Энергетика Кыргызстана

На основе возрастающей концентрации производства в условиях технической возможности и экономической целесообразности широкой взаимозаменяемости почти всех видов энергии, энергетических установок и энергетических ресурсов образовались большие системы, объединяемые в масштабе народного хозяйства страны в межотраслевой топливно-энергетический комплекс. К большим системам относятся системы электроэнергетические (а также входящие в них теплоснабжающие) и системы снабжения энергетическими ресурсами (включая ядерное топливо). Эти системы относятся к искусственным, т.е. создаваемым человеком; большим (или сложным) иерархическим, т.е. включающим совокупности входящих одна в другую соподчиненных подсистем; открытым ввиду существенности их внешних связей с другими системами; постоянно развивающимся целенаправленным автоматизированным системам, в которых человек (трудовые коллективы) входит в органически связанные управляющие и управляемые части системы.

Электроэнергетика является одной из комплексных отраслей промышленности, которая обеспечивает всю потребность народного хозяйства в электроэнергии и около 40% в тепловой энергии. В состав этой отрасли входят тепловые (конденсационные и теплофикационные) электростанции (на органическом топливе), атомные и гидравлические электрические станции, районные и пиковые котельные, подстанции, линии электропередачи, электрические и тепловые сети. Потребляющие установки и вместе с ними часть устройств для преобразования, передачи и распределения энергии находятся в ведении потребителей.

Электроэнергетика является ведущей отраслью тяжелой промышленности. Использование ее продукции - электрической энергии - обеспечивает повышение технической вооруженности и рост производительности труда в народном хозяйстве, преобразует быт людей.

В ряду различных видов энергии, с использованием которой связан любой производственный процесс и все сферы обслуживания населения, электрическая энергия обладает особыми свойствами. Она легко превращается в другие виды энергии: механическую, тепловую, световую, применяемые для самых разнообразных целей, и обеспечивает наибольшую интенсивность, скорость и точность производственных процессов и наилучшие условия управления ими. Использование электрической энергии позволяет непрерывно совершенствовать орудия труда, облегчать и сберегать человеческий труд, повышать его производительность.

Производство электроэнергии легко сосредоточивать на электростанциях весьма большой мощности и затем централизованно снабжать ею предприятия промышленности, стройки, сельское хозяйство, транспорт, коммунальные предприятия и других потребителей.

Электрическая энергия может быть передана на значительные расстояния (тысячи и более километров); благодаря этому представляется возможным разумно использовать для нужд общества естественные источники энергии, удаленные от центров потребления.

Современная техническая революция характерна непрерывным нарастанием потребления электроэнергии и активным воздействием электрификации на характер орудия труда и всей техники производства. Использование электроэнергии позволяет обеспечить требуемую быстроту и связанность производственных операций, необходимые для комплексной механизации и автоматизации производства. Поэтому электрификация во взаимосвязи с автоматизацией способна обеспечить резкое повышение производительности труда. Технологическое использование электроэнергии позволяет в широких масштабах получать новые прогрессивные материалы, в том числе с заранее заданными свойствами.

1.3 Принципы и факторы размещения электроэнергетики

Принципы размещения производства представляют собой исходные научные положения, которыми руководствуется государство в своей экономической политике.

Основные принципы развития электроэнергетики.

Концентрация производства электроэнергии путем строительства крупных районных электростанций, использующих дешевое топливо и гидроэнергоресурсы.

Комбинирование производства электроэнергии и теплоты (теплофикация городов и индустриальных центров).

Широкое освоение гидроресурсов с учетом комплексного решения задач электроэнергетики, транспорта, водоснабжения, ирригации и рыбоводства.

Развитие атомной энергетики (особенно в районах с напряженным топливно-энергетическим балансом).

Создание энергосистем, формирование высоковольтных сетей.

Электроэнергетика характеризуется быстрыми темпами роста и высоким уровнем централизации (районные электростанции производят свыше 90% электроэнергии в стране).

На размещение производительных сил также влияют энергоэкономические условия: обеспеченность района энергетическими ресурсами, величина запасов, качество и экономические показатели.

Факторами размещения принято считать совокупность условий для наиболее рационального выбора места размещения хозяйственного объекта, группы объектов, отрасли или конкретной территориальной организации структуры хозяйства республики, экономического района, ТПК.

Непосредственное воздействие на размещение промышленности оказывает сравнительно небольшое число факторов: сырьевой, топливно-энергетический, водный, рабочей силы, потребительский и транспортный.

Электрическая энергия считается одной из базовых отраслей современной цивилизации. Можно без преувеличения сказать, что без электрической энергии невозможна нормальная жизнь современного общества. Электрическая энергия широко используется в промышленности для приведения в действие самых различных механизмов и непосредственно в технологических процессов, на транспорте, в быту. Работа современных средств связи - телеграфа, телефона, радио, телевидения - основана на применении электрической энергии. Без нее невозможно было бы развитие кибернетики, вычислительной техники, космической техники и т.д.

Основные отличительные свойства электрической энергии состоят в том, что она может легко передаваться на большие расстояния и относительно просто с малыми потерями преобразовываться в другие виды энергии.

Электроэнергия вырабатывается на специальных предприятиях - электростанциях, преобразующих в электрическую другие виды энергии: химическую энергию топлива, энергию воды, ветра, атомную энергию и др. Выработанная электростанцией электроэнергия передается по воздушным или кабельным линиям электросетей различным потребителям - промышленным, коммунальным, сельскохозяйственным, бытовым и т.д.

В зависимости от используемого вида энергии различают электростанции тепловые, гидравлические, ветровые, атомные и др.

На тепловых электростанциях используется твердое, жидкое и газообразное топливо. В зависимости от рода первичного двигателя, приводящего во вращение электрический генератор, тепловые электростанции можно подразделить на станции с паровыми турбинами, двигателями внутреннего сгорания и с газовыми турбинами. Станции с паровыми турбинами, кроме того, подразделяются на конденсационные (КЭС) и теплофикационные (ТЭЦ). Первые снабжают потребителей только электрической энергией, а вторые - электрической и тепловой энергией.

Формирование оптимальной структуры топливно-энергетического баланса оказывает прямое влияние не только на состояние всей энергосистемы государства, но и на эффективность функционирования всех секторов национальной экономики.

В настоящее время в состав энергосистемы республики в целом входит 21 электростанция с общей установленной мощностью 3 591,27 тыс. кВт, в том числе 19 гидроэлектростанций с общей мощностью 2 953,27 тыс. кВт и две теплоэлектростанции, с общей мощностью 638,0 тыс. кВт. При этом более 90% электроэнергии вырабатывается на гидроэлектростанциях.

Первым строительным объектом на реке Нарын стала Уч-Курганская ГЭС, сооружение которой велось УС «Нарынгидроэнергострой» по проекту САО «Гидропроект» в 1956-1962 годах; в 1981 году началось строительство Таш-Кумырской ГЭС; в сентябре 1984 года УС «Нарынгидроэнергострой» приступило к сооружению Камбар-Атинской ГЭС, а в феврале 1986 года - к Шамалды-Сайской ГЭС.

Карта действующих и перспективных ГЭС КРІ (рис.1)

Распад СССР остановил завершение строительства ГЭС на р. Нарын, это вызвало прекращение финансирования строительства. Обеспечить финансирование собственными средствами наша республика не могла. Время требовало принятия кардинальных решений, что обеспечило бы продолжения и завершения строительства ГЭС очень необходимое для экономики Кыргызской Республики. Суть его сводилось тому, что нужно было выделить незавершенные строительством ГЭС как отдельное предприятие с целью эффективного управления и финансирования. Правительство создало новое предприятие на базе строящихся Таш-Кумырской ГЭС (ТашГЭС), Шамалды-Сайской ГЭС (ШГЭС) и Камбар-Атинской ГЭС-1, 2 (К-А ГЭС), впоследствии Уч-Курганская ГЭС (УКГЭС) была передана с баланса Каскада Токтогульских ГЭС (КТГЭС) 1 октября 2002 года по решению генеральной дирекции ОАО «Электрические станции». Причинами передачи УКГЭС стали большой объем работы по её реконструкции, т.к. ПС ГЭС уже имел опыт по линии капитального строительства, а также компактное территориальное расположение ТашГЭС, ШГЭС, УКГЭС.

Предприятие строящихся ГЭС (ПС ГЭС) создано в апреле 1994 года Постановлением Правительства Кыргызской Республики №221 от 13 апреля 1994 года «О мерах по организации строительства гидроэлектростанций в Кыргызской Республике» и приказом Кыргызгосэнергохолдинга от 13 апреля 1994 года №116.

На момент создания ПС ГЭС, т.е. к 1994 году состояние ТашГЭС соответствовало уровню 1987 года, т.е. в течение семи лет не производились строительно-монтажные работы (СМР), располагаемая мощность была равна 75 МВт, а отметка горизонта воды 606,0 м.; на ШГЭС был введен только первый агрегат - 1992 г.; на Камбар-Атинской ГЭС-2 были выполнены СМР всего на 25 - 30%. Принятая Кыргызэнергохолдингом в 1994 году схема финансирования продолжения строительства названных ГЭС позволила активизировать работу подрядных организаций и ввести в 1995 году в эксплуатацию третий гидроагрегат Шамалды-Сайской ГЭС. К концу 1996 года разрыв между располагаемой и установленной мощностью сократился на Таш-Кумырской ГЭС до 39%, на Шамалды-Сайской ГЭС - до 50%. Но при этом, анализ объема выполненных строительно-монтажных работ на строительстве гидроэлектростанций за 1994 -1997 годы показало отсутствие стабильной работы в течение этих лет с частыми срывами, причинами которых явились:

отсутствие денежных средств для полной оплаты объемов выполненных работ;

оплата в основном производилась взаимозачетами и бартером;

срывы в поставках строительных материалов.

Весной 1997 года по предложению АО ЗТ СП «Азия-центр» был рассмотрен вариант передачи Таш-Кумырской и Шамалды-Сайской ГЭС под концессию. Тогда же ПСГЭС согласно методике Госстроя на основании проектно-сметной документации рассчитало стоимость завершения строительства двух ГЭС. Расчеты были представлены на рассмотрение заседания совета директоров АО «Кыргызэнерго», которое, рассмотрев их приняло решение не отдавать законченные строительством на 80-85% Таш-Кумырскую и Шамалды-Сайскую ГЭС в концессию, а финансировать строительство до окончания из собственных средств. Молодое предприятие, сформированное из специалистов - энергетиков, гидростроителей в короткий срок, несмотря на тяжёлое экономическое положение страны, сумело возобновить строительство за счет внутренних средств республики, что позволило вывести на проектные мощности Таш-Кумырскую и Шамалды-Сайскую ГЭС. По Камбар-Атинской ГЭС велись работы по содержанию ГЭС (водоотлив, охрана, частичный ремонт временных крепей в туннелях).

Во второй половине 1997 года Предприятием строящихся ГЭС были подготовлены материалы по завершению строительства Таш-Кумырской и Шамалды-Сайской ГЭС которые предусматривали три периода строительства:

1-период - поэтапный выход ГЭС на проектные мощности;

2-период - обеспечение надежности гидроузлов;

3-период - благоустройство и сдача их госкомиссии.

В ноябре 1997 года Предприятием строящихся ГЭС совместно с проектировщиком СП «Нарынгидропроект» и по согласованию с генеральным подрядчиком АО «Нарынгидроэнергострой» была разработана программа первого периода, т.е. поэтапный вывод, а на проектные мощности Таш-Кумырской и Шамалды-Сайской ГЭС:

I этап. Подъем горизонта водохранилища Таш-Кумырской ГЭС на 620,0 отметку, располагаемая мощность 380 МВт. Подъем горизонта водохранилища Шамалды-Сайской ГЭС на 564 отметку, располагаемая мощность 160 МВт.

II этап. Подъем горизонта водохранилища Таш-Кумырской ГЭС на 624,0 отметку, располагаемая мощность 415 МВт. Подъем горизонта водохранилища Шамалды-Сайской ГЭС на 568,0 отметку, располагаемая мощность 195 МВт.

III этап. Выход Таш-Кумырской ГЭС на проектную мощность 450 МВт, подъем горизонта водохранилища на 628,0 отметку. Выход Шамалды-Сайской ГЭС на проектную мощность 240 МВт, подъем горизонта водохранилища на 572,0 отметку.

В результате вышеперечисленных работ Таш-Кумырская ГЭС и Шамалды-Сайская ГЭС была выведена на проектные параметры.

Ежегодно станциями ПС ГЭС вырабатывается 4,2 млрд кВт/ч электроэнергии. На сегодняшний день на гидроэлектростанциях ПС ГЭС ведутся строительно-монтажные работы согласно утвержденному графику, также работа по обеспечению надежной эксплуатации ГЭС и бесперебойное производство электроэнергии.

Сегодня ПС ГЭС является самостоятельным хозяйствующим субъектом осуществляющая производственные функции по эксплуатации ТашГЭС, ШГЭС и УКГЭС с одновременным выполнением функций заказчика по строительству выше перечисленных трех ГЭС и Камбар-Атинской ГЭС-2. Жилищные и социальные объекты пгт. Шамалды-Сай обслуживается «Комбинатом коммунальных услуг», которая также является структурным подразделением ПСГЭС.

ПСГЭС является единственным предприятием поддерживающим социально-экономическое положение в данном регионе (г. Таш-Кумыр, п. Кызыл-Алма и пгт. Шамалды-Сай).

Каскад Токтогульских ГЭС

В 1956 году было создано строительное управление «Нарынгидроэнергострой», на которое возлагалась задача сооружения Уч-Курганской ГЭС - первенца Нарынского Каскада, и в дальнейшем всех последующих ГЭС Каскада, создание которой имело большое значение для народного хозяйства республик Средней Азии.

В 1962 году «Нарынгидроэнергострой», по окончании работ на Уч-Курганской ГЭС приступил к строительству одной из самых крупных гидроэлектростанции Каскада - Токтогульской ГЭС (Токтогульская ГЭС по своему назначению является комплексным ирригационным - энергетическим гидроузлом).

Токтогульское водохранилище объемом 19 млрд. м3 сооружено в обширной Кетмень-Тюбинской впадине. Оно позволяет осуществлять многолетнее регулирование стока Нарына, влияние которого распространяется на весь бассейн реки Сыр-Дарьи.

На Токтогульской ГЭС установлены радиально-осевые турбины с диаметром рабочих колес 5,35 м, работающие при напорах от 110 до180 м. Мощность гидроагрегатов по 300 МВт. Гидроэлектростанция мощностью 1200 МВт вырабатывает в год 4,4 млрд. кВт/ч в год.

Выдача электроэнергии осуществляется на напряжение 500 кВт по четырем высоковольтным кабелям длиной 1200 м до пункта перехода на распределительную подстанцию расположенную на расстояние трех км боковом ущелье. В энергосистему электроэнергия передается по двум ВЛ 500 кВ отходящих в северном и южном направлениях.

Одновременно со строительством гидроузла полным ходом велись работы по строительству жилья, и соцкультбыта в результате вырос современный город Кара-Куль. Не случайно Кара-Куль зовут столицей гидростроителей Кыргызстана, он всегда был опорной базой для сооружения других гидроэлектростанции Каскада.

Завершив сооружение Токтогульского гидроузла коллектив «Нарынгидроэнергостроя» приступил к сооружению Курпсайской ГЭС в состав которой входит гидроэлектростанция мощностью 800 тыс. кВт, бетонная гравитационная плотина высотой 113м с поверхностным и глубинным водосбросом.

Для строительства Курпсайской ГЭС были использованы подсобные предприятия, промбаза и поселки, расположенные на строительных площадках Токтогульской ГЭС и в п. Шамалды-Сай.

Токтогульская ГЭС, как промышленное предприятие существует с 1975 года, а в 1980 году с присоединением к Токтогульской ГЭС Уч-Курганской ГЭС был образован Каскад Токтогульских ГЭС. Курпсайская ГЭС вошла в состав Каскада с пуском первого агрегата с февраля 1981 года. Затраты на строительство окупились в 1986 году.

Каскад Токтогульских ГЭС создан приказом АО «Кыргызэнерго» № 260 от 9 июня 1981 года во исполнение приказа МЭ и Э СССР № 168 от 21 мая 1981 года в связи с ликвидацией 1 июня 1981 года дирекции строящихся ГЭС Нижнее-Нарынского Каскада.

Каскад Токтогульских ГЭС организован на базе трех электростанций: Токтогульской, Курпсайской и Уч-Курганской ГЭС. Общая установленная мощность станций Каскада ТГЭС составляло 2180 МВт.

2001 год стал годом коренных преобразований Кыргызской энергосистемы. Проведена большая работа по реструктуризации АО «Кыргызэнерго», на базе которой созданы отдельные открытые акционерные общества:

Каскад Токтогульских ГЭС входит в состав ОАО «Электрические станции». С 1 октября 2002 года приказом ОАО «Электрические станции» от 19 сентября 2002 года №145 Уч-Курганская ГЭС и объекты Теплокомэнерго в поселке Шамалды-Сай выведены из состава Каскада Токтогульских ГЭС и переданы Предприятию Строящихся ГЭС.

С конца 2002 года в составе Каскада Токтогульских ГЭС находятся:

Токтогульская ГЭС, установленной мощностью 1200 Мвт;

Курпсайская ГЭС, установленной мощностью 800 Мвт;

Теплокомэнерго, с объемом обслуживания $5076.

Токтогульская ГЭС отметила свой 25-летний юбилей в 1999 году. Курпсайская ГЭС отметила свой 20-летний юбилей в 2001 году.

Характеристика (таб.1)

Наименование	Токтогульская ГЭС	Курпсайская ГЭС
Установленная мощность	1200 МВт	800 МВт
Начало строительства	1962 год	1976 год
Дата ввода в эксплуатацию	Г/агр №1 - 01.01.1975 г. Г/агр №2 - 27.11.1975 г. Г/агр №3,4 - 1978 г. (январь-февраль)	Г/агр №1-21.01.1981 г. Г/агр №2-19.12.1981 г. Г/агр №3-15.04.1982 г. Г/агр №4-04.11.1982 г.
Год фактической окупаемости	1982 год	1986 год
Объем водохранилища	19500 млн. м3	370 млн. м3
Высота плотины	215 м	113 м
Расчетный напор	140 м	91,5 м

Основное оборудование

Наименование	Токтогульская ГЭС	Курпсайская ГЭС
Турбина	РО-170/805-В-535 (Ленинградский металлический завод)	РО-115-В-515,6 (Харьковский турбинный завод)
Генераторный выключатель	СВ 1100/250 -36У4 (Завод "Сибэлектротяжмаш", г. Ленинград)	СВ 1130/220-44УХЛ4 (Завод "Сибэлектротяжмаш", г. Нижняя Тура)
Главный трансформатор	ТЦ-400000/500 (Завод "Запорожтрансформатор")	ТЦ-250000/220-76У1 (Завод "Запорожтрансформатор")
Воздушные выключатели	ВВБ-500-30 П/о "Электроаппарат"	(г. Ленинград)
Элегазовый выключатель	FXT-17
Баковые масляные выключатели		У-220-2000-25У1 У-110-2000-40У1
Разъединители	РНДЗ-500	РНДЗ-2-220/2000У1 РНДЗ-1б-220/2000У1 РНДЗ-2-110/1000У1 РНДЗ-1б-110/1000У1
Трансформаторы напряжения	НКФ-500-У1	НКФ-220, НКФ-110
Трансформаторы тока	ТФНКД-500	ТФЗМ-220Б, ТВ-220, ТВТ-220
Реактор	РОДЦ-60000/500, РОМ-500
Автотрансформаторы		АТДЦТН-63000/220/110/6,3-78У1 (Завод "Запорожтрансформатор")
Кабели высокого давления	МВДТ-500 (Пермский кабельный завод)
Трансформаторы собственных нужд	ТСЗ-630-1000/10, ТМН-250-400/10 (Бакинский завод)	ТСЗ - 630/15У1, ТЗС - 630/10



С начала эксплуатации всего по Каскаду ТГЭС электроэнергии выработано - 201352,9 млн. кВт/ч, в том числе:

по ТГЭС - 126073,8 млн. кВт/ч;

по КГЭС - 75279,0 млн. кВт/ч.

За 8 месяцев 2007 года Каскадом ТГЭС выработано 5852,4 млн. кВт/ч электроэнергии, в том числе:

по ТГЭС - 3581,7 млн. кВт/ч;

по КГЭС - 2270,7 млн. кВт/ч.

Объем произведенной продукции за 8 месяцев 2007 года составил 1230,2 млн. сом, что на 97,7 млн. сом больше, чем в прошлом году (1132,5).

Затраты на производство электрической энергии складываются в сумме 197,5 млн. сом, при плане 207,8 млн. сом. Такая разница между планируемыми и фактическими затратами вызвана тем ,что недостаточное финансирование вынуждает передвигать сроки ряда запланированных работ.

Удельная себестоимость одного кВт/ч электроэнергии, отпущенной с шин станций, по итогам 8 месяцев 2007 года составила 3 тыйына, при плане 4 тыйына, при показателе за аналогичный период прошлого года 2,83 тыйына.

Рабочая мощность за 8 месяцев 2007 года при плане 1819,5 МВт, составило 1861,7 МВт. За годы эксплуатации рационализаторами Каскада ТГЭС внедрены в производство 1202 рационализаторских предложений с экономическим эффектом 12305 тыс. сом.

Курпсайская ГЭС

Проект строительства Курпсайской ГЭС выполнен в 1976 году Среднеазиатским отделением Всесоюзного ордена Ленина проектно-изыскательского и научно-исследовательского института «Гидропроект» им. С. Я. Жука.

Строители хорошо прочувствовали мощь р. Нарын при его перекрытии, особенно в створах Токтогульской и будущей Курпсайской ГЭС. Многотонные бетониты, сброшенные в реку, не ложились сразу на место, а уносились потоком вниз на большое расстояние. В случае Курпсайской ГЭС пришлось даже слегка изменить схему перекрытия, чтобы сформировать перемычку.

Месторасположение ГЭС выбрано чуть ниже Токтогульской ГЭС в узком ущелье с крутизной склонов 35 - 40°. Гидрологические и водохозяйственные показатели р. Нарын в районе станции определены по многолетним данным гидрометеорологических наблюдений и составляют: площадь водосбора - 54600 км2, годовой сток - 12373 млн. м3, среднемноголетний расход в створе в бытовых условиях - 391 м3/c, минимальный - 63 м3/с, максимальный - 2880 м3/с, максимальный расчетный с вероятностью превышения 0,01%, обеспеченности - 5230 м3/с.

В состав гидроузла входят водохранилище, плотина, водопропускные сооружения, здание ГЭС и открытое распредустройство.

Водохранилище станции недельного регулирования имеет протяженность около 40 км и затапливает узкое довольно извилистое ущелье. Ширина водохранилища на отметке НПУ составляет 300-500 м и увеличивается до 1000 и более метров в районах боковых притоков. Площадь зеркала составляет 12 км2, полный объем воды - 370 млн. м3, полезный объем - 35 млн. м3. Уровень верхнего бьефа при пропуске максимального расхода воды через сооружения плотины составляет 725 м нормальный подпорный уровень - 724 м, уровень мертвого объема - 721 м, а при специальных условиях - 694 м. Уровень нижнего бьефа при пропуске максимального расхода составляет 636,6 м, а при пропуске минимального расхода 10 м3/с при недельном регулировании - 618 м. Максимальный статический напор станции - 106 м, минимальный рабочий при недельном регулировании - 93 м, при ирригационном пропуске - 89,4 м.

Плотина станции бетонная гравитационного типа, треугольного профиля, на скальном основании имеет строительную высоту 113 м, длину по гребню - 364 м, заложение низовых граней для русловых секций 1:0,75, а для береговых - 1:0,8. Плотина разрезана температурными швами на 13 секций (4 русловые секции с турбинными водоводами и 9 береговых).

При возведении плотины широко использовались сборные элементы. Бетонирование блоков осуществлялось послойно, Токтогульским методом.

Объем работ на строительстве плотины составлял: выемка земляная - 544 тыс. м3, выемка скальных грунтов - 1164 тыс. м3, в том числе подземная - 12486 тыс. м3, насыпь - 387,5 тыс. м3, в том числе каменная наброска - 163 тыс. м3, обратная засыпка, делювий, деревянно-щебенистая смесь - 174 тыс. м2, дренажи и фильтры - 46,5 тыс. м3, бетон и железобетон - 1084,2 тыс. м3.

К водопропускным сооружениям гидроузла относятся поверхностный и глубинный водосбросы, обеспечивающие совместно с турбинными водоводами ГЭС пропуск через гидроузел максимального расчетного расхода воды 0,01% обеспеченности в размере 5230 мЭ/с. Поверхностный водосброс располагается в правобережной секции плотины и выполнен в виде открытого железобетонного лотка, проходящего по низовой грани плотины, а затем по специально устроенной в борту ущелья открытой полке. Расчетный расход воды через поверхностный водосброс составляет 1680 м3/с, удельный расход на концевом участке - 67 м3/с. Глубинный водосброс расположен в теле плотины, он обеспечивает пропуск 1074 м3/с воды, удельный расход на концевом участке - 43 м3/с. Водосбросы оборудованы регулирующими сегментными затворами с гидроприводом и плоскими аварийно-ремонтными затворами.

Подвод воды к гидроагрегатам осуществляется с помощью водоприемника и железобетонных водоводов диаметром 7 м, расположенных на низовой грани плотины.

Водоприемник глубинного типа расположен на верховой грани плотины и состоит из четырех секций. Во избежание попадания в турбинные водоводы плавающих тел в водоприемнике установлена сороудерживающая решетка. Для оперативного регулирования расходов воды водоприемник оборудован плоскими аварийно-ремонтными затворами, с индивидуальными механизмами подъема и плоскими ремонтными затворами. Для маневрирования ремонтными затворами и сороудерживающими решетками служит козловой кран грузоподъемностью 2Х100 т.

Здание ГЭС открытого типа с однорядным расположением четырех гидроагрегатов примыкает к плотине с нижнего бьефа. В подводном массиве здания располагаются гидротурбины со спиральными камерами и отсасывающими трубами, насосные станции откачки воды и дренажная насосная. Гидротурбины радиально-осевые, типа РО-115/810-В-500 Харьковского турбинного завода мощностью 206 МВт. Диаметр рабочего колеса - 5м, скорость вращения - 136,4 об/мин., вес - 565 т. Расчетный расход - 243 м/с, расчетный напор - 91,5 м.

В машинном зале станции установлены вертикальные гидрогенераторы типа СВ-1130/220-44УХЛ4 завода «Сибэлектротяжмаш» мощностью 200 МВт. Напряжение - 15,75 кВ, номинальный ток - 8,61 кА, возбуждение - тиристорное, охлаждение - воздушное.

Машинный зал вместе с монтажной площадкой, расположенной с левобережной стороны в торце здания, имеет размеры в плане 20,0х114,5 м и обслуживается двумя мостовыми электрическими кранами грузоподъемностью 320/321+10 те.

В нижнем бьефе станции располагаются затворы отсасывающих труб, которые обслуживаются козловым краном грузоподъемностью 2х15 те.

Энергия, вырабатываемая станцией, передается в энергосистему на повышенном напряжении 110 и 220 кВ. Главная электрическая схема станции выполнена по принципу объединенных блоков, работающих на общие шины напряжением 220 кВ, соединенные по схеме четырехугольника (мостика). Трансформаторы блоков типа ТЦ-250/220 Запорожского трансформаторного завода с принудительной циркуляцией воды и масла. Мощность трансформаторов - 250 МВт, напряжение обмоток - 242/15,75, вес - 245,88 т. ОРУ-110 кВ выполнено по схеме двух секционированных систем шин с одной общей обходной. Связь между распредустройствами 220, 110 и 6 кВ осуществляется с помощью двух автотрансформаторов.

Основные технико-экономические показатели станции:

установленная мощность - 800 МВт;

гарантированная мощность - 164 МВт;

расчетный напор - 91,5м, максимальный - 101 м;

расход воды через турбину при расчетном напоре - 243 м3/с;

среднемноголетняя выработка электроэнергии - 2,63 млрд. кВт/ч;

число часов использования установленной мощности - 3280.

Токтогульская ГЭС

Токтогулская ГЭС по праву считается флагманом гидроэнергетики Кыргызстана. Проект станции разработан Среднеазиатским отделением института «Гидропроект» им. С. Я. Жука при участии Союзгидропроекта, Гидростальпроекта и др. Станция является комплексным сооружением и предназначена для многолетнего регулирования стока реки Нарын и выработки электроэнергии.

Месторасположение станции выбрано в горах Центрального Тянь-Шаня на входе реки Нарын из Кетмень-Тюбинской долины в узком ущелье, глубина которого достигает 1500 м, а крутизна склонов составляет 65 - 70°. Компоновка сооружений станции определялась топографическими и геологическими особенностями участка строительства, в первую очередь сейсмичностью, которая составляет 9-10 баллов.

В состав гидроузла входят водохранилище, плотина, два глубинных водосброса, поверхностный водосброс, турбинные водоводы, здание станции, распредустройство.

Водохранилище станции - самое большое в Средней Азии, расположено в пределах Кетмень-Тюбинской долины и имеет следующие размеры: длина - 65 км, площадь зеркала - 284,3 км2, максимальная глубина - 120 м. Полная емкость водохранилища составляет 195 млрд. м3, полезная - 14 млрд. м3.

Плотина Токтогульской ГЭС по своим конструктивным параметрам является уникальным бетонным сооружением, предназначенным для эксплуатации в условиях исключительно высокой сейсмичности. Её высота 215 м, длина по гребню - 292,5 м. Общий объем бетона в плотине равен 3,2 млн. м3.

Плотина состоит из центральной и шести береговых секций (16) (по три на каждом берегу). При возведении плотины применен прогрессивный бескрановой метод послойной укладки бетона, существенно снизивший трудозатраты и стоимость бетонных работ. Для контроля за состоянием плотины на ГЭС установлено свыше двух тысяч приборов. Здание ГЭС с двухрядным расположением четырех гидроагрегатов примыкает непосредственно к плотине со стороны нижнего бьефа.

Вода к турбинам подводится по четырем напорным водоводам диаметром - 7,5 м, расположенных в центральной секции плотины и рассчитанных на напор 212 м и внутреннее давление 15 кгс/см. Водосбросные устройства выполнены в виде двух глубинных аварийных водосбросов с максимальной пропускной способностью по 1200 м3/с каждый и открытого поверхностного водослива на расход 900 м3/с. Для пропуска воды в глубинных водосбросах установлены сегментные затворы, рассчитанные на напор до 200 м и расход до 1000 м3/с. Площадь отверстия перекрываемого затвором составляет 30 м2, нагрузка, выдерживаемая затвором - 33690 кН.

Общий объем работ по гидроузлу составляет: бетон и железобетон - 4,0 млн. м3, скальная выемка - 2,4 млн. м3, в том числе подземная - 640 тыс. м3.

В здании станции установлены радиально-осевые турбины типа РО-170/505-В-535 мощностью по 307 МВт. Диаметр рабочих колес - 5,346 м, вес - 69,3 т, скорость вращения - 166,7 об/мин. Турбина предназначена для работы при напорах от 112 до 186 м. Расход воды составляет 245 м3/с. Регулирование скорости вращения турбины осуществляется вручную и автоматически с помощью электрогидравлического регулятора.

Турбины приводят во вращение гидрогенераторы типа СВ-1100/250-36УЧ. Мощность генераторов - 300 МВт, напряжение - 15,75 кВ, вес - 1334 т.

Агрегаты машинного зала станции обслуживаются одним мостовым краном, перемещаемым через блок монтажной площадки из одного зала в другой.

Выдача мощности станции осуществляется через 4 повышающих трансформатора типа ТЦ-400/500, расположенных на уровне машинного зала станции в специальных камерах и соединенных с генераторами и ОРУ-500 кВ по схеме сдвоенных блоков.

Открытое распредустройство в связи с особенностями расположения гидроузла: чрезмерной узостью и глубиной ущелья, отсутствия площадок и опасности камнепадов, расположено на расстоянии 3,5 км от ГЭС в долине реки Кара-Суу и выполнено по схеме четырехугольника.

В цепи генераторов установлены выключатели типа ВВ-20У на номинальный ток 13,5 кА и мощность отключения 3100 МВА. На напряжении 500 кВ установлены воздушные выключатели типа ВВН-500 на номинальный ток 2000 А и разрывной мощностью 30 млн. кВт.

Технико-экономические показатели станции:

установленная мощность - 1200 тыс. кВт;

гарантированная мощность - 260 тыс. кВт;

среднегодовая выработка электроэнергии - 4400 млн. кВт/ч;

число часов использования установленной мощности - 3650;

удельная численность промышленно-производственного персонала - 0,25 чел/МВт;

расчетный напор воды - 140 м, максимальный - 183 м;

расход воды через турбину - 245м3/с;

число гидроагрегатов - 4.

Уч-Курганская ГЭС

Станция руслового типа, первенец гидроэлектростанций, возведена на р. Нарын в 12 км от села Уч-Курган и в 2 км от железной дороги ветки Уч-Курган - Ташкумыр. Это очень удобное для строительства ГЭС, место впервые было выбрано инженером Кузнецовым в 1913 году.

В состав гидроузла входят основные сооружения (здание ГЭС с донными водосбросами, водосливная и земляная плотины, сопрягающие и подпорные стенки водобоя, водобой с раздельными стенками), второстепенные сооружения, не связанные с напорным фронтом (служебные мостики, не несущие нагрузок от подъемных механизмов, крепление откосов левобережного ирригационного канала, защитные сооружения от селей и паводков.

Здание ГЭС подпорного типа является составной частью плотины, размешено у левого берега реки и состоит из двух блоков, разделенных температурным швом.

Особенность здания - это совмещенное с ним расположение восьми донных водосбросов, которые размещаются в нижней массивной части здания между блоками агрегатов ниже спиральной камеры и осуществляют пропуск паводковых расходов воды в каждой из четырех агрегатных блоков по двум напорным донным галереям постоянного сечения (4х4м). Такое совмещение позволяет получить существенную экономию строительных материалов. Общая длина здания вместе с водосливной плотиной и разгрузочной площадкой составляет 100 м, высота - 56 м.

Выдача мощности в энергосистему осуществляется по линиям ВЛ-110: «Кызы-Рават-1,2», «Юлдуз», «Избаскент», «Таш-Кумыр», «Шамалды-Сай» через ОРУ-110, которое расположено на левом берегу реки.

Первый агрегат введен 30 декабря 1961 г., второй 3 июня 1962 г., третий 7 сентября 1962 г., четвертый 5 ноября 1962 г.

Основные показатели Уч-Курганской ГЭС:

Проектная установленная мощность - 180 МВт;

Единичная мощность агрегата - 45 МВт;

Среднемноголетняя выработка электроэнергии - 820 млн.кВт/ч;

Бетонная гравитационная плотина высотой - 56 м;

Длина плотины по гребню - 18 м;

Полный объем водохранилища - 52,5 млн. м3;

Полезный объем - 20,9 млн. м3;

Расчетная сейсмичность - 9 баллов;

Расчетный напор гидротурбин - 29 м;

Турбины: три турбины ПЛ-577-ВБ-500 и одна турбина ПО-707-ВБ-500;

Гидрогенераторы - СВ-840/150-52;

Трансформаторы - ТДЦ-125000/110.

С 1999 года ГА-4 работает в пропеллерном режиме, т.е. лопасти рабочего колеса (РК) зафиксированы и номинальная мощность составляет 40МВт, что вызвано значительным уровнем вибрации гидроагрегата.

Шамалды-Сайская ГЭС

Месторасположение станции на р. Нарын в 14 км от Таш-Кумырской ГЭС. Установленная мощность станции выбрана с таким расчетом, чтобы не только покрывать пики нагрузки, но и предельно утилизировать энергию водного потока даже в летнее время.

В состав гидроузла входят водохранилище, плотина, здание ГЭС с донными водосбросами под монтажной площадкой, сооружения по пропуску строительных и эксплуатационных расходов.

Плотина ГЭС выполнена из местных грунтовых материалов высотой 37 м, обеспечивает максимальный напор - 31 м, минимальный - 25 м, расчетный по мощности - 26 м, средневзвешенный - 29 м, пусковой - 12 м.

Первый агрегат введен в 1992 г., пуск второго агрегата - в 1994 г., третий пущен в 1996 г.

Основные показатели Шамалды-Сайской ГЭС:

Проектная установленная мощность - 240 МВт;

Единичная мощность агрегата - 80 МВт;

Выдача электроэнергии осуществляется по ЛЭП-110 кВ и ВЛ-220 кВ;

Среднемноголетняя выработка электроэнергии - 900 млн. кВт/ч;

Каменно-земляная плотина высотой - 41м;

Длина плотины по гребню - 260 м;

Полный объем водохранилища - 40,87 млн. м3;

Полезный объем - 5,47 млн. м3;

Расчетная сейсмичность - 8 баллов;

Расчетный напор гидротурбин - 26 м;

Расчетный расход гидротурбин - 1035 м3/с;

Турбина - ПЛ-40-В-680;

Гидрогенератор - СВ-1210/122-60 УХЛ4;

Трансформатор - ТДЦ-125000/110 и ТДЦ - 200000/220.

Таш-Кумырская ГЭС

Месторасположение станции выбрано на границе Ленинского и Джаныджолского районов Жалалабадской области в 18 км от Курпсайской ГЭС, чуть ниже впадения в реку Нарын реки Кара-Суу в узкой горной долине с шириной русла 50-80 м. створный участок гидроузла характеризуются инженерно-геологическими условиями и девятибалльной сейсмичностью.

В состав гидроузла входят водохранилище, плотина, глубинный и поверхностный водосбросы, три турбинных водовода, здание ГЭС и открытое распредустройство 220 кВ.

Плотина станции бетонная, гравитационная, высотой 73 м, обеспечивает наибольший напор - 57 м, расчетный - 42,5, наименьший - 40 м.

Напорностанционный узел ГЭС расположен на берегу реки. В его состав входят водоприемник с водопроводящим каналом и здание ГЭС с машинным залом на 3 гидроагрегата.

Выдача мощности в энергосистему осуществляется по двум ЛЭП-220 через ОРУ-220 кВ, которое расположено на левом берегу реки. Первый агрегат пущен в 1985 г., второй - в 1986 г., третий - в 1987 г..

Основные показатели Таш-Кумырской ГЭС:

Проектная установленная мощность ГЭС - 450 МВт;

Единичная мощность агрегата - 150 МВт;

Среднемноголетняя выработка электроэнергии - 1555 млн. кВт/ч;

Высота бетонной гравитационной плотины - 75 м;

Длина плотины по гребню - 336,5 м;

Полный объем водохранилища - 144, 05 млн. м3;

Полезный объем - 10 млн. м3;

Расчетная сейсмичность - 9 баллов;

Расчетный расход гидротурбин - 957 м3/с;

Расчетный напор гидротурбин - 53 м;

Турбина - РО-75-В-620;

Гидрогенератор - СВ-1260/185-60 УХЛ4;

Трансформатор - ТЦ-200000/220.

Место строительства выбрано Камбар-Атинской ГЭС-1 чуть выше Токтогульского водохранилища. В состав сооружений гидроузла входят водохранилище, плотина, строительный тоннель, водосбросные сооружения, энерговодосборные тоннели с узлами разветвления, турбинные водоводы, здание станции, ОРУ-500 кВ, транспортные и дренажные тоннели. Все энергетические и водосборные сооружения ГЭС будут расположены на правом выпуклом берегу реки Нарын.

Здание ГЭС наземного типа будет расположено на правом берегу реки Нарын, а в здании ГЭС будут установлены четыре гидроагрегата.

Основные показатели Камбар-Атинской ГЭС-1:

Проектная установленная мощность - 1900 МВт;

Единичная мощность агрегата 475 МВт;

Среднемноголетняя выработка электроэнергии - 5,43 млрд.кВт/ч;

Бетонная гравитационная плотина высотой - 275 м;

Высота плотины - 275 м;

Полезный объем - 3,6 км3;

Расчетная сейсмичность - 9 баллов;

Расчетный напор гидротурбин - 168,6 м;

Турбины типа РО-230/2733-М2-В-560.

Камбар-Ата - 1

Ввод в эксплуатацию Камбар-Атинской ГЭС-1 позволит обеспечить частичное многолетнее регулирование стока реки Нарын, а наличие нижерасположенного водохранилища Токтогульской ГЭС освободит её от ирригационных ограничений и позволит работать по чисто энергетическому режиму.

Камибар-Ата -2

Гидроузел Камбар-Атинской ГЭС-2 возводится в Учтерекском створе р. Нарын. чуть ниже Камбар-Атинской ГЭС-1 и будет работать на зарегулированном стоке. Строительство начато 1984 году по утвержденному титулу вновь начинаемой стройки разработанным проектным институтом «Ташгидропроект», Среденазиатским отделением Всесоюзного института «Гидропроект».

В состав основных сооружений входят взрывонабросная плотина, строительно-эксплуатационный водосброс, напорно-станционный узел, ОРУ-500 и 110 кВ.

Наземное здание станции вмещает три вертикальных гидрогенератора. Два главных повышающих трансформатора соединяются с ОРУ-500 и 110 кВ воздушными перекидками.

Основные показатели Камбар-Атинской ГЭС-2:

Проектная установленная мощность - 360 МВт;

Единичная мощность агрегата - 120 МВт;

Выдача электроэнергии осуществляется по ЛЭП-500 кВ и ВЛ-110 кВ;

Среднемноголетняя выработка электроэнергии - 1148 млн. кВт/ч;

Взрывонабросная каменная плотина высотой - 60 м;

Длина плотины по гребню - 300 м;

Высота плотины - 70 м;

Полный объем водохранилища - 70 млн. м3;

Полезный объем - 8 млн. м3;

Расчетная сейсмичность - 9 баллов;

Расчетный напор гидротурбин - 47,5 м;

Турбина - РО-75/841в-В-580;

Гидрогенератор - СВ-1262/172-60 УХЛ4;

Трансформатор ТДЦ-200000/110 и ТДЦ-250000/500.



Глава 2. Эффективность использования энергетических ресурсов

2.1 Эффективность развития электроэнергетического ресурса

На территории Кыргызстана имеется большой и разнообразный потенциал электроэнергетических ресурсов (уголь, гидроэнергетические ресурсы, нефть, газ, уран, нетрадиционные источники энергии). Однако уровень их использования продолжается оставаться очень низким, не более 1%, а гидроэнергетических, возобновляемых ресурсов - всего 8%. Такой уровень использования собственных топливно-энегетических ресурсов обусловливает необходимость импортирования в республику для покрытия спроса на внутреннем рынке более 408 энергоносителей. За годы рыночных реформ в республику завезено свыше 10 млрд. мі газа, около 300 тыс. т сжиженного газа, почти 2,5 млн. т мазута, более 5 млн. т угля. В результате происходит утечка из Кыргызстана валютных средств, ухудшение финансового состояния экономики, возрастание дефицита платежного баланса, увеличивается затратность и снижается конкурентоспособность производимых в республике товаров.і

При формирования структуры электроэнергетического баланса республики следует учитывать сравнительную стоимость поставляемых на внутренний рынок энергоносителей, оценивать их влияние на рентабельность работы энергосектора, эффективность экономики, социальной сферы, экологическую безопасность и комфортность использования энергоносителей потребителями, особенно в бытовом секторе.

По прогнозным оценкам, объем электроэнергетических ресурсов в республике составляют примерно 1,8 - 2,0 млрд. т. условного топливо. Разведанные запасы угля определены 1,3 - 1,5 млрд. т, а прогнозные оцениваются примерно в 20 - 25 млрд. т, запасы нефти - 11-12 млн. т, природного газа - 6,0-6,5 млрд. мі, экономически эффективный потенциал гидроэнергетики около 100 млрд. кВт/ч в год. Потенциальные возможности возобновляемых источников энергии (солнца, ветра, малых водотоков, биомассы, геотермальных ресурсов) оцениваются в 840 кВт/ч.

Энергетический сектор является одним из приоритетных направлений экономики Кыргызстана, важной составляющей экономики. В настоящее время страны Центральноазиатского региона (Казахстан, Кыргызстан, Узбекистан и Таджикистан) производят около 125 млрд. кВт/ч электроэнергии в год. По прогнозам специалистов, спрос будет возрастать и к 2010 г. Составит не менее 170 млрд. кВт/ч. Электроэнергия, вырабатываемая ГЭС, в несколько раз дешевле, чем теплоэлектростанции. Указом Президента Кыргызской Республики от 8 января 2002 г. «О совершенствовании системы управления энергетической отраслью» и постановлениями Законодательного собрания Жогорку Кенеша Кыргызской Республики от 24 марта 2004 г. и Собрания народных представителей Жогорку Кенеша Кыргызской Республики от 6 ноября 2003 г. «О программе разгосударствления и приватизации АО «Кыргызэнерго» был создан ряд акционерных обществ.

В результате реструктуризации АО «Кыргызэнерго» были созданы семь самостоятельных компаний с соответствующим акционерным капиталом (табл. 10).

Государственное агентство по энергетике при Правительстве Кыргызской Республики осуществляет государственное регулирование деятельности участников рынка электроэнергии с целью недопущения монополистической деятельности на рынке.

В энергетическом секторе наиболее привлекательными для инвестора являются ОАО «Электрические станции», ОАО «Национальная электрическая сеть Кыргызстана» и ОАО «Северэлектро» (рис. 1).

В состав ОАО «Электрические станции» входит каскад Токтогульских гидроэлектростанций, Ат-Башинская и строящиеся Карабалтинские ГЭС, а также ТЭЦ г. Бишкек и г. Ош. В целом уставной капитал ОАО «Электрические станции» составляет 4 428,3 млн. сом, а в структуре этого капитала Госкомимуществу принадлежит 80,5% акций, Социальному фонду КР - 13,2%, юридическим и физическим лицам - 4,0 и 2,3%, соответственно.

Структура АО «Кыргызэнерго» (таб.2)

	Уставный капитал, млн. сом	Номинальная стоимость 1 акции, сом	Государственная доля, %	Доля акционеров, %
АО «Электрические станции»	4 428,3	4,58	80,49	6,35
АО «Национальная электрическая сеть Кыргызстана»	1 597,4	1,65	80,49	6,35
АО «Северэлектро»	454,6	0,47	80,49	6,35
АО «Востокэлектро»	182,7	0,18	80,49	6,35
АО «Ошэлектро»	182,5	0,18	80,49	6,35
АО «Джалалабад электро»	212,6	0,22	80,49	6,35
АО «Бишкектеплосеть»	366,8	0,38	80,49	6,35

Структура акционерного капитала реструктуризированных предприятий АО «Кыргызэнерго» * (рис.2)

По данным статистики, на сегодняшний день предприятие является убыточным, то есть убыток составляет 58,3 млн. сом, а долговые обязательства превышают 4,8 млрд. сом.

В 2006 г. ОАО «Электрические станции» выпустили более 960 млн. акции предприятия и только небольшая часть находится в свободном обращении. Стоимость одной акции на первичном рынке составляет 5 сом, а на вторичном рынке намного ниже.

За 2005 г. и 5 месяцев 2006 г. на вторичном рынке совершено 28 сделок на 85 тыс. сом. Самая высокая цена - 1,3 сом за акцию - за этот период была однажды. Минимальная цена - 0,5 сом в 2006 г. Большая часть сделок проходит, когда акция реализуется в среднем за 0,5 - 0,7 сом.

ОАО «Национальная энергетическая сеть Кыргызстана» - уставной капитал составляет 1 597,4 млн. сом. За 2005 г. предприятие вышло с прибылью в сумме 28,4 млн. сом, но имеются долговые обязательства, которые превышают 4 млрд. сом.

В обращение выпущено 965 млн. акции, из них лишь малая часть выходит на вторичный рынок. Только в 2006 г. совершено восемь сделок на незначительную сумму - 15,6 тыс. сом по цене за акцию 0,3 - 0,4 сом. ОАО «Национальная энергетическая сеть Кыргызстана» обеспечивает эксплуатацию и техническое обслуживание электрических сетей 110-500 кВ для передачи электрической энергии от вырабатывающих до распределительных компаний, крупных промышленных потребителей и обеспечивает межгосударственные перетоки электрической энергии, а также диспетчерское управление всеми структурными подразделениями Кыргызской энергосистемы.

Протяженность линий электропередачи ОАО «Национальная электрическая сеть Кыргызстана» составляет 6 635 км. Количество подстанций 189. Установленная мощность трансформаторов 8 718,4 МВА.

За последние годы в кыргызской энергосистеме складывается сложное положение, вызванное устойчивым и постоянным ростом внутреннего электропотребления. Это происходит за счет повсеместного использования электрической энергии на социально-коммунальные нужды и населением республики на нужды отопления и приготовления пищи.

Введена в эксплуатацию в конце 2005 г. новая линия электропередачи 220 кВ «Фрунзенская-Ала-Арча» с третьего автотрансформатора мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ «Карабалта», что позволило снизить потери электроэнергии. В плане подготовки к осеннее-зимнему периоду 2005-2006 гг. были проведены ремонтные работы на сумму 55,9 млн. сом. Однако из-за неплатежей распределительными компаниями ОАО «НЭС Кыргызстана» не имеет возможности своевременно производить оплату в бюджет по налогам, кредитам и т.д. Рост дебиторской задолженности распределительных компаний в 2005 г. составил 331,7 млн. сом.

ОАО «Северэлектро» с уставным капиталом 454,6 млн. сом. Эта компания считается прибыльной и приносит 50-60% доходов, поступающих от всех распределительных компаний. Однако в 2005 г. ОАО «Северэлектро» вышел с убытками на сумму 390,5 млн. сом, а долговые обязательства составляют более 3 млрд. сом. Компания выпустила около 970 млн. акций с номинальной стоимостью 0,5 сом каждая. Цена акции на вторичном рынке составляет 0,01 - 0,25 сом.

За период 2005 г. на вторичном рынке акций компанией было совершено восемь сделок на сумму 1,9 тыс. сом, а в начале 2006 г. темпы сделок немного увеличились, то есть совершено 17 сделок на сумму 8,5 тыс. сом. Поскольку ОАО «Северэлектро» обременено огромными долгами, это, безусловно, снижает инвестиционный интерес к этому объекту.

Вместе с тем, у ОАО «Северэлектро» имеется значительный потенциал собственных ресурсов, задействовав которые, предприятие могло бы выйти из разряда убыточных и стать прибыльным. Только при устранений хищений электроэнергии ОАО «Северэлектро» может обеспечить себя дополнительными поступлениями в размере около 760 млн. сом. Это говорит о том, что только неэффективный менеджмент препятствует выводу предприятия из категории убыточных.



2.2 Анализ потребления электроэнергии в республике

Энергопотребление играет исключительную роль в формировании энергетического комплекса страны.

Потребление электроэнергии в республике растет с каждым годом, а модернизация ее производства не проводилась десятилетиями. За последние 15 лет экспорт электроэнергии сократился в Кыргызстане вдвое. Не смотря на большие возможности выработки электроэнергии в год, степень использования гидроресурсов задействован на уровне 10%. В настоящее время в республике производится не более 14 млрд. кВт/ч электроэнергии. При этом, зависимость Кыргызстана от внешних энергетических ресурсов оценивается специалистами в 40%.

Для сравнения: в Кыргызстане объемы выработки электроэнергии составляют около 2800 кВт/ч на душу населения, объемы же потребления - 1351 кВт/ч. Общемировой показатель энергопотребления - 2341 кВт/ч. В соседнем Казахстане - 3312 кВт/ч, в Узбекистане - 1796 к Вт/ч. Для развитых стран характерен высокий удельный вес энергопотребления, в среднем 8 тыс. кВт/ч.

В Кыргызстане мощность всех электростанций в 2008 г. составила 3 743 тыс. кВт, и производство электроэнергии доведено за последние пять лет с 14 931 до 14 853 млн. кВт/ч, или увеличилось на 0,6 %. (табл. 11).

Мощность электростанций, производство и потребление Электроэнергии * (таб.3)

	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Мощность всех электростанций, тыс. кВт	3 781	3 763	3 747	3 997	3 743	3 742
Производство электроэнергии, млн. кВт/ч	14 931	13 667	11 922	14 021	15 141	14 853
Получено из-за пределов республики, млн. кВт/ч	6 395	6 362	5 396	2 129	54	0,2
Потреблено электроэнергии, млн. кВт/ч в том числе: промышленностью	11 918	11 543	10 044	11 748	15 195	12 230
	1 398	1 318	1 374	2 018	1 418	1 493
сельским хозяйством	3 318	2 621	2 278	2 508	2 149	2 167
транспортом	102	88	86	94	91	106
строительством	31	20	32	26	32	39
коммунальным хозяйством	2 351	1 814	1 724	2 075	2 490	2 402
социальной сферой	879	890	867	907	1 076	1 052
потери	3 839	4 792	3 683	4 120	4 609	4 973
Отпущено за пределы республики	9 409	8 431	7 274	4 402	3 330	2 661

Анализ показывает, что потребление энергии увеличилось с 11918 до 12230 кВт/ч, или на 2,6 %, в том числе в социальной сфере - с 879 до 1050 млн. кВт/ч или на 22,4 %. В то же время наблюдается незначительный рост потребления электроэнергии в таких отраслях, как промышленность, строительство, а в таких сферах, как сельское хозяйство, транспорт произошло снижение.

В структуре потребления электроэнергии доля коммунальных хозяйств составила 19,6 %, сельского хозяйства - 17,7 %, промышленности - 12,2 %, социальной сферы - 8,5 % и т.д. За период 2000-2005 гг. возросли потери электроэнергии с 3839 до 4973 млн. кВт/ч, или на 29,5%. Удельный вес потери от общего производства электроэнергии составляет 33,5%, или равен потреблению электроэнергии в отраслях сельского хозяйства, промышленности, социальной сфере вместе взятых. Из общих потерь в энергетической отрасли на хищения приходится 25%. Если в 1991 г. общие технические потери электроэнергии составляли 1064 млн. кВт/ч, то в 2005 г. 4973 млн. кВт/ч, или возросло в 4,6 раза. При этом к техническим потерям (16,35%) добавились коммерческие потери (неплатежи, хищения), которые составили 14,05% от выработки электроэнергии. В результате АО «Кыргызэнерго» ежегодно недополучает дохода на сумму около 400-500 млн. сом по среднесложившемуся тарифу за 1 кВт/ч на внутреннем рынке.

...