на городские сети, плюс болльшее колличество установок создают больший спрос на электричество. Что вы делаете с такой диспропорцией? Мониторинг и контроль за отраслью, насколько существующая схема эффективна? Безопастность энергосистемы. Срок службы большинства станций заканчивался уже в 2000х как мы можем гарантировать что они прослужат еще, с учетом того что нагрузка на них становиться все больше и больТакже вопросы по нефти. Почему у нас только присутствуют Росиийские и наши независимые нефтетрейдеры, когда наш сосед Казахстан обладает большим потенциалом в этой области? 

                                                    Уважаемый Адилет Бейшенов!

Справка по топливно-энергетическому комплексу

Кыргызской Республики

 

Структура энергосектора Кыргызской Республики представляет собой сложную взаимосвязанную систему, которая состоит из госорганов, определяющих политику в энергосекторе и надзор за ее реализацией.

Вторым элементом энергосистемы являются предприятия ТЭК, которые реализуют политику в энергосекторе. По своей специфике предприятия ТЭК распределены на вырабатывающие электроэнергию, передающие электроэнергию и распределяющие до конечного потребителя.

Также к предприятиям ТЭК относятся теплоснабжающие предприятия, предприятия угледобывающей отрасли во главе с ГП «Кыргызкомур» и газоснабжающая организация ОсОО «Газпром Кыргызстан».

Электроэнергетическая отрасль Кыргызской Республики обладает потенциалом выработки электроэнергии на ГЭС, равным порядка 142 млрд кВтч в год.

При этом Кыргызская Республика занимает третье место среди стран СНГ по потенциалу гидроэнергоресурсов.

Однако несмотря на большие возможности гидроэнергетика освоена всего лишь на 10 %.

В настоящее время потенциал гидроэнергетических ресурсов позволяет построить порядка 95 ГЭС на общую мощность 6500 МВт, в том числе 63 малых ГЭС.

В настоящее время в Кыргызской Республике выработка электроэнергии осуществляется на 7 ГЭС, 16 малых ГЭС и на ТЭЦ г. Бишкек. При этом следует отметить, что ТЭЦ г. Ош также имеет возможность осуществлять выработку электроэнергии. Основным предприятием, вырабатывающим электроэнергию, является ОАО «Электрические станции» с госдолей в уставном капитале более 90%.

Передача электроэнергии осуществляется по линиям электропередачи 110-500 кВ ОАО «НЭС Кыргызстана».

Далее электроэнергия распределяется конечным потребителям по электросетям ОАО «Северэлектро», ОАО «Востокэлектро», ОАО «Жалалабатэлектро» и ОАО «Ошэлектро» в зависимости от области.

Режим работы энергосистемы зависит от накопления воды в Токтогульском водохранилище.

Следует отметить, что прогнозная приточность на перспективу на уровне среднемноголетней нормы  составляет  12,5 млрд. куб.м. В маловодный год объем накопления составляет в среднем 9,9 млрд. куб.м, а в многоводный год - до 19,0 млрд. куб.м.

В соответствии с программой контроля водно-энергетического режима осуществлен расчет основным показателей работы энергосистемы республики.

Так при максимальной приточности воды в Токтогульском водохранилище объем воды к началу отопительного периода должен достигать 19,5 млрд куб.м, нагрузка на ТЭЦ г. Бишкек в ОЗП составляет 320 МВт. Появляется возможность осуществлять экспорт электроэнергии более 1 млрд кВтч.

При средней приточности воды объем воды в водохранилище к началу отопительного периода должен составлять 16 млрд куб.м, мощность ТЭЦ в ОЗП составляет 550 МВт. При экспорт электроэнергии возможно осуществлять в объемах до 800 млн кВтч.

При минимальной приточности воды в Токтогульском водохранилище объем воды к началу отопительного периода составит 14,5 млрд куб.м, при этом нагрузка на ТЭЦ в ОЗП возрастает до уровня 650 МВт. Возможность осуществления экспорта отсутствует.

Потребление электроэнергии с 2009 года имеет тенденцию роста. Так в 2009 году потребление электроэнергии составляло 9,9 млрд кВтч, в 2017 году потребление электроэнергии составило 12,65 млрд кВтч.

Следует отметить, что в 2014 году потребление электроэнергии достигло 13,2 млрд кВтч. При этом также осуществлялся импорт электроэнергии в объеме 0,33 млрд кВтч.

В соответствии с поставленными задачами по снижению потерь распределительными электрокомпаниями были приняты меры, которые позволили достичь уровня потерь в РЭК по итогам 2017 года 13,1 %. При этом следует отметить, что в 2011 году потери электроэнергии в сетях РЭК составляли 22,3 %. Данный результат был достигнут за счет установки АСКУЭЭ, модернизации энергоборудования и др.

В соответствии с заданием по модернизации приборов учета по РЭК установлено 205 168 ед., в том числе по СЭ - 195 970 ед., ВЭ – 2976 ед., ОЭ – 3065 ед., ЖЭ – 3157 ед.

При этом планируется к 2023 году установить 260 000 ед. приборов учета.

Установка новых приборов учета позволяет достичь такие цели как:

- снижение коммерческих потерь,

- сокращение издержке,

- эффективное использование сетей,

- повышение уровня сбора денежных средств и сокращение дебиторской задолженности.

За последние 3 года проведены работы по строительству и реконструкции 1796 км ВЛ-10/0,4 кВ. На 2018 год запланировано произвести строительство и реконструкцию 844,2 км ВЛ-10/0,4 кВ.

Приобретено дополнительных КТП 6-10/0,4 кВ в количестве 677 ед., на 2018 год запланировано еще 190 ед.

За период 2015-2017 годы заменено 699 ед. трансформаторов, на 2018 года запланирована замена 2016 ед. трансформаторов.

В частности, по городу Бишкек запланированы строительство и реконструкция ВЛ и КЛ протяженностью 199,6 км, установка доп.КТП в количестве 4 ед. и замена 79 ед. трансформаторов.

В настоящее время ведутся активные работы по реализации проектов, направленных на увеличение генерации и обеспечению надежности электроснабжения потребителей республики.

В частности по увеличению выработки электроэнергии реализуются следующие проекты:

-                    Реабилитация Токтогульской ГЭС (срок завершения 2023 г.)

-                    Ввод в эксплуатацию второго гидроагрегата Камбаратинской ГЭС-2 (срок завершения 2021 г.)

-                    Реконструкция Ат-Башинской ГЭС (срок завершения 2021 г.)

По обеспечечнию надежности электроснабжения и сокращения потерь электроэнергии реализуются следующие проекты:

-                    Улучшение электроснабжения Аркинского массива

-                    CASA-1000

-                    Реабилитация ОАО «Ошэлектро» и Реабилитация ОАО «Востокэлектро»

-                    Улучшение теплоснабжения г. Бишкек истроительство и реконструкция насосных станций

-                    Организация работы Кыргызского энергетического расчетного центра.

Суммарное потребление электроэнергии к 2023 году прогнозируется летом 2524 МВт при выработке 3769 МВт, в зимний период до 4202 МВт при выработке электроэнергии 4069 МВт.

При этом указанные показатели в 2017 году характеризуются следующими значениями: в летний период потребление составило 1590 МВт при выработке 2644 МВт, в зимний период 3020 МВт при выработке 3125 МВт.

Таким образом к 2023 году по энергосистеме необходим ввод новых мощностей не менее 300 МВт.

К 2023 году планируется осуществить ввод новых мощностей в объеме 364 МВт. В 2017 году осуществлена модернизация ТЭЦ г. Бишкек, что позволило увеличить мощность ТЭЦ на 300 МВт.

К 2020 году запланировано увеличение мощностей КАГЭС-2 и ТГЭС в общей сумме на 210 МВт, к 2021 году увеличение мощности на АтГЭС и ТГЭС на 64 МВт, к 2022 году увеличение мощности ТГЭС на 60 МВт, к 2023 году увеличение мощности ТГЭС на 60 МВт.

Таким образом, установленная мощность увеличится с 3 930,5 МВт в 2017 году до 4 294,5 МВт к 2023 году. Располагаемая мощность с 3 662 МВт в 2017 году до 4 069 МВт к 2023 году.

В соответствии с Концепцией региональной политики Кыргызской Республики на период 2018-2022 годов запланировано обеспечить прирост потребления:

-                    в Чуйской области и г. Бишкек до 150 МВт;

-                    в Таласской области до 40 МВт;

-                    в Иссык-Кульской области до 50 МВт;

-                    в Нарынской области до 50 МВт;

-                    в Жалал-Абадской области до 200 МВт;

-                    в Ошской области до 100 МВт;

-                    в Баткенской области до 30 МВт.

Общий прирост составит более 620 МВт, в этой связи к 2023 году необходим ввод новых мощностей не менее 300 МВт.

Что касается возобновляемых источников энергии, необходимо отметить, что на сегодняшний день функционируют 16 объектов на основе ВИЭ с суммарной мощностью 46,75 МВт.

Объем вырабатываемой электроэнергии на установках ВИЭ вырос с 2014 года с 147,3 млн кВтч до 229,5 млн кВтч.

При этом доля ВИЭ в общем объеме реализацииэлектрической энергии по итогам 2017 года составила 2 %.

Тарифы на электроэнергию, вырабатываемую на установках ВИЭ, расчитываются с учетом повышающих коэффициентов в зависимости от вида ВИЭ и могут достигать 13,44 сом за кВтч (для солнечных установок).

Компенсация выкупа электроэнергии у частных установок ВИЭ (на практике пока только малые ГЭС) ложится только на традиционную энергетическую систему государства, то есть на электроэнергетические компании, путем перераспределения внутренних тарифов между энергокомпаниями по итогам года. Поэтому с увеличением максимального тарифа на электроэнергию цена выкупаемой электроэнергии у ВИЭ становится существенной нагрузкой для энергосистемы страны в целом в течение года.

Ежегодно по республике вырабатывается более 3,1 млн. Гкал тепловой энергии, в том числе:

на ТЭЦ г. Бишкек  до 72%,

котельными ГП «Кыргызтеплоэнерго»  до 20%,

остальной объем - ведомственными и муниципальными котельными.

По сравнению с 1990 г. выработка тепловой энергии снизилась в 3,1 раза,что связано с закрытием и значительным спадом промышленного комплекса.

Произошедшие за последние 15-20 лет изменения структуры потребления тепловой энергии, промышленным, коммунально-бытовым сектором и населением, привели к значительному сокращению количества потребителей. Высокая цена на тепловую и низкая цена на электрическую энергию в 2000-х годах привели к тому, что часть населения отказалась от централизованного теплоснабжения, перейдя на индивидуальное электро-отопление и другие виды топлива.

Износ сетей по предприятиям в среднем составляет от 65 до 75%.

По республике эксплуатируются порядка 2688 котельных с тепловой мощностью более 4000 Гкал/час, из них работают на природном газе – 72, мазуте – 36, твердом топливе – 1328 и электричестве – 1244. Предприятиями теплоснабжения (ГП «Кыргызтеплоэнерго», КП «Бишкектеплоэнерго» мэрии г. Бишкек, Ошское МП «Теплоснабжение») эксплуатируются – 277 котельных, министерствами и ведомствами – 2013 котельных и местными органами самоуправления – 398 котельных.

Система теплоснабжения городов является сложным технологическим и социально-экономическим комплексом, обеспечивающим жизненный комфорт населения - потребителей.

Приблизительно 40% населения в Кыргызской Республике проживают в городской местности, причем половина всего городского населения проживает в столице – городе Бишкеке. К другим крупным городам относятся Ош, Джалал-Абад, Каракол и Токмак.

В системе газоснабжения республики в настоящее время функционирует ОсОО «Газпром Кыргызстан», осуществляющее поставку природного газа потребителям республики.

В соответствии с соглашением Правительства РФ и Правительства КР о сотрудничестве в сфере транспортировки, распределения и реализации природного газа на территории КРОсОО «Газпром Кыргызстан» разработана Инвестиционная программа общества на 2015-2019 годы.

В рамках указанной инвестпрограммы планируется инвестировать в газовую отрасль республики порядка 28,7 млрд сомов, в том числе вложения в производственную деятельность составляют 5 986 млн сомов, капитальные вложения в реконструкцию и строительство ГТС республики 22 683 млн сомов.

В соответствии с Инвестпрограммами на 2016 и 2017 годы завершены работы по газификации 16 населенных пунктов.

В целом до 2020 года запланирована газификация 42 населенных пунктов, 16 из которыху уже получили доступ к природному газу.

Газификация должна охватить 61 076 домовладений.

 

Одной из основных проблем в топливно-энергетическом комплексе является износ энергооборудования, достигающий 60-90 %. Причинами такого положения является недостаточное финансирование ремонтных работ и технического обслуживания, так как бюджет компаний не позволяет полноценно предусматривать средства на эти цели.

Таким образом, в настоящее время вознкиают следующие последствия:

Частые нарушения работы энергооборудования – недоотпуск энергии;

Низкая надежность энергоснабжения, требуют постоянных вложений;

Увеличение эксплуатационных затрат и потерь электроэнергии.

Для обновления всей существующей инфраструктуры необходимо порядка 350 млрд. сом.

Не смотря на проблемы Правительством КР и ГКПЭН КР совместно с Энергохолдингом и предприятиями ТЭК предпринимаются меры по улучшению финансового состояния в энергосекторе.

Так, в результате принимаемых мер дефицит денежных средств в энергосекторе имеет тенденцию снижения.

В 2015 году дефицит финсредств составил 7 847,2 млн сомов, а в 2017 году – 1 200 млн сомов.

В настоящее время для бытовых абонентов тариф на электроэнергию составляет от 0,77 до 2,16 сом за кВтч.

Для промышленных потребителей  - 2,24 сом за кВтч.

Согласно показанной схеме РЭК приобретает электроэнергию по тарифу 0,67 сом за кВтч, при этом средневыставленный тариф для РЭК составляет 1,4 сом за кВтч. Себестоимость выработк 1 кВтч электроэнергии по данным ГАРТЭК составляет 1,69 сом.

Таким образом убыток за каждый кВтч составляет 0,29 сом.

В этой связи у предприятий ТЭК в настоящее время имеются высокие задолженности по модернизации и капитализации, что вызывает опасения за развитие энергосектора.

 

Стратегические приоритеты развития можно разделить на две составляющие.

Первое - финансовое оздоровление и оптимизация процессов.

В финансовое оздоровление и оптимизацию процессов входит:

- Разработка и принятие краткосрочной и среднесрочной тарифных политик, позволяющих обеспечить рентабельность энергокомпаний, в том числе возможность реализовывать за счет собственных средств проекты по реконструкции и модернизации энергооборудования;

- Продолжение процесса оптимизации затрат предприятий ТЭК;

- Внедрение принципов корпоративного управления;

- Внедрение Ключевых показателей эффективности, ERP;

- Независимый аудит;

- Переоценка активов;

- Модернизация и обновление.

- Разработка программы развития угольной отрасли (добыча, логистика, ценовая политика, ЕАЭС).

Второе - ввод новых мощностей – обеспечение резерва мощности.

- Строительство дополнительных гидро-электро мощностей таких как ГЭС Камбар-Ата 1, ТЭС Кара-Кече, Верхненарынские ГЭС. Малые ГЭС;

Кроме того, реализуются проекты по реконструкции каскада ТГЭС, что позволит увеличить генерацию электроэнергии в будущем;

- Развитие местных локальных котельных станций (уголь/газ/мазут);

- Введение обязательных требований по энергоэффективности зданий и сооружений;

- Развитие газовых сетей, как альтернативного источника энергии;