Перспективы развития рынка электроэнергии в странах Евразии

      Более 52% вырабатываемой электроэнергии в  структуре баланса передается в Объединенную Энергетическую Систему Средней Азии (а также Южные области Казахстана). В то же время Кыргызская Республика импортирует более 90% нефтепродуктов и природного газа из сопредельных государств(Казахстан, Узбекистан и Россия).

      Следует отметить, что строительство ГЭС  в Кыргызской Республике отражало стратегические интересы бывшего Союза ССР, в том числе регионального плана. К примеру, Токтогульская ГЭС в большей мере функционировало в ирригационном режиме, строительство которого предполагало прирост орошаемых земель в Узбекистане и Казахстане, а также улучшение полива имеющихся. Таким образом, ГЭС выполняло межгосударственные функции.

      В бывшем СССР, согласно территориальному разделению труда из Узбекистана  в Кыргызскую Республику поступал природный  газ взамен электроэнергии. Равномерное получение электроэнергии обеспечивалось через Объединенную Энергетической Систему Средней Азии и Казахстана за счет перетоков электроэнергии.

      Бассейн реки Нарын является наиболее изученным, где сосредоточены более 35% бассейновых  водно-энергетических ресурсов республики. Реки Ферганской долины составляют 25%, бассейн р.Сары-Джаз 10%.

      Имеются несколько крупных ГЭС. Так, проектная  мощность Токтогульской ГЭС составляет 1200тыс. КВт, Уч-Курганская-120тыс.   КВт,   Атбашинская   ГЭС-40   тыс.   КВт. Суммарная мощность составляет 2,9 млн. кВт и "расположены на реке Нарын.

      В энергосистеме Кыргызской Республике эксплуатируется 18 электростанций общей установленной мощностью 3,6 млн.кВт., в том числе 16 гидроэлектростанций и 2 ТЭЦ.

      Доля  ГЭС в общей установленной  мощности генерирующих источников составляет более 80% или почти 3 млн.кВт. В то же время в Кыргызской Республике имеет место несоответствие электрических сетей имеющимся энергетическим мощностям. Это обуславливает необходимость проведения 44 тыс. км ЛЭП, производства и установки более 20 тыс. электрических подстанций.

      Удельный  вес нетрадиционных источников энергии  I приблизительно составляет 3-5%, малых ГЭС: 10-15%. В настоящее время коммунально-бытовое хозяйство потребляет 60-70% электро- и теплоэнергии.

      Существенно изменилась структура потребления электроэнергии в республике. Так, доля потребления населением увеличилась в 4 раза, а потребление промышленности уменьшилось в 1,5 раза. В целом, объем потребления электроэнергии в осенне-зимний период увеличился порядка на 20%о. Это объясняется сокращением поставок органического топлива на теплоэлектростанции, что способствовало изменению (увеличению) режима эксплуатации Токтогульской ГЭС.

      Объем зимней работки запасов воды увеличился с 0,3 млрд.м до 5,7 млрд.м .

      В период бывшего Союза угольная промышленность не получила развития  в  Кыргызской  Республике  из-за труднодоступное размещения и более низкого качества по сравнению    с углями Казахстана и России.

             Запасы угля в республике оцениваются  в 24,4 млрд. тонн, в том числе разведанные до промышленной категории в 2,36 млрд.  тонн. Балансовые запасы на 1.01.2000г. по 21 месторождениям К составляют по категории А+В+С1- 1268,8 и С2- 783,5 млн.тонн Н и забалансовые запасы- 138,2 млн.тонн. По состоянию на  1.01.2000г. в республике подготовлено к освоению 656,6 млн. ж тонн или 51,7% балансовых запасов категории А+В+С1. Самым Ж богатым месторождением угля является Кавакский бассейн.

      Месторождения Кыргызской Республики содержат угли всех марок от бурых (марки БЗ) до антрацитов включительно. На долю бурых углей приходится 1332,7 млн. тонн или 55% запасов категории А+В+С1+С2. Угли характеризуются высокой влажностью (до 30%), зольностью(12-13%), низкой теплотой сгорания (4000-4700ккал на кг), невысокой механической прочностью, склонностью к возгоранию. В этой связи Бишкекская ТЭЦ технологически ориентирован на Кузбасские и Карагандинские угли. Следует отметить, что мощности действующих угольных предприятий мелкие, и соответственно низкорентабельные.

      Объем добычи угля имеет тенденцию, к снижению и составил в 2005 году 0,4 млн. тонн против 4 млн. тонн в 1990г. Потребность в угле обеспечивалась на 40%.В прошлом, 50% добываемого угля поставлялись в близлежайшие районы соседних республик Средней Азии.

      В то же время, на север республики ежегодно завозилось около 2,8 млн.т. угля из Казахстана и России. Объем поставок горюче-смазочных материалов составлял порядка 2,6 млн.т. Это объясняется тем, что экономичнее было поставлять в Кыргызскую Республику уголь, нефть и газ, чем разрабатывать их добычу в сложных условиях.

      Одной из основных причин снижения добычи угля является недостаток оборотных средств, а также потребительской и  ценовой не конкурентоспособностью по отношению к другим энергоносителям. Основным потребителем импортируемых углей является Бишкекская ТЭЦ мощность которого составляет 609 тыс.кВт. Вырабатываемая электроэнергия на тепловых станциях снизилась с 4,4 млрд. КВт.ч. до 1,1 млрд.кВт.ч. Это связано с уменьшением перетока электроэнергии в ОЭС Средней Азии и Казахстана с 5,9 млрд. кВт.ч. до 1,3 кВт.ч. или на 78%.

      Таким   образом,   высокогорье,   отсутствие  транспортной инфраструктуры,     низкое     сравнительное     качество     углей Кыргызстана, а также наличие крупных месторождений газа и нефти    в   регионе    (Узбекистан,    Казахстан,    Туркменистан) обуславливает нецелесообразность их освоения и добычи.

      Гидроэнергетический потенциал Таджикистана составляет более 300 млрд. кВт.ч. Однако уровень  освоения составляет порядка 15%.

      Установленные мощности электростанций составляет 4,4 млн. кВт, в т.ч. 4,1 млн. кВт приходятся на гидроэлектростанции.

      За 1990-96гг снижение производства электроэнергии составило 52% и составил 13,8 млрд. кВт.ч.

      Крупнейшим  потребителем электроэнергии является алюминиевый комбинат потребляющий 8 млрд. кВт.ч. в год.

      Экспортные  возможности Таджикистана к 2005- 2010гг составят порядка 2-3 млрд. кВт.ч.

      Ввод  в эксплуатацию Рогунской ГЭС  и Сангудинской ГЭС №1, и №2 позволят увеличить производство электроэнергии до 23,8млрд.кВт.ч. в 2000г. и до 27-30 млрд. кВт.ч. в 2005-2010гг.

      Угольные  месторождения Таджикистана недостаточно разведаны. Это обусловлено тем, что приоритетным направлением развития в республике является гидроэнергетика. Истощение запасов Шурабского месторождения ограничивает рост добычи угля в перспективе.

      Таджикистан имеет импортную зависимость  в горючесмазочных материалах и природном газе. Основными поставщиками нефтепродуктов и природного газа является Туркменистан, Узбекистан, Казахстан и Россия.

      Туркменистан  располагает значительными запасами природного газа. Потребителями газа существующей системы газопроводов Средней Азии являются Украина, Казахстан, Узбекистан, Армения, Грузия. В настоящее время Туркменистан планирует увеличение экспорта природного газа с 70 млрд.м³ в 2005г. до100,0 млрд.м³ в 2010г.

      Следует отметить, что тарифы на природный  газ имеет тенденцию к повышению. Так, Кыргызская Республика и Казахстан  покупают природный газ из Узбекистана  за 52 долл. США против 42,0 в 2005г.

      Для обеспечения поставок природного газа из Туркменистана для государств Центральной Азии не требуется строительства новых газопроводов. Достижение соглашений о -Транзите туркменского газа по газопроводу Газли-Бухара-Гашкент-Чимкент-Бишкек-Алматы  способствовало бы снижению тарифа. Однако, следует отметить, что Узбекистану также должны быть сделаны преференции, к примеру, снижение тарифа за электроэнергию, транспортные перевозки и др. При таком подходе, снизился бы общий уровень цен в экономиках государств Центральной Азии.

      В соответствии с «Стратегией развития нефтяной и газовой промышленности Туркменистан до 2020г» добычу природного газа намечается увеличить к 2010г. до 100-130 млрд. м³ в т.ч. экспорт до 80-110 млрд.м³.

      Предполагается   проложить   три   газопровода.   Первый, будет   доставлять   газ   транзитом   через   Иран,   Турцию   на европейские рынки в объеме  15-28 млрд. м   в год. Второй газопровод предполагается провести в Афганистан и Пакистан  мощностью около 20 млрд. м . По третьему газопроводу Туркменистан-Китай-Япония предполагается экспорт 28 млрд.м в год.

      В Туркменистане намечается также  строительство и реконструкция  крупнейших газа- и нефтеперерабатывающих заводов.

      Природный газ, как относительно дешевый вид  топлива, способствовало развитию электроэнергии. Так, в 2005г. производство электроэнергии составило 11,3 млрд. кВт.ч. Туркменистан ежегодно передавал в ОЭС ЦА до 5-6 млрд. кВт.ч.

Электрообеспечение  Туркменистана осуществляется от пяти тепловых электростанций с суммарной мощностью 2548 тыс. кВт и шестью предприятий электрических сетей. Общая протяженность линий электропередач составляет более 47 тыс.км, в т.ч. сети с напряжением 500 кВ-389 км.

      Следует отметить, что часть потребностей в электрической энергии Туркменистан получает от энергетической системы  Узбекистана. В этой связи Туркменистан строит высоковольтную линию электропередач 500кВ Сейди - Дашховуз.

      Внутреннее  потребление электроэнергии может  возрасти приблизительно в 1,5 раза и достичь 14-15млрд.кВт.ч.

      Согласно  Тегеранскому межгосударственному  соглашению о поставке электроэнергии через Иран в третьи страны, предполагается экспортировать до 4-5 млрд.кВт.ч. В этом плане, предполагается увеличение мощности ТЭЦ г. Туркменбаши на 900 тыс. КВт, расширение Безмеинской грэ£ и строительство первой очереди Марыйской ГРЭС (проект ЛЭП через Афганистан в Пакистан).

      Это потребует технической реконструкции  всей энергетической системы, связанная с переходом на принятые в соседних странах стандарты ( напряжение ЛЭП 400 и 700 кВ), что предполагает выход из Объединенной Энергетической Системы Центральной Азии - энергетической системы Туркменистана. Это снизит надежность и устойчивость параллельной работы энергетическим систем Центральной Азии.

      В Узбекистане важнейшим приоритетом  является достижение топливно-энергетической независимости. Завершением строительства нефтеперерабатывающего завода (Самарканд, Бухара) Узбекистан достиг самообеспечения горючесмазочными материалами.

      В Узбекистане наблюдается рост производства нефти. Так, согласно оценке, объем производства нефти в 2005г.(к 2000г.) увеличился на 126,7%, к 1990 году в 3,17 раза. Соответственно, природного газа 126,1 и 173,4%. Таким образом, потребность Узбекистана полностью обеспечивается собственным топливно-энергетическим  сырьем.   Согласно   оценке,   в   2005г.   добыча нефти в Узбекистане составил 9,5 млн. т. и природного газа 71,1  млрд. м .

      Для Узбекистана характерен высокий  энергетический потенциал. Так, порядка 89% балансовых запасов энергоносителей приходится на природный газ и 11 % на нефть.

Важнейшими  объектами освоения являются месторождения Минбулак, Кокдумалак, строительство Бухарского НПЗ, строительство дополнительных блоков сероочистки и производства, серы на Мубарекском НПЗ и месторождении Шуртан. Намечено строительство новых газопроводов: Газли-Нукус, Мубарек-Каган, Зирабулак-Галяарал, Урсатьевская-Фергана.

      Электроэнергетика. Установленные мощности электростанций в Узбекистане составляет 11,3 млн. кВт с годовой выработкой 47,3 млрд. кВт.ч. в том числе мощности тепловых составляет 8,9 млн. кВт., мощности гидроэлектростанций- 1,7 млн.   кВт   и   уровень   пиковой   нагрузки   7,4   млн.кВт.   (это предполагает наличие «излишка» электроэнергии которая может передаваться в зимний период Кыргызской Республике и Таджикистану).

      Следует отметить, что на тепловых станциях до 90% в качестве топлива используется природный газ.

      Для покрытия пиковой нагрузки Узбекистан использует дополнительную регулируемую мощность из Кыргызской Республики и Таджикистана.

      Согласно  Программе развития энергетики на период до 2010г. в Узбекистане планируется строительство электростанций: Талимарджанской ГРЭС мощностью 800 тыс. КВт, Пскемской ГЭС мощностью 450 тыс.кВт. с выработкой890 млн. кВт.ч. В Сурхандарьинской области предполагается строительство Туполангской ГЭС мощностью 175 тыс. КВт с годовой выработкой электроэнергии 500 млн. кВт.ч. Запланировано строительство 13 малых ГЭС суммарной мощностью 237 тыс.кВт.

     Введена   в   строй   1   очередь   Талимарджанской   ГРЭС работающая   на   природном   газе.   Это   позволит   увеличить суммарное производство электроэнергии с 46,9 млрд. кВт.ч. в 2000г. до 48,0 млрд.кВт.ч. в 2010г. Ожидается рост потребления тепловыми электростанциями природного газа на 4-7 млрд.м , мазута на 1-1,5 млн.т. Экспортные возможности природного газа  в 2010г. могут возрасти до 36,5 млрд.м . Следует отметить, что Казахстан предполагает увеличить импорт природного газа из Узбекистана с 7 млрд.м до 9-11 млрд.м в2010г., часть которой должна поступать из Туркменистана.