Зампредседателя партии "Ар-Намыс" Эрнест Карыбеков предлагает свою стратегию развития энергетики в стране

СТРАТЕГИЯ
развития энергетического сектора Кыргызской Республики
на 2013-2017 годы
I. Текущее состояние и предпосылки развития
1.1. Кыргызская Республика обладает 2% энергетических ресурсов Цен-тральной Азии, в том числе, большими запасами углей и 30% гидроэнергетических ресурсов, из которых освоено только десятая часть. При этом, в структуре топливно-энергетического баланса республики импорт топливных ресурсов составляет более 50%.

1.2. На территории страны разведано 70 месторождений угля, общий запас которого по состоянию на 1 января 2013 составляет 1316,9 млн. тонн. При этом в настоящее время около 1,1 млн. тонн угля (78% от ежегодно потребляемого объема) импортируется. Угольная отрасль Кыргызской Республики субсидируется из бюджета страны.
1.3. Согласно прогнозам на территории нашей страны находится 289 млн. тонн запасов условного топлива неразведанных ресурсов нефти и газа. При этом, самообеспеченность республики нефтепродуктами составляет менее 30%.
1.4. На долю электроэнергетики приходится около 5% ВВП, 16% объема промышленного производства и 10% доходов государственного бюджета. Электроэнергетическая сеть обеспечивает доступ к электроэнергии для 100% населения, потребление электроэнергии на душу населения составляет 2400 кВтч, что является достаточно высоким показателем.
Гидроэнергетический потенциал Кыргызской Республики (252 крупных и средних рек) оценивается в 18,5 млн. кВт мощности и более 160 млрд. кВт.ч выработки электроэнергии. Наиболее крупные гидроэнергетические ресурсы сосредоточены в бассейнах рек Нарын (среднегодовой сток 10-14 млрд. куб. м) и Сары-Джаз (сток - 3-4 млрд. куб.м). ТЭСы – 5-15 млрд.квт.ч. Потенциал гидроэнергетических ресурсов малых рек и водостоков со среднемноголетними расходами от 3 до 50 м3/сек составляет порядка 5-8 млрд. кВт. ч в год, из которых используется только 3 %.
2. Проблемы отрасли
Считаю необходимым выделить следующие главные проблемы, оказываю-щие негативные воздействия на состояние и деятельность топливно-энергетического комплекса Кыргызской Республики.
2.1. Исторически сложившаяся структура и размещение объектов отрасли не отвечает требованиям энергобезопасности и энергонезависимости КР из-за нестабильности экономических и межгосударственных связей с соседними государствами. Стратегически связанными с этим проблемами является:
- практическое отсутствие в структуре генерирующих мощностей тепловых электростанций, обеспечивающих покрытие базовой части графиков нагрузки. Подавляющее преимущество выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях (до 90 %) чревато возникновением катастрофической ситуации в случае наступления маловодного периода в бассейне р. Нарын;
- неспособность существующих системообразующих сетей обеспечить оптимальные и независимые от соседних стран внутригосударственные перетоки мощностей, вызванные слабой связью северной (потребляющей) и южной (генерирующей) частями энергосистемы – одна ЛЭП 500 кВ, и несовершенством схемы электроснабжения Юга Республики, где подавляющая часть электроэнергии поступает потребителю через территории соседних стран.
2.2. Практически неуправляемый рост потерь электроэнергии, особенно коммерческих, достигающих 29,4 % от объёма выработанной электроэнергии за I квартал 2013 года. Они увеличатся в предстоящий осенне-зимний период.
2.3. Моральный и физический износ оборудования, нарастающее ухудшение технических возможностей которого связано с:
- отсутствием политики и стратегических программ по продлению сроков службы и технического перевооружения оборудования;
- прогрессирующим недофинансированием работ по диагностике состояния оборудования, ремонтам и перевооружению.
2.4. Энергокомпании уделяют недостаточное влияние научной разработке, обоснованию программ стратегического развития отрасли и привлечению имеющегося в стране научного потенциала для экспертизы принимаемых решений.
2.5. Начатая в 2001 году реструктуризация вертикально-интегрированной монопольной энергетической компании по функциональным признакам обес-печила определенную либерализацию электроэнергетического сектора Кыргызской Республики. Однако, из-за незавершенности реструктуризации и приватизации отрасли, а также отсутствия необходимых рыночных механизмов и соответствующей законодательной базы, ожидаемого улучшения экономических показателей энергосистемы не произошло.
Ввиду того, что гидроэлектростанции республики не могут быть переданы в частные руки (поскольку имеют межгосударственное значение), источник выработки электроэнергии остается монополистом. Ввиду отсутствия рынка, изначально не было смысла делить распределительную часть энергосистемы на 5 компаний.
2.6. Финансовое состояние энергетических компаний в последние годы не улучшается. Сбор платежей, за потребленную электроэнергию за 3 месяца 2013 года составил менее 90%. Если не внедрить АСКУЭ и биллинговую оплату за электроэнергию, мы придем к плачевному результату до списания задолженностей, которое оказывает негативное воздействие на их финансовые взаимоотношения с другими хозяйствующими субъектами и выполнение кредитных и налоговых обязательств перед бюджетом, создавая опасную цепочку взаимных неплатежей.
2.7. За I квартал 2013 года системные потери электроэнергии в сетях превышают уровень 30%, из которых более 25% - потери в РЭКах. Цифры эти возможно не соответствуют реальности. Не может быть, чтобы системные потери электроэнергии в сетях сократились с 40% до настоящих цифр только за счет того, что была списана вся дебиторская задолженность энергокомпаний в 2009 году. Автоматизации и модернизации изношенных оборудований не производилось.
3. Цели
3.1. Основной целью стратегии развития энергетической отрасли Кыргыз-ской Республики является достижение ее финансового оздоровления, создание условий для сбалансированного и комплексного развития энергетического сектора и обеспечение энергетической безопасности Кыргызской Республики на долгосрочный период до 2025 года.
4. Задачи
4.1. В рамках Стратегии развития энергетической отрасли предстоит решить следующие задачи:
- обеспечение надежной и бесперебойной поставки энергии по социально-справедливым ценам, в первую очередь, потребителям на внутреннем рынке;
- создание институциональной и нормативно-правовой базы для объединения распредкомпаний в одну компанию и ОАО «НЭСК» с ОАО «Электрические станции» в другую компанию, до июня 2013года.
5. Политика и меры достижения поставленной цели
Политика достижения цели состоит из трех частей:
- институциональной;
- тарифной;
- инвестиционной.
5.1. В целях обеспечения покрытия реальных затрат энергетических компаний и исключения перекрестного субсидирования потребителей с переходом ТЭЦ г. Бишкек и Ош на тепловой режим, и передачи их в муниципалитет, путем ввода в действие базовой мощности на севере страны Кара-Кечинской КЭС, до 2018 года не будет обеспечен рост тарифов на электроэнергию.
5.2. Необходимо:
- совершенствование финансового и корпоративного управления субъектами энергетического сектора;
- усиление коммерческой и финансовой дисциплины в секторе, обеспечение рентабельности субъектов отрасли без повышения тарифа посредством роста уровня собираемости денежных средств за поставленную электроэнергию;
- обеспечение максимальной прозрачности вопросов, касающихся энергетического сектора, включая:
а) физическое и финансовое разделение учета электроэнергии, реализуемой электрическими компаниями на экспорт;
б) реализацию комплекса мероприятий по закупке энергоресурсов (особенно угля) в рамках конкурентного тендера, рассчитанного на многолетние поставки от прямых производителей углеводородов;
в) организацию экспорта электроэнергии по ценам не ниже оптовых на рынке ЦА.
5.3. Основная цель тарифной политики на электрическую энергию (включая тепловую энергию и природный газ) должна заключаться в достижении такого уровня тарифа, который обеспечит полное возмещение затрат на производство, передачу и распределение.
Тарифная политика должна быть сбалансированной и стимулирующей рост реального сектора. Величина тарифа будет определяться классом напряжения, к которому подключен конечный потребитель. Это должно оказать определенную поддержку развитию реального сектора.
Реализация мер, направленных на усиление финансовой дисциплины и контроля в энергетическом секторе должны обеспечить достижения уровня сборов денежных средств за поставленную энергию до 100% к 2017 году путем:
- обеспечения нормированных условий применения средств измерения;
- ремонта и замены морально и физически устаревших средств учета;
- установки дополнительных приборов учета, в том числе счетчиков с предоплатой;
- защиты приборов учета от хищений электроэнергиии;
- внедрения автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) и АСКУЭ бытовых потребителей (АСКУЭ БП).
5.4 Развитие и эффективное функционирование топливно-энергетического комплекса республики, во многом, зависит от решения проблем, обеспечивающих согласованное взаимовыгодное сотрудничество государств Центральной Азии по формированию в регионе рационально функционирующего энергетического рынка. Это позволит оптимизировать режимы работы ГЭС, ТЭС, нефтеперерабатывающих и угледобывающих предприятий, обеспечить эффективное использование генерирующих мощностей станций, как в суточном, так и годовом режиме.
5.5. Взаимовыгодные экономические отношения государств Центральной Азии должны развиваться в направлении углубления процессов производственной и технологической кооперации в сфере водно-хозяйственных и топливно-энергетических отраслей, создания условий для расширения экспортного потенциала; разработки и реализации совместных взаимовыгодных проектов по строительству новых и реконструкции действующих предприятий; привлечения инвестиций во взаимовыгодное формирование, развитие топливно-энергетического комплекса, определения рациональной специализации в целях покрытия спроса.
5.6. Создание условий для торговли электроэнергией между странами Центральной Азии и Южной Азии. По экспертным оценкам потеря дохода от существующего механизма экспорта электроэнергии исчисляется десятками миллионов долларов США. Политика мер в среднесрочный период в этой области должна быть направлена на проведение международного тендера в третьем квартале каждого года на ожидаемый объем экспорта электроэнергии, цена которой должна быть не ниже себестоимости электроэнергии, сложившейся на энергетическом рынке региона на дату заключения договора.
5.7. Принятие и ратификация законов, позволяющих осуществить частные инвестиции в Кара-Кечинскую КЭС и создание нового энергокольца Кыргызстан-Казахстан, с созданием диспетчерского центра «Энергия-2», а также создания благоприятного инвестиционного климата для привлечения прямых инвестиций на строительство Сары-Джазского каскада ГЭС, Кокомеренских и Верхне-Нарынских ГЭС, в сферу распределения электрической энергии и газа и строительство новых высоковольтных линий электропередачи.
6. Программы и проекты
6.1. Разработка и начало реализации проекта строительства Тепловой электростанции и ЛЭП 500 кВ с созданием нового энергокольца и нового координационного диспетчерского центра.
6.2. Внедрение новых инвестиционных проектов в рамках реализации Киотского протокола, ратифицированного Кыргызской Республикой.
6.3 Разработка проектов и программ совместно с предприятиями стран СНГ, включая усиление взаимосвязей и кооперацию с отраслевыми компаниями и предприятиями как на межгосударственном, так и на региональном уровне.
6.4. Увеличение доли топливной составляющей в выработке тепла вместо электроэнергии.
6.5. Модернизация ТЭЦ-1 г. Бишкек и ТЭЦ г. Ош. При этом обеспечить максимальный перевод Бишкекской ТЭЦ-1, как основного источника теплоснабжения города Бишкек, на максимальное использование местных кыргызских углей непроектного качества путем внедрения предложений КНТЦ «Энергия» по малозатратной модернизации тепломеханического оборудования станции с восстановлением номинальных значений выработки тепловой и электрической энергии без использования импортируемого природного газа для стабилизации горения.
6.6. Подготовка и реализация инвестиционных программ по реабилитации ТЭЦ-2 г. Бишкек.
6.7. Организация опережения оплаты за поставки энергии путем широкомасштабного внедрения АСКУЭ и биллинга с использованием передач данных учета по частотам GSM, передачи функций сбора средств коммерческим банкам с использованием кредитных, дебитных карточек, освоение проплат с использованием Интернет платежей e-money.
6.8. Маркетинговое исследование, паспортизация и анализ сфер усиленного применения альтернативных и инновационных технологий производства электрической и тепловой энергии, поощрение их экспорта.
6.9. Обеспечение в топливной промышленности финансирования геологоразведочных работ с доведением уровня добычи до 100-120 тыс. т нефти в планируемый период. В части переработки нефти обеспечить глубину её переработки до 10 фракций в планируемый период с доведением до 53 фракций в перспективе.
6.10. Доведение уровня промышленной добычи угля до 1.0 млн. т на первоначальном этапе и до 3.0 млн. т – в перспективе. Разработка программы формирования собственной базы по энерготехнологической и химической переработке углеводородного сырья.
6.11. Дальнейшее развитие проекта по усовершенствованию процедуры подбора квалифицированных и компетентных кадров на руководящие должности и советы директоров в энергетических компаниях, посредством проведения конкурса на максимально открытой основе. Усиление финансовой отчетности и ответственности руководителей компаний, путем материального стимулирования по итогам работы, а именно - получения компанией чистой прибыли.
7. Ресурсы
7.1. Общий объем инвестиций, необходимый для развития энергетического сектора в среднесрочный период 2013-2017 годы, составляет порядка 2,5 млрд. долларов США. Инвестиционная политика в энергетическом секторе будет направлена на привлечение частного капитала, улучшение инвестиционного климата, включая создание регулятивной и конкурентной среды для привлечения новых инвестиций, совершенствование фискальной политики.
7.2. В первую очередь, инвестиции необходимо направить в распределительные компании в целях снижения технических и коммерческих потерь. Автоматизация и модернизация распределительных сетей позволит снизить величину потерь до технических нормативов. В целом, по оценкам экспертов, минимальная потребность в инвестициях для распределительных сетей составляет порядка 300 млн. долларов США (кредиты частных и международных банков, собственные средства компании).
7.3. В среднесрочный период инвестиции будут направлены на строительство Кара-Кечинской КЭС, ВЛ -500 кВ «ОРУ 500 кВ КЭС Кара-Кече – ВЛ 500 кВ «Датка –Алматы», АСКУЭ и реабилитацию существующих генерирующих мощностей. Приоритетными объектами рассматриваются Бишкекская ТЭЦ-1, Учкурганская и Атбашинская ГЭС.
По предварительной оценке необходимые инвестиции для модернизации Бишкекской ТЭЦ-1 составляют от 10 до 30 млн. долларов США, для Учкурганской ГЭС – 15 млн. долларов США и для Атбашинской ГЭС – 10 млн. долларов США, и должны быть обеспечены за счет собственных средств, грантов и инвестиций в рамках программы государственных инвестиций.
7.4. При разработке и внедрении объектов топливно-энергетического ком-плекса в среднесрочный период 2013-2017 годы предусматривается введение в обязательном порядке стратегического экологического планирования. Для районов со слабой экологической устойчивостью и/или подпадающих под охрану глобальных экологических конвенций и международных соглашений (биосфера, заповедники и заказники, деградация сельскохозяйственных угодий и пастбищ) будет предусматриваться использование экологически чистых источников энергии.
8. Результаты
8.1. Распределительные энергокомпании будут объединены в одну компанию с возможной продажей части акций инвесторам. Так же будут объединены ОАО «НЭСК» и ОАО «Электрические станции». «Большому» легче получить инвестиции в необходимом объеме. Будет возможность кредитоваться у частных и международных банков вновь созданным компаниям для автоматизации и модернизации своих объектов. Усилится позиция КР в ЦА на международных переговорах по поставкам электроэнергии и воды.
8.2 Определение приоритетов в пользу ТЭК для благоприятного развития и самофинансирования отрасли путем создания новых финансово-экономических механизмов, включая опережение оплаты за поставку энергии.
8.3. Создание рыночных принципов определения оптимальной структуры затрат в выработке тепла в сочетании используемых энергоносителей.
8.4. Реформа принципов тарифообразования при распределении затрат в формировании единицы тепловой и электрической энергии.
8.5. Оптимальное размещение производительных сил с учетом рационального топливообеспечения, включая использование и переработку углеводородного сырья.
8.6. Формирование профессионального кадрового потенциала, обеспечивающего соответствие уровня менеджмента уровню и масштабам управления энергетическими объектами.
8.7. Развитие сетевого строительства.
8.8. Реализация новых проектов, таких как строительство Кара-кечинской конденсационной электрической станции (КЭС) с первоначальной мощностью 400 МВт.
8.9. Организация опережения оплаты за поставки энергии путем широкомасштабного внедрения АСКУЭ и биллинга с использованием передач данных учета по частотам GSM, передачи функций сбора средств коммерческим банкам с использованием кредитных, дебитных карточек, освоение проплат с использованием Интернет платежей e-money.
8.10. Ожидается снижение кредиторской задолженности распредэнергокомпаний и задолженности перед бюджетом и по налоговым платежам, уровня коррупции, а также будут задействованы рыночные механизмы мотивации и поощрения работы сотрудников энергосектора.
8.11. Ожидается снижение уровня хищения электрической энергии потребителями, в результате чего увеличится доход энергокомпаний.
8.12. Учитывая то обстоятельство, что затраты на модернизацию Бишкекской ТЭЦ-1 существенно ниже, чем строительство новой мощности, необходимо идти по пути поэтапного восстановления ресурса станции с ежегодной модернизацией основного котельного и вспомогательного оборудования в течение ремонтных циклов (например 2-4 котла каждой серии в год), с обязательным продлением ресурса основного оборудования каждые 4 года. При этом добиваться удельных затрат топлива соответствующих современным нормам. В этом случае к техническим ограничениям можно отнести фактическое состояние оборудования, а не паспортные сроки его эксплуатации. Кроме того ТЭЦ можно ограничивать не по конкретному оборудованию, а по максимальной величине выдаваемой электрической мощности, соответствующей полубазовой величине тепловой нагрузки (когда ТЭЦ как пиковый источник не нужна).
8.13. За счет сокращения импорта углеводородов, путем строительства ТЭС и высоковольтных ЛЭП, тарифы не будут повышаться и будут социально-справедливыми.

Разработчик Э. Карыбеков

28.03.2013 г.