отчет практики по элетроэнергетике. Анализ рынка электроэнергии и угля казахстана январьиюнь 2021 год
 Скачать 248.93 Kb.
|
Обзор СМИ в странах СНГ(по информации с сайта Исполнительного комитета ЭЭС СНГ и АО «КОРЭМ») РЕСПУБЛИКА АРМЕНИЯ. Перспективы развития геотермальной энергетики в Армении будут рассмотрены 3 июня на конференции, посвященной результатам исследовательского проекта «Оценка геотермальных энергетических ресурсов и природных опасностей в Армении», подготовленного совместной армяно-американской научно-исследовательской группой. Проект финансируется PEER Science Национальной академии наук США. Отметим, что исследования по развитию альтернативных источников энергии, в том числе и геотермальной энергетики, начались в Армении еще во второй половине 2000-х годов. Проводила их испанская компания «Арриес» и по результатам этих работ было принято решение о создании геотермальной станции «Каркар» мощностью до 40 МВт на юго-востоке страны. В апреле 2017 года началась работа по разработке технико-экономического обоснования (ТЭО) проекта строительства станции на основе проведенных исследований, подтвердивших ресурсы данного источника. Были пробурены две скважины до глубины в 1500 метров каждая, которые подтвердили наличие необходимых объемов горячей воды с температурой в 122,5 градуса выше нуля, для строительства станции. Тестирование проводилось в лучших лабораториях мира. Изначально планировалось, что программа будет выставлена на международный тендер до конца 2018 года. Однако инвесторов так и не нашли, хотя некоторый интерес был проявлен со стороны чешской компании SUMEG GEOPOWER AG. Согласно программе, строительство этого энергообъекта позволит Армении получить дополнительно 200-250 млн кВт.ч электроэнергии. Причем, станция станет базовой, то есть, будет вырабатывать электроэнергию в круглосуточном режиме. Предварительно, объем инвестиций в проект составляет около $50 млн. К местности Каркар была проложена дорога, которая должна была послужить строительству и эксплуатации геотермальной электростанции. Помимо «Каркара» в Армении имеются и другие перспективные источники, например, «Джермахпюр», «Лидзор», источники на границе с Грузией и в Сисиане. Программа "Кавказская сеть электропередач" заработает в лучшем случае после 2025 года. Программа, предусматривающая строительство линии электропередач и подстанции Армения - Грузия для организации параллельной синхронной работы энергосистем двух стран заработает в лучшем случае после 2025 года. Сложности с организацией параллельного режима работы связаны с задержкой строительства инфраструктуры, в том числе преобразовательной станции. Однако, сложностей с обеспечением островного режима перетока электроэнергии нет. На сегодняшний день Армения закупает в режиме импорта электроэнергии у Грузии не в связи с дефицитом, а по причине ее дешевизны, благодаря чему впервые за последние годы удалось обеспечить в период с февраля по начало июня «тарифную экономию» на сумму 2.6 млрд драмов. В рамках программы «Кавказская сеть электропередач» запланированы работы по строительству подстанции "Ддмашен" 400/220/10 кВ, воздушной линии электропередач 400/500 кВ, преобразовательной станции "Айрум", с возможностью синхронизации работ региональных энергосистем. Армянская и российская стороны обсудят вопрос о продлении ресурса Армянской АЭС до 2031 года. Армянская и российская стороны скоро приступят к обсуждению вопроса о продлении ресурса Армянской АЭС до 2031 года. Замминистра проинформировал, что концепция по продлению ресурса ААЭС уже готова и предполагает увеличить ресурс АЭС после ее модернизации на 10 лет. На Армянской АЭС стартовал ключевой планово-предупредительный ремонт (ППР-2021) в рамках проекта по модернизации и продлению срока эксплуатации станции. АЭС остановлена на 141 день. Это самый продолжительный ППР с начала реализации проекта модернизации. Эмиратская компания "Масдар" построит в Армении солнечную электростанцию, мощностью в 200 МВт. Компания из ОАЭ «Масдар» построит в Армении солнечную электростанцию мощностью в 200 МВт. Стоимость проекта составит 175 млн долларов США. Стоимость одного киловатт-часа энергии составит 2,90 долл. США. Бенефициаром 85% акций программы станет компания «Масдар», а 15% акций - будут принадлежать армянскому Фонду государственных интересов ANIF. Строительство будет осуществлено за 2 года. Гелиостанция "Айг -1", установленной мощностью в 200 МВт., будет задействована в 2025 году. Правительство Армении на заседании кабмина утвердило итоги предквалификационного конкурса в рамках проекта по строительству фотовольтаидной промышленной станции "АЙГ- 1" и внесло изменения в сроки финансирования проекта. В рамках проекта планируется построить гелиостанцию "Айг -1", установленной мощностью в 200 МВт. Станция будет размещена на территории общин Талин и Даштадем Арагацотнской области Армении. Победитель конкурса - Abu Dhabi Future Energy Company PJSC - Masdar, по его словам, предложил достаточно низкий тариф с будущего объекта солнечной генерации - $0,0290 электроэнергии без учета НДС за 1 кВт/ч электроэнергии. Бенефициаром 85% акций программы станет компания "Масдар", а 15% акций - будут принадлежать армянскому Фонду государственных интересов ANIF. Стоимость проекта составит примерно $174 млн, станция будет введена в эксплуатацию в 2025 году. Выработка электроэнергии в Армении за январь-май выросла на 2% в годовом разрезе. Объем производства электроэнергии, по оперативным статистическим данным, за январь-май 2021 года повысился на 2% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, сообщает Национальный статистический комитет республики. Как отмечается в отчете, объем производства электроэнергии за январь-май 2021 года составил 3 310.3 млн. кВт.ч. При этом данный показатель в мае 2021 года по сравнению с маем 2020 года сократился на 3,1%, а по сравнению с апрелем 2021 года снизился на 12,9%. Ардшинбанк привлек 20 млн. долларов кредитных средств от Фонда глобального климатического партнерства (GCPF) для развития зеленой энергетики. Привлеченные средства будут использованы для увеличения кредитных вложений в проекты повышения энергоэффективности и возобновляемых источников энергии, в основном, для финансирования солнечных панелей. РЕСПУБЛИКА БЕЛАРУСЬ Новогрудской ветроэлектрической станции исполнилось 5 лет. Новогрудская ветроэлектрическая станция (ВЭС) находится на обслуживании филиала «Лидские электрические сети» РУП «Гродноэнерго». Первая ветроустановка была построена в 2011 году. Затем РУП «Гродноэнерго» построило на Новогрудской возвышенности и ввело в эксплуатацию пять новых ветроустановок суммарной мощностью 7,5 МВт. В июне 2016 года государственная комиссия подписала акт ввода в постоянную эксплуатацию Новогрудской ветроэлектростанции. Эту дату можно официально считать продолжением реализации масштабного проекта по развитию возобновляемых источников энергии в Гродненской энергосистеме. С учетом построенного ранее «ветряка» общая мощность генерирующего оборудования достигла 9 МВт. Новогрудская ветроэлектрическая станция стала первой промышленной ветроэлектрической станцией в Беларуси. Утверждена программа комплексной модернизации производств энергетической сферы. В целях обеспечения системного планирования среднесрочного развития электроэнергетики и реализации Концепции энергетической безопасности Республики Беларусь, программы деятельности правительства Республики Беларусь на период до 2025 г. разработана и Постановлением Министерства энергетики Республики Беларусь от 05.04.2021 №19 утверждена Программа комплексной модернизации производств энергетической сферы на 2021–2025 гг. Целью программы является реализация в 2021–2025 гг. мероприятий по комплексной модернизации электрических станций и котельных, электрических и тепловых сетей организаций, входящих в состав ГПО «Белэнерго». Продолжается реконструкция Минской ТЭЦ-3. В рамках выполнения Программы комплексной модернизации производств энергетической сферы на 2021–2025 гг. в филиале «Минская ТЭЦ-3» РУП «Минскэнерго» продолжается реализация проекта по реконструкции Минской ТЭЦ-3 с заменой выбывающих мощностей очереди 14 МПа. На Минской ТЭЦ-4 начали подготовку к предстоящему отопительному сезону. Активную подготовку к осенне-зимнему периоду 2021/2022 гг. начал филиал «Минская ТЭЦ-4» РУП «Минскэнерго». В настоящее время в котлотурбинном цехе №2 проводится капитальный ремонт энергоблока ст. №5. Общая продолжительность работ составит 68 дней. За это время планируется выполнить капитальный ремонт котлоагрегата, турбоагрегата и вспомогательного оборудования. Ведутся испытания и снятие эксплуатационных характеристик систем регулирования на остановленной турбине энергоблока ст. №6 перед ремонтом, проверяются плотности и оборудование системы регулирования турбины. Также в филиале проводятся текущие ремонты котла БКЗ-420-140 НГМ ст. №7 и турбины Т-110/120-130 ст. №3. Основная задача проведения капитального ремонта – обеспечение исправного состояния оборудования, его надежной и экономичной работы. На завершающей стадии первая очередь строительства пиковорезервных энергоисточников на ТЭЦ-5. В рамках реализации проекта по интеграции Белорусской АЭС в энергосистему страны на четырех объектах осуществляется строительство пиково-резервных энергоисточников (ПРЭИ). В частности, на Минской ТЭЦ-5 ведутся работы по двум очередям: установка автотрансформатора связи 330/110/35 кВ мощностью 200 МВА и строительство ПРЭИ мощностью 300 МВт. «Первая очередь находится на завершающей стадии. Нам осталось смонтировать технологическую эстакаду, ОРУ 110 и 330 кВ, а также проложить контрольные кабели. Эти работы планируют закончить до сентября. Что касается второй очереди, то на данный момент готовятся фундаменты под газотурбинные установки и вспомогательное оборудование, и в середине месяца сюда должна прибыть первая из этих установок – Siemens SGT-800, а всего таких будет шесть мощностью 50 МВт каждая. Завершение строительно-монтажных работ запланировано на март 2022 г.», – рассказал начальник отдела капитального строительства филиала «ТЭЦ-5» РУП «Минскэнерго» РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН. Строительство третьего энергоблока на Экибастузской ГРЭС-2 возобновляется. Названа дата сдачи объекта – декабрь 2025 года. Приступить к строительству планируется в апреле 2023 года, сообщает inbusiness.kz со ссылкой на материалы не техническое резюме разработчиков. На сегодня установленная электрическая мощность станции АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2» составляет 1000 МВт в двухблочном режиме. После того, как в декабре 2019 года Самрук-Казына завершил сделку по покупке 50% Экибастузской ГРЭС-2 у Интер РАО за % 25 млн, станция полностью перешел под контроль Казахстана и был передан в управление Самрук-Энерго, которому уже принадлежали другие 50% Экибастузской ГРЭС-2. Строительство станции началось в 1979 году с изначально планируемыми 8 энергоблоками мощностью 500 МВт каждый. В 1993 году, после пуска в эксплуатацию второго энергоблока дальнейшее развитие станции было приостановлено. В 2011 году начались работы строительству третьего энергоблока, которые были свернуты через пять лет в связи с экономической нецелесообразностью на фоне и без того наблюдающегося избытка мощностей в регионе. Ситуация изменилась и для покрытия растущих энергопотребностей Казахстан вернулся к реализации проекта. Теперь самостоятельно. Проекта мощность блока составит 636 МВт . К слову, о необходимости строительства было сказано во время недавнего визита в регион премьер-министру РК Аскара Мамина. На строительстве третьего энергоблока из-за принятия решения о применении технологического оборудования производства КНР сложились не типовые условия, которые потребовали произвести существенную реконструкцию главного корпуса. Это, в свою очередь, привело к появлению значительных объемов демонтажных работ и одновременному ведению монтажа конструкций главного корпуса и технологического оборудования. Что сдерживает рост рынка ВИЭ в Казахстане. PwC Kazakhstan опубликовал исследование рынка возобновляемых источников энергии: «Рынок ВИЭ в Казахстане: потенциал, вызовы и перспективы». В исследовании приняли участие производители ВИЭ, представители международных банков развития, регулятор, научные сотрудники, аналитики и консультанты, участвующие в непосредственном создании объектов ВИЭ в Казахстане. Казахстан взял на себя обязательства по расширению доли возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и альтернативных источников энергии. С начала 2011 года количество объектов ВИЭ в Казахстане выросло с 23 до 111. Основные драйверы роста: законодательство, гарантия «зеленого» тарифа и выкупа электроэнергии и новая стратегия (согласно «Концепции по переходу Республики Казахстан к зеленой экономике»): - 3% доли ВИЭ в общем объеме производства электроэнергии к 2020 году; - 10% доли ВИЭ в общем объеме производства электроэнергии к 2030 году; - 50% доли альтернативных и ВИЭ в общем объеме производства электроэнергии к 2050 году. Предпосылки для развития ВИЭ в Казахстане высокие (так считают 91% опрошенных), однако природный потенциал от региона к региону отличается. Например, на юге страны (где всегда была высокая потребность в электроэнергии) интенсивно развиваются солнечные станции, которые относительно легко построить и ввести в эксплуатацию. Инвестиции в альтернативную энергетику привели к росту ВИЭ до 3% доли в структуре производства электроэнергии в Казахстане. В настоящий момент основными инвесторами, вкладывающие в проекты ВИЭ (в объемах мощности), являются банки развития и иностранные компании. Согласно исследованию, рост ВИЭ в Казахстане сдерживают: законодательная база, которая не соответствует текущему этапу развития ВИЭ, инвестиционные риски (включая валютный риск), ограниченность балансирующих мощностей, неконкурентность тарифов, неразвитость мер по стимулированию микрогенерации, а также проблемы, возникающие при интеграции ВИЭ в энергосистему страны. Конкурентоспособность ВИЭ с традиционной энергетикой в отсутствии эффективных и доступных решений по накоплению энергии вызвала дискуссию у респондентов. Согласно участникам исследования, ВИЭ уже могут конкурировать с традиционными источниками в ряде стран, но традиционные источники энергии необходимы для поддержания надежности энергосистемы. Текущие высокие тарифы на ВИЭ по сравнению с тарифами на традиционную электроэнергию делают их неконкурентными без поддержки государства. Однако, согласно мнению респондентов, реальный тариф на традиционную энергию, обеспечивающий долгосрочное функционирование энергетической системы, должен быть выше. При условии функционирования рыночных тарифов переход ВИЭ в конкурентную среду вполне вероятен. Все участники исследования сошлись во мнении относительно правильности мер по повышению тарифов на электроэнергию вне зависимости от источника. Также авторы исследования отмечают, что альтернативная энергетика с каждым днем становится все актуальней, что влияет на развитие ВИЭ. Мировой совокупный среднегодовой темп роста установленной мощности ВИЭ начиная с 2011 по 2020 год составил 8%, при этом доля ВИЭ в установленной мощности мировой энергетической отрасли выросла с 25% до 37% за последние 10 лет. Регламентирование традиционного топливно-энергетического комплекса ужесточается, особенно в части эмиссий углекислого газа (СО2). Инвесторы в стремлении “озеленить” свои портфели все больше обращают внимание на нефинансовые показатели предприятий, поддерживая тренд на устойчивое развитие. Сектор ВИЭ является альтернативой традиционным источникам энергии, особенно на фоне постоянного технологического прогресса, из-за которого идет стремительное снижение стоимости строительства таких электростанций. Однако для соблюдения Парижского соглашения темп перехода на альтернативные источники энергии должен быть намного выше. Согласно прогнозам IRENA (Международное агентство по возобновляемым источникам энергии), установленная мощность объектов ВИЭ должна вырасти в 10 раз, чтобы к 2050 году достичь целей Парижского соглашения, которое Казахстан ратифицировал в 2016 году и обязался сократить выбросы парниковых газов на 15% к 2030 году путем мобилизации инновационных решений с участием частного сектора. Тарифы на электро и теплоэнергетику продолжат расти, даже если не увеличивать долю возобновляемых источников энергии. Это связано с вводом новых мощностей, развитием и строительством дополнительной инфраструктуры, модернизацией и другими факторами. Текущий тариф покрывает только операционные затраты. Стоимость зеленой энергетики сильно упала. Если сравнить строительство в 2021 году солнечной электростанции и угольной, то СЭС будет дешевле. Чтобы достичь 15% ВИЭ в общем объеме электроэнергетики,ежегодно нужно вводить 300-350 МВт зеленых мощностей. В среднем потребуется $300 млн в год. При этом сумма инвестиций зависит от технологий. Однако недостаточно заниматься строительством зеленых электростанций. Для того чтобы они функционировали в общей системе энергетики, нужно решать текущие проблемы отрасли, такие как снижение изношенности электросетей, создание инфраструктуры, создание маневренных мощностей. В Республике Казахстан реализуется инвестиционный проект по расширению Актобе ТЭЦ. Здесь создается когенерационный энергоблок на базе газовой турбины с паровым котлом-утилизатором, интегрируемый в существующую технологическую схему объекта. Пуск газотурбинной установки (ГТУ) запланирован на 2022 год. Проект модернизации значительно улучшит технико-экономические и экологические характеристики электростанции: - в полтора раза (до 175 МВт) увеличится электрическая мощность;- возрастет коэффициент полезного действия; - уменьшится удельный расход условного топлива на производство энергии; - сократятся выбросы окислов азота и оксида углерода в атмосферу. В целом, пуск газотурбинной установки сведет к минимуму негативное воздействие на окружающую среду, увеличит объемы и надежность производства энергии, оптимизирует электро- и теплоснабжение города Актобе, снизит дефицит электричества в энергосистеме Актюбинской области. Основу ГТУ составляет газовая турбина Siemens SGT-800 мощностью 50 МВт, обеспечивающая базовую генерацию. Индустриальная турбина SGT-800 сочетает в себе надежную конструкцию с высоким КПД и низким уровнем выбросов, а также обладает большой энергией выхлопа, что позволяет эффективно использовать её в комбинированных циклах. Из турбины отработавшие горячие газы (продукты сгорания топлива) попадают в котел-утилизатор производства АО «Подольский машиностроительный завод». КУ будет вырабатывать пар с давлением 3,0 МПа и температурой 420°С в объеме 70 тонн в час. Полученный в КУ перегретый водяной пар среднего давления направляется на существующие паровые турбины Актобе ТЭЦ для вторичной генерации электроэнергии (парогазовый цикл). Таким образом, схема с применением парогазовой технологии обеспечит комбинированную выработку энергии, высокую отдачу от использования газового топлива и общую эффективность электростанции. Проектная мощность ГТУ составляет 57 МВт. Топливоснабжение нового энергоблока будет осуществлять комплексная система «ЭНЕРГАЗ» в составе блочного пункта подготовки газа (БППГ) и дожимной компрессорной станции (ДКС) из двух установок. БППГ предназначен для фильтрации, редуцирования и технологического учета газа перед его подачей в ДКС. Дожимные установки гарантируют требуемые параметры топлива для турбины – по давлению (3,1 МПа), температуре (+60°C) и расходу (12 000 кг/ч). Актюбинская теплоэлектроцентраль является единственным источником централизованного теплоснабжения Актобе, крупнейшего города Западного Казахстана. В 2020 году Актобе ТЭЦ выработала 927,9 млн кВт⋅ч электроэнергии, что составляет более 12% потребления области. Электрическая и тепловая мощность – 118 МВт и 878 Гкал/ч соответственно. На данный момент здесь установлено шесть паровых турбин и девять котлоагрегатов. Необходимость реконструкции и модернизации станции, построенной еще в 40-х годах прошлого века, обусловлена тем, что часть основного и вспомогательного оборудования полностью исчерпала свой ресурс. Депутаты Мажилиса Парламента рассмотрели два законопроекта о ратификации протоколов о внесении изменений в Договор о Евразийском экономическом союзе от 29 мая 2014 года в связи с присоединением к нему Республики Армения и Кыргызской Республики. Протоколы определяют методологию осуществления межгосударственной передачи электрической энергии (мощности) между государствами-членами. Ратификация протоколов обеспечит возможность эффективной работы энергосистем государств-членов Союза с учетом присоединения Армении и Киргизии. Предметом регулирования международного договора является осуществление межгосударственной передачи электрической энергии (мощности) между государствами-членами ЕАЭС с учетом присоединения Армении и Киргизии к Протоколу об обеспечении доступа к услугам субъектов естественных монополий в сфере электроэнергетики, включая основы ценообразования и тарифной политики. На сегодня протоколы ратифицировали Армения, Беларусь, Киргизия и Россия. Депутаты Мажилиса одобрили законопроекты. Евразийский банк развития (ЕАБР) принимает участие в реализации проектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в Республике Казахстан. В настоящее время в общей сложности в портфеле ЕАБР в Казахстане несколько проектов на общую сумму $121 млн., сообщается на сайте Российской Ассоциации Ветроиндустрии (РАВИ). Одна из поддержанных инициатив – первая облигационная программа АО «Самрук-Энерго» на 100 млрд. тенге ($234,7 млн.). В ноябре 2018 года ЕАБР приобрел облигации третьего выпуска на 21,73 млрд. тенге ($65,09 млн.) сроком обращения до 2025 года. Средства были частично направлены на модернизацию АО «Шардаринская ГЭС». Второй проект – ТОО Ereymentau Wind Power – строительство ветроэлектростанции (ВЭС) мощностью 50 МВт в районе города Ерейментау. Стоимость проекта составляет 30 млрд. тенге ($70,4 млн.). Сумма займа ЕАБР – 23,2 млрд. тенге ($54,4 млн.). В настоящее время проект на этапе строительства и освоения займа ЕАБР. Еще один – солнечная электростанция (СЭС) 100 МВт в Акмолинской области, стоимостью 80 млн. евро и суммой займа – 65 млн. евро. Кроме того, ЕАБР принимает участие в семи СЭС совокупной мощностью 149 МВт в южных регионах Казахстана (Алматинская область, ЮКО, Шымкент, Кызылординская область). Стоимость проекта оценивается в 118 млн. евро, а сумма кредита – в 95 млн. евро. Минэнерго считает тарифы на электричество недостаточными для ремонта сетей До 63% вырос средний износ региональных электрических сетей в Казахстане в 2021 году. В 2020 году данный показатель составлял 60%. Износ электростанций достиг 53%. В Минэнерго отметили, что большая часть энергопередающих организаций страны находится в частной собственности. Для них проблема износа может решаться только в рамках инвестиционных программ субъектов, которые вместе с предельными тарифами утверждаются на пятилетний период Комитетом по регулированию естественных монополий. В ведомстве также сообщили, что действующие на сегодня тарифы не позволяют провести масштабную реконструкцию и модернизацию электросетей. Для этого нужны вложения более значительных финансовых средств. "Работы по модернизации сетей ведутся ежегодно и планомерно, но ввиду ограниченности средств у энергопередающих организаций провести модернизацию электрических сетей в короткие сроки не представляется возможным. Объем обновлений электрических сетей напрямую зависит от величины утвержденного тарифа", – уточнили в Минэнерго. Вместе с тем в стране утверждена методика расчета уровня износа основного электросетевого оборудования энергопередающих организаций. При этом в 2021 году на развитие теплоэлектроэнергетики в бюджете Казахстана предусмотрено 32,9 млрд тенге. В 2022 году – еще 5,3 млрд тенге, в 2023 году – 4,4 млрд тенге. К 2030 году доля «зеленой» энергии в энергетическом секторе Казахстана будет доведена до 15 процентов. Об этом в ходе заседания Совета по улучшению инвестиционного климата (СУИК) сказал премьер-министр Казахстана Аскар Мамин. «В декабре 2020 года на организованном в рамках ООН Саммите по климатическим амбициям Президент РК Касым-Жомарт Токаев объявил о цели по достижению Казахстаном углеродной нейтральности к 2060 году. Мы прилагаем последовательные усилия по увеличению доли возобновляемых источников энергии в общем объеме производства энергии. Так, по состоянию на 2020 год данный показатель составил 3 процента, в 2022 г. планируется его удвоить и довести до 6 процентов»,— сказал Мамин. Глава правительства отметил, что в 2020 году был принят обновленный План мероприятий по реализации «Концепции по переходу Республики Казахстан к “зеленой” экономике» на 2021–2030 годы. План разработан в тесном сотрудничестве с партнерами из ЕС, в нем предусмотрены меры по нивелированию наиболее серьезных экологических вызовов, стоящих перед страной. Исполнение запланированных мероприятий позволит обеспечить соблюдение долгосрочных обязательств Казахстана по «зеленому» росту» при достижении цели по вхождению в список 30 наиболее развитых экономик мира. Премьер-министр подчеркнул, что Казахстан принял меры по улучшению инвестиционной среды для развития альтернативной энергетики. «Мы приняли ряд комплексных мер по поддержке производителей возобновляемых источников энергии и улучшению инвестиционной привлекательности рынка. Так, к примеру, чтобы сделать структуру спроса более предсказуемой и существенной для производителей, введены аукционы по возобновляемым источникам энергии. В результате за последние 6 лет установленная мощность ВИЭ увеличилась почти в 10 раз – со 180 МВт в 2014 г. до 1650 МВт в 2020 году», — сказал А. Мамин. В целях реализации задач устойчивого развития в Казахстане принят новый Экологический кодекс, который будет способствовать ускоренному внедрению в стране передовых технологий возобновляемых источников энергии. 50 крупнейших предприятий Казахстана будут обязаны расширять использование наилучших доступных технологий в своем производственном процессе. В Казахстане снизят тарифы на электроэнергию с 1 июля. Приказом и.о. министра энергетики РК от 24 июня 2021 года внесены изменений в приказ от 14 декабря 2018 года “Об утверждении предельных тарифов на электрическую энергию”, сообщает zakon.kz. В частности, снижаются предельные тарифы на электроэнергию по всем группам с 2021 по 2025 год включительно. Так, для первой группы тариф составит 5,90 тенге (в старой редакции 7,25 тенге) , для второй – 5,59 тенге (в старой редакции – 6,94 тенге), для третьей группы – 8,59 тенге (9,69 тенге), для четвертой – 7,91 тенге (9,21 тенге), для пятой – 10,45 тенге (11,41 тенге), для шестой – 8,78 тенге (9,92 тенге). К I группе потребителей относятся бытовые потребители (население), получающие услуги по розничной реализации товарного газа с газораспределительной системы. II группа потребителей – теплоэнергетические компании, приобретающие товарный газ, в целях выработки тепловой энергии для населения; III группа потребителей – теплоэнергетические компании, приобретающие товарный газ, в целях выработки тепловой энергии для юридических лиц; IV группа потребителей – теплоэнергетические компании, приобретающие товарный газ, для производства электрической энергии; V группа потребителей – прочие потребители, не входящие в I, II, III, IV, VI, VII и VIII группы потребителей; VI группа потребителей – бюджетные организации, содержащиеся за счет бюджетных средств. КЫРГЫЗСКАЯ РЕСПУБЛИКА. Энергосектор ежегодно теряет 5-6% доходов из-за инфляции, - замминистра энергетики Н.Кожогулов. Общий объем генерации составляет 15 млрд 350 млн кВТ/ч, но сумма долговых обязательств составляет более 129 млрд сомов, добавил он. Н.Кожогулов объяснил, что пик по выплатам и кредитам приходится на 2025 год, а изношенность активов составляет 70%. На сегодняшний день стоимость электроэнергии самая низкая. Доходность еле покрывает расходы. С момента изменения тарифов прошло порядка 7 лет. Также показатели инфляции растут ежегодно. Цены меняются на все: услуги, стоимость оборудования, проектные материалы, топливо и так далее. Нельзя также забывать, что в энергетическом секторе работают более 16 тыс. сотрудников. Минэнерго предложило повысить тариф на электроэнергию, но он будет един для всех. Минэнерго разработало новые тарифы на электричество. В ближайшее время их вынесут на общественное обсуждение. Будет единый тариф для населения, без какого-либо деления на социальные группы или жителей высокогорья. Лимит на 1000 кВт/ч станет един для всего населения. Другой тариф будет для всех остальных категорий. Предлагается тариф в 1 сом 9 тыйынов для населения, то есть предлагается повысить тариф на 32 тыйына. Для жителей высокогорных районов не будет ограничений по потреблению электроэнергии ни в зимний, ни в летний периоды. Для основного населения предлагается оставить в зимний период порог в 1000 кВт/ч в связи с маловодьем. На остальные виды деятельности предлагаем повысить тариф до 5 сомов 4 тыйынов. Сейчас в Кыргызстане действует тариф по 77 тыйын за 1 кВт.ч, но он действует, только если пользователи не превышают лимита ( это 700 кВт/ч для обычных пользователей и для высокогорных районов 1000 кВт/ч). Свыше лимита они платят по 2,16 сомов за каждый лишний кВт/ч. Юридические лица платят 2,24 сома за 1 кВт/ч, насосные станции платят него 77,9 сомов, детские дома по 1,58 сомов. Для майнинг-ферм был установлен свой тариф в 2,91 сомов за 1 кВт/ч. Его установили в октябре 2020 года. Однако сейчас из-за энергокризиса майнеры стали фактически вне закона — их отлавливает ГКНБ в рамках работы «по демонтажу коррупционных проявлений в энергетическом секторе, а также с учетом существенного дефицита электроэнергии в республике». Минэнерго объединит «Северэлектро», «Ошэлектро», «Востокэлектро» и «Жалалабатэлектро» в одну компанию. Министерство энергетики объединит «Северэлектро», «Ошэлектро», «Востокэлектро» и «Жалалабатэлектро» в одну компанию. В настоящий момент в Кыргызстане насчитывается 4 распределительные компании, однако флагманом является только «Северэлектро». Их объединение - это вопрос времени. Первые шаги уже приняты. Нацэнергохолдинг занимается процессами объединения. На 90 млн сомов подписан контракт по строительству водосброса на Камбар-Атинской ГЭС-2. Еще есть дополнительная работа на 20 млн сомов. По постановлению правительства, генеральным подрядчиком проекта является «Нарынгидроэнергострой». Водосброс нужен для безопасности плотины. На данный момент вода проходит через 1 агрегат и водосброс. Когда будут построены второй и третий агрегаты, то вся вода будет проходить только через турбины. Проектная мощность 360 МВт, сейчас стоит агрегат на 120 МВт. Из них работает на 90 МВт, потому что выдача мощности ограничена. По проекту ЕАБР планируется ввести в работу второй агрегат и ОРУ-500 кВ. Тогда запертой мощности не будет. Все то, что будет вырабатываться, будет выдаваться в общую сеть. Гендиректор «Электрических станций» прокомментировал строительство Камбар-Атинской ГЭС-1. Емкость водохранилища Камбар-Атинской ГЭС-1 составит 5,4 млрд кубометров. Камбар-Атинская ГЭС-1 будет контррегулятором Токтогульской ГЭС. Это важное свойство. Свойство многолетнего регулирования и накопления воды. Вкупе с Токтогульской ГЭС оно позволит регулировать весь сток реки Нарын. Ориентировочная стоимость проекта по ТЭО составляет 2,9 миллиарда долларов, а срок строительства — 12 лет. Ранее министр энергетики Доскул Бекмурзаев рассказал, что строительство Камбар-Атинской ГЭС-1, возможно, будет финансироваться из средств Кумтора. Справка: По данным Госкомитета промышленности, энергетики и недропользования, стоимость проекта строительства Камбаратинской ГЭС-1 составляет $2 млрд 916,4 млн. За эту сумму по проекту строительства планировалось, что установленная мощность ГЭС составит 1900 МВт, ежегодная выработка электрической энергии — 5,1 млрд кВт.ч. Водохранилище объемом 4,65 млрд кубических метров будет осуществлять сезонное регулирование стока реки Нарын в интересах энергетики, компенсируя снижение зимней энергоотдачи ГЭС, работающих по ирригационному режиму. Предполагаемый срок реализации проекта — 2018-2025 годы. На сегодня не то, что на экспорт, для себя не можем найти электроэнергию, - депутат о проекте поставок э/э CASA-1000 «С мая до осени наша электроэнергия просто уходит в воду, и летом мы не сможем экспортировать электроэнергию», - сказал сегодня, 21 июня, депутат Жогорку Кенеша Умбеталы Кыдыралиев, говоря о проекте CASA-1000 на заседании комитета ЖК по бюджету и финансам. Если Кыргызстан не успеет реализовать проект к 2024 году, то предусматриваются большие штрафные санкции за неисполнение обязательств, пояснил депутат. «На сегодня не то, что экспорт, для нас самих не можем найти электромощности. Как вы считаете, что будет в конце? Мы же в итоге не можем исполнить свои обязательства» - спросил У.Кыдыралиев. Заместитель министра энергетики и промышленности Таалайбек Ибраев согласился с ним, сказав, что поднимаеися вопрос о том, как КР выйдет из этого года, есть намерения импортировать электроэнергию. Вместе с тем замминистра рассказал, что подписан меморандум с немецкими инвесторами по солнечной подстанции на 125 мегаватт в Токмоке, решен вопрос с землей, там будет построен технопарк, которому уйдет половина мощности этой подстанции, а оставшиеся 50% закупит Кыргызстан, рассказал Т.Ибраев. Второе — решен земельный вопрос по солнечным батареям на 62 га с общей мощностью в 300 мегаватт в Иссык-Кульском районе, в селе Тору-Айгыр, с компанией «Бишкек соларс» подписан меморандум, рассказал он. «Третье — КХМЗ в Орловке, вы сами знаете, там вместе с россиянами выращивают кремний. Они тоже планируют построить солнечную подстанцию на 200 мегаватт», - рассказал Т.Ибраев. На сегодня проблемы с возобновляемыми источниками энергии и малыми ГЭС не решаются, потому что все упирается в отвод земель, пояснил он. По данному вопросу проведены встречи с Ассоциацией ВИЭ, пояснил замминистра. Также по Камбар-Атинской ГЭС-1 главе кабинета министров предложили сделать проект национальным, сообщил он. Второй проект получения мощности — Камбар-Атинская ГЭС-2. «Если мы не будем двигаться вместе с CASA-1000, тогда по экспорту электроэнергии не сможем исполнить обязательства», - добавил замминистра. Справка: Проект передачи электроэнергии в странах Центральной Азии и Южной Азии CASA-1000 предусматривает экспорт сезонных излишков гидроэлектроэнергии из стран Центральной Азии для покрытия растущего спроса на электроэнергию в Афганистане и Пакистане. В Нацэнергохолдинге сменилось руководство. Заместитель министра энергетики и промышленности Таалайбек Ибраев представил коллективу Национального энергохолдинга новоназначенного председателя правления Асхата Бердиева. Электрические станции: Начат возврат электроэнергии в Казахстан и Узбекистан. С 1 июня 2021 года начат возврат электрической энергии в Казахстан и Узбекистан согласно ранее достигнутым договоренностям. Об этом сообщили в ОАО «Электрические станции». В компании напомнили, что 2 марта 2021 года Министерства энергетики и промышленности Кыргызстана и энергетики, экологии, геологии и природных ресурсов Казахстана подписали протокол по товарообмену электроэнергией. 11 марта 2021 года такой же документ подписан и между Министерствами энергетики и промышленности Кыргызстана и энергетики и водного хозяйства Узбекистана. Кроме того, приняты постановление и распоряжение правительства КР о товарообмене электрической энергией между Кыргызстаном и Казахстаном и между Кыргызстаном и Узбекистаном. «В соответствии с договоренностями с марта по ноябрь 2021 года Казахстан осуществит поставку (импорт) в Кыргызстан до 900 миллионов киловатт-часов электроэнергии. Узбекистан поставит с марта 2021 года по апрель 2022-го до 750 миллионов киловатт-часов электроэнергии. Объем электроэнергии, получаемый в рамках взаимообмена, составляет всего до 1 миллиарда 650 миллионов киловатт-часов. По условиям договоренностей Кыргызстан будет возвращать электроэнергию в объеме до 550 миллионов киловатт-часов в течение трех лет с июня по август с 2021 по 2023 год. В Казахстан должно поступать до 300 миллионов киловатт-часов, в Узбекистан — до 250 миллионов киловатт-часов», — рассказали в «Электрических станциях». Запланировано увеличение нагрузки ТЭЦ Бишкека летом до 155 мегаватт и зимой до 420 мегаватт. В итоге годовой объем выработки электроэнергии составит 2,5 миллиарда киловатт-часов. С марта по май 2021 года из Казахстана и Узбекистана в Кыргызстан уже поступило 675,9 миллиона киловатт-часов электроэнергии. В том числе из Казахстана мы получили 419,8 миллиона киловатт-часов, из Узбекистана — 256,1 миллиона киловатт-часов. Туркменистан готов поставить Кыргызстану газ и электроэнергию. Туркменистан готов удовлетворить все потребности Кыргызстана по газу и электроэнергии. Об этом стало известно в ходе двусторонних переговоров президента Туркменистана Гурбангулы Бердымухамедова с президентом Кыргызской Республики Садыром Жапаровым в расширеннном формате в Ашхабаде. Так, важным моментом в переговорах президент Бердымухамедов обозначил двустороннее сотрудничество в сфере энергетики. В частности, речь идет о поставках туркменского природного газа и электроэнергии в Кыргызстан. По его словам, туркменская сторона готова удовлетворить все потребности Кыргызстана и обсудить технические и организационные вопросы. Предложено на регулярной основе проводить совместные выставки, развивать контакт с бизнес-сообществом двух стран. РЕСПУБЛИКА МОЛДОВА Молдавская ГРЭС нарастила в первом квартале выработку электроэнергии на 11%. Одно из крупнейших приднестровских предприятий - Молдавская ГРЭС произвела в первом квартале 1,121 млрд. кВт/час электроэнергии – на 11% больше аналогичного периода 2020 г. Соответственно, увеличился и коэффициент использования установленной мощности станции – с 18,32% до 20,61%. Отпуск тепловой энергии вырос на 16%, до 46,5 тыс. Гкал, что обусловлено понижением среднего уровня температуры наружного воздуха в отопительный период по сравнению с предыдущим годом на 3,6 ̊С. Как и в прошлом году, в топливном балансе МГРЭС абсолютно доминировал газ - 99,9%, в то время как доля угля равнялась 0%, а мазута – 0,1%. МГРЭС – одна их крупнейших электростанций Восточной Европы. Она сдана в эксплуатацию в 1964 г. Располагает 12 энергоблоками общей установочной мощностью 2520 МВт, из которых задействовано лишь три-четыре. ГРЭС является основным поставщиком электроэнергии в Молдову, которая производит лишь четверть потребляемой энергии. Согласно новому контракту, с 1 апреля станция отпускает ее энергопредприятиям РМ по $53,5 за 1MВт/час. Молдова увеличила потребление электроэнергии почти на 5%. Электропоставляющие предприятия Молдовы (Gas Natural Fenosa Furnizare Energie и Furnizare еnеrgie electrice Nord) закупили в первом квартале почти 1,090 млрд. кВт/час электроэнергии - на 50,1 млн. (4,8%) больше, чем годом ранее, уплатив за нее 1,086 млрд. леев (-8,3%). Согласно данным Нацагентства по регулированию в энергетике (НАРЭ), потребителям данная электроэнергия была поставлена на 1,745 млрд. леев при среднем тарифе 160,2 бана за 1 кВт/час, тогда как закупочная цена равнялась 99,7 бана. Доля электроэнергии, закупленной у отечественных производителей, достигла 41,4%, или 451 млн. кВт/час на 540,8 млн. леев, а остальное - за рубежом (в Приднестровье и Украине - "И."). Причем, цена иностранной электроэнергии (85,4 бана за 1 кВт/час) намного дешевле молдавской (119,9 бана). Услуги по транспортировке электроэнергии принесли энергопредприятиям 156,8 млн. леев (+4,5%), а по распределению - 486,1 млн. (-14%). 45,5% поставленной электроэнергии пришлось на бытовых потребителей, а 54,5% - на остальных. Уровень расчетов за нее составил 99,7% (+3,2 п.п.). |