Люди привыкли к комфорту, возможному благодаря движению электрических зарядов, но не думают о том, как электроэнергия попадает в дом. Безусловно, большинство помнит уроки физики и знает, что за выключателем тоже есть «жизнь», но известен ли всем процесс появления электроэнергии в Кыргызстане? Где она вырабатывается? Почему передача и распределение электроэнергии — это разные звенья одной цепи? Почему страна зависит от приточности воды в Токтогульском водохранилище, а экспорт и импорт электроэнергии — это необходимость?

Не все задумываются над этими вопросами и не у всех есть ответы на них. Это подтверждают результаты исследования, проведенного в рамках Программы информирования общественности по энергетическому сектору. Оказалось, что население зачастую не понимает специфики производства электроэнергии и не знает, что «электроэнергию нельзя разлить по канистрам и приберечь на черный день», не задумывается о сезонности получаемой электроэнергии и не видит взаимосвязи между производством электроэнергии и природно-климатическими условиями.

Tazabek решил разобраться и рассказать, где рождается электричество и почему Кыргызстан можно назвать страной гидроэнергетики, как электроэнергия доходит до потребителя и почему в сети часть ее обязательно теряется, а также в чем кроется причина круговорота экспорта и импорта электроэнергии в стране.

Согласно данным брошюры «Энергетика Кыргызстана — энергия жизни», а также данным Нацэнергохолдинга Кыргызстана, на сегодняшний день энергетика страны представлена рядом крупных объектов выработки, передачи и распределения электроэнергии: десятки электростанций, сотни подстанций, тысячи километров линий электропередач. Это ключевые цифры, с которых можно и нужно начать знакомство с системой энергообеспечения страны и понять как все устроено.

Что же касается выработки электроэнергии, то ее показатели растут. Если в 2010 году было выработано 11 млрд 857 млн кВтч., то в 2019 году объем составил 15 млрд 48 млн кВтч. При несложных математических манипуляциях можно понять, что разница насчитывает 3 млрд 191 млн кВтч. Однако за 10 лет это не самый высокий уровень выработки электроэнергии. К примеру, в 2017 году энергообъекты «добыли» 15 млрд 151 млн кВтч. Наоборот, самый низкий уровень наблюдался в 2015 году, когда было получено 12 млрд 786 млн кВтч.

Выработка электроэнергии, конечно же, связана с мощностью энергообъектов, но еще больше она зависит от природно-климатических условий. Полноводность рек, а в особенности наполняемость Токтогульского водохралища — вот одно из главных звеньев энергетической цепи Кыргызстана.

По словам эксперта Управления генерации и передачи энергии Нацэнергохолдинга Аската Абылаева, существует закономерность природной приточности воды — цикличность, которая влияет на уровень выработки электроэнергии. В многоводный период объекты могут вырабатывать 12-15 млрд кВт.ч. в год, в то время как в маловодный период выработка значительно снижается. Кроме того, помимо генерации электроэнергии вода из водохранилища используется для орошения земель в Узбекистане и Казахстане в рамках межгосударственных соглашений.

В маловодные периоды ГЭС работают в ограниченном режиме, что ведет к нагрузке на ТЭЦ и необходимости импорта электроэнергии. Если об импорте можно поговорить подробнее позже, то о нагрузке на ТЭЦ нужно сказать сейчас. В первую очередь нужно обратить внимание на взаимосвязь между объемом воды в водохранилище и нагрузкой на теплоэлектроцентраль.

	Режим				Нагрузка на ТЭЦ
	Благоприятный — 19 млрд м3				до 320 МВт
	Приемлемый — 16 млрд м3				до 550 МВт
	Критический — 14,5 млрд м3				до 650 МВт

Рост нагрузки на ТЭЦ из-за снижения выработки на ГЭС прямо пропорционален росту расходов на поддержание необходимого уровня работы ТЭЦ.

Допустим, что эталоном служит благоприятный режим, когда наполненность водохранилище находится на максимуме, а нагрузка на ТЭЦ в норме — до 320 МВт. В этом случае затраты насчитывают 3,6 млрд сомов, за которые покупается 1 млн тонн угля, 13 млн кубометров газа и 4 тыс. тонн мазута. При переходе в приемлемый режим, обусловленный средней приточностью воды, нагрузка вырастет до 550 МВт, а расходы до 5,5 млрд сомов. Разница в 1,9 млрд сомов — это траты на дополнительную закупку еще 500 тыс. тонн угля и 17 млн кубометров газа.

При критическом режиме нагрузку на ТЭЦ необходимо будет увеличить до 650 МВт, что предполагает рост расходов почти в 2 раза — до 7 млрд сомов. Закупка угля увеличится до 2 млн тонн, а закупка газа — до 39 млн кубометров (в 3 раза).

Сократить нагрузку на ТЭЦ и снизить зависимость энергетики от приточности воды можно было б за счет реализации «зеленого» потенциала. Безусловно, крупные ГЭС — это так же объекты, использующие возобновляемые источники энергии, но под общую статистику ВИЭ в Кыргызстане они не попадают. Это связано с ограничением по мощности.

По словам заведующего сектора развития ВИЭ и энергоснабжения Государственного комитета промышленности, энергетики и недропользования Бекнура Маратбекова, потенциал всей гидроэнергетики страны используется на 10%. Что же касается малых ГЭС, то их потенциал насчитывает 258 МВт, а это 5,8 млрд кВт.ч. в год. Помимо гидроресурсов имеется потенциал и других возобновляемых источников энергии.

Внедрение новых мощностей, конечно, очень важно для энергообеспечения страны, но выработка электроэнергии это только часть длинного пути электричества. Мало его выработать, его нужно передать на следующий этап — «пустить» по линиям 500 кВ, 220 кВ и 110 кВ. Это высоковольтные линии электропередач, по которым ОАО «Национальная электрическая сеть Кыргызстана» доводит электроэнергию до подстанций и передает распределительным компаниям. В стране насчитывается 7,5 тыс. км ВЛ 110-500 кВ и 194 подстанции 110-500 кВ.

Ранее Кыргызстан был крайне зависим от соседей в этом вопросе. Это было связано с тем, что большая часть объектов выработки электроэнергии находится на юге страны, в то время как большая часть потребителей на севере. Расположение сетей еще с советских времен было организовано таким образом, что электроэнергия, выработанная на юге, шла к «северным» потребителям через соседей: Казахстан и Узбекистан. Если во времена СССР это не было проблемой, то с получением независимости Кыргызстан остался зависеть от транзита электроэнергии. Многие годы страна либо платила за транзит, либо рассчитывалась иными способами, здесь нужно вспомнить «водные» соглашения. Для того, чтобы все таки стать независимыми было решено реализовать проект по строительству ЛЭП «Датка—Кемин».

По первой фазе была построена и сдана в эксплуатацию в 2014 году подстанция «Датка», а затем были возведены подстанция «Кемин» и ЛЭП «Датка—Кемин». Эта линия электропередач позволила обеспечить полноценное электроснабжение и энергетическую безопасность всего севера республики без транзита через энергосистемы соседей — НЭСК смог передавать вырабатываемую на ГЭСах электроэнергию распределительным компаниям. Абоненты Бишкека, Чуйской, Таласской, Иссык-Кульской и Нарынской областей перестали быть заложниками веерных отключений.

Таким образом, по словам эксперта управления НЭХК Асхат Абылаев, за счет одного проекта удалось создать собственное внутреннее энергокольцо 500/220 кВ, обеспечить надежность электроснабжения в стране, обеспечить внутреннюю энергетическую безопасность, а также получить дополнительные электрические сети 500 кВ.

В Научно-исследовательском институте энергетики и экономики считают, что стратегической задачей национальной энергетической системы Кыргызстана является необходимость форсированного наращивания объемов генерации электрической энергии. В этой связи государственную энергетическую политику, в том числе и тарифную политику, а также имеющиеся рыночные механизмы надо направить в достижение главной цели — обеспечение растущей потребности в электроэнергии.

Необходимость ввода дополнительных мощностей к 2023 году:

Но в разговоре о наращивании «мышц» в обеспечении потребностей не стоит забывать, что возможности полноценной  модернизации и реконструкции существующих объектов энергетики и строительство новых ограничены дефицитом средств в энергокомпаниях. Дефицитом, который вызван социально-ориентированными тарифами — стоимость 1 кВт.ч не покрывает затраты на его производство и транспортировку.

Конечно, в сферу энергетики вливается значительный объем инвестиций, на проекты берутся кредиты, и сами задумки воплощаются, однако тема тарифа и, следовательно, доходов отрасли остается ключевой в развитии и расширении энергетических возможностей страны, в том числе для покрытия роста потребления. Это своего рода замкнутый круг, так как кредиты нужно отдавать, а источником средств в этом случае должны стать доходы от продажи электроэнергии.

Но даже с решением вопроса о покрытии растущего потребления, на повестке дня остаются вопросы распределения электроэнергии, износа оборудования и нагрузки на сети. Здесь также нужно разобраться со всем по порядку.

По словам эксперта Управления распределения электроэнергии и теплоснабжения Нацэнергохолдинга Жаныбека Алимбекова, распределением электроэнергии занимаются 4 РЭК: «Северэлектро», «Востокэлектро», «Ошэлектро» и «Жалалабадэлектро». На балансе этих компаний находится 57 тыс. 164 км линий электропередач, 38 тыс. 610 подстанций и трансформаторных подстанций суммарной мощностью 11 млн 147 тыс. кВА.

За счет этих мощностей распредкомпании обслуживают 1 млн 435 тыс. 528 абонентов: 1 млн 342 тыс. абонентов среди населения, 6,3 тыс. промышленных абонентов, 3,7 тыс. бюджетных, 3,3 тыс. сельхозабонентов и 80 тыс. прочих.

Такие цифры — это результат ежегодного прироста абонентов. Одним из ключевых моментов в этом вопросе являются новостройки. По словам Ж.Алимбекова, подключение новостроек к сетям сегодня является болезненным вопросом для распредкомпаний. В первую очередь это связано с увеличением нагрузки на сети, а также ростом потерь электроэнергии. На данный момент в стране насчитывается 1 тыс. 307 новостроек. Более 111 тыс. абонентов, проживающих в этих новостройках, уже заключили договоры с РЭКами. Для этих новостроек уже установлено 2,1 тыс. трансформаторных подстанций. Но для того, чтобы обеспечить электроэнергией всех, необходимо установить еще 1,2 тыс. трансформаторных подстанций и протянуть 2,4 тыс. км электросетей. На все это потребуется 1 млрд 954 млн сомов.

Помимо этого на загруженность сетей влияет сезонный фактор. Согласно анализу, зимнее потребление электроэнергии в 2,5 раза больше летнего вследствие использования электроэнергии на цели отопления. Таким образом, нагрузка на сети растет, а сами сети достигают уровня износа, который уже давно перешел красную черту и стремится к критическому.

Теме износа энергетического оборудования в Кыргызстане следует уделить особое внимание. По данным НЭХК, на сегодняшний день степень износа основного оборудования электрических сетей составляет более 70%, при этом большой процент сетей и оборудования распределительных электрокомпаний не пригодны для дальнейшей эксплуатации.

«Доля изношенного оборудования, находящегося в эксплуатации 1,5–2 нормативных срока, увеличивается и составляет порядка 20% для подстанций 35/6–10 кВ и 35% для подстанций 6–10/0,4 кВ», - рассказал эксперт Нацэнергохолдинга Ж.Алимбеков.

В целом, специалисты энергоотрасли приходят к выводу, что фактически имеет место накопление износа оборудования выше критического уровня. В международной практике износ основных фондов на уровне 30% принято считать критическим, а износ выше 30% — ненадежным. Сегодня в отрасли энергетики КР износ основных фондов выше 60%, что классифицируется как опасный уровень.

Если посмотреть на износ оборудования в разрезе энергокомпаний, то картина выглядит еще более плачевно. Однако, конечно, объясняет такое количество кредитов, которые выделяются на модернизацию и реконструкцию существующих объектов, а также строительство новых энергопредприятий.

Износ сетей напрямую влияет на аварийные отключения электроэнергии, а это значит, что плохое состояние сети в том или ином месте может оставить без электричества как отдельно стоящий дом, так и населенный пункт. Поэтому реконструкция и техническое перевооружение физически изношенного и морально устаревшего оборудования рассматриваются как приоритетное направление инвестиционной политики в РЭК.

В ежедневной же жизни надежное функционирование объектов электроэнергетики обеспечивается постоянным проведением ремонтных работ. С помощью современных систем управления технологическими активами оптимизируется процесс управления ремонтными работами, обеспечивается баланс между рисками отказа оборудования и затратами на его обслуживание и ремонт.

Как сообщают в НЭХК, с 2014 по 2019 годы на капитальное строительство было потрачено более 7 млрд сомов, на текущий ремонт — 2 млрд 256 млн сомов, на капительный ремонт — 2 млрд 385 млн сомов. Всего затраты на ремонтные работы и капитальное строительство достигли 11 млрд 796 млн сомов.

Суммарная нагрузка, износ оборудования, протяженность и сечение ЛЭП становятся причиной потерь электроэнергии в сетях. Но также нужно отметить, что потери возникают на каждом этапе передачи электрической энергии (подстанции, линии высокого и низкого напряжения, трансформаторы, электросчетчики). Но, к слову, в этом аспекте Кыргызстану удается улучшать показатели.

По словам Ж.Алимбекова, в 2010 году только потери по РЭКам составляли 26,7% от поступления, а 10% из них приходилось на коммерческие потери, сейчас же общий объем потерь снизился до 17,68%. Этот объем делится на потери НЭСК в сетях 500 кВ, 220 кВ и 110 кВ в размере 5,48% и потери распредкомпаний (сети 35/1016 кВ — 5-6%, сети 0,4 кВ — 6,2-7,2%) в размере 12,2%. В общей сложности на потери приходится более 2 млрд кВт.ч.

«На цифры влияют технические потери и изношенность оборудования. Еще к потерям можно отнести ухищрения населения, которое старается показать меньший объем использованного электричества, нежели есть на самом деле. Сейчас компании работают над сокращением таких фактов. Допустим, за 2018 год по РЭК было выявлено почти 44 тыс. случаев нарушения правил пользования электроэнергии. Было начислено неучтенной электроэнергии в размере 171 млн кВт.ч», - рассказал Ж.Алимбеков.

В Нацэнергохолдинге также добавили о внедрении системы АСКУЭ — «умных» счетчиков» — для ограничения несанкционированного доступа к электроэнергии и контроля разрешенной мощности.

Несмотря на сложное положение электросистемы Кыргызстан продолжает экспортировать электроэнергию. Казалось бы, в чем необходимоть экспорта, если энергосистема страны находится в шатком физическом состоянии. Однако на все есть ответы. Почему же страна экспортирует электроэнергию? Да просто потому что не может этого не делать. Здесь в первую очередь нужно вспомнить особенность устройства энергосистемы в стране. Она зависит от наполняемости рек — постоянной смены многоводного и маловодного периодов.

«Электроэнергия — это товар. У нас есть Токтогульское водохранилище, которое является регулятором наших станций. В многоводный год максимальный объем воды может достигать 19,5 млрд кубометров. Чтобы объяснить необходимость экспорта, достаточно представить большую чашу воды. Когда вы наливаете в нее слишком много, то вода начинает переливаться. Чтобы переливов не было — в нашем случае это будут попуски воды — нужно использовать воду для выработки электроэнергии», - объясняет эксперт Управления генерации и передачи энергии Нацэнергохолдинга Асхат Абылаев.

Эксперт управления Нацэнергохолдинга также пояснил, что выработанную электроэнергию нельзя хранить «в чаше» до необходимого момента. Если для внутреннего потребления она не нужна, то ее необходимо продать.

«При максимальной приточности воды в водохранилище — более 19 млрд кубов на 1 октября — мы можем экспортировать 1 млрд кВт.ч. в год. При этом нагружая ТЭЦ не более, чем на 320 МВт. Для примера, выработка 1 кВт.ч. электроэнергии на ТЭЦ будет стоить 3,5 сома. При средней приточности — 16 млрд кубометров — возможный экспорт составит 800 млн кВт.ч. Нагрузка на ТЭЦ вырастет до 550 МВт. При накоплении в Токтогульском водохранилище 14 млрд кубометров нагрузку на ТЭЦ нужно будет увеличить до 650 МВт и к концу ОЗП у нас будет критический уровень воды», - сказал А.Абылаев.

Фиксированной стоимости электроэнергии при экспорте нет. Выбор тарифа зависит от результата проведенных переговоров. Выбирается 2-3 страны для сравнения цен и технических возможностей. К примеру, с 2017 по 2018 годы Кыргызстан экспортировал в Узбекистан 2 млрд кВт.ч. электроэнергии. В период вегетации цена 1 кВт.ч. составляла 2 цента, в зимний период — 2,4 цента. Примерно 1,4-1,6 сома за 1 кВт.ч. Для сравнения, тариф для населения составляет 0,77 тыйына. 

Экспорт электроэнергии, млн кВтч.

Однако на смену многоводному периоду и необходимости экспорта электроэнергии приходят «голодные» времена, когда Кыргызстан не может в достаточной мере покрывать потребность налесения в электроэнергии. Дефицит возникает из-за недостаточного объема воды в водохранилище, последующего снижения работы ГЭС, нагрузки на ТЭЦ, а также взаимосвязанного с этим роста расходов на выработку электроэнергии.

По словам специалиста НЭХК, технические возможности пропуска сетей не позволяют закупить в Таджикистане более 240 млн кВтч. Из Казахстана по линиям 500 кВ Кыргызстан может импортировать 1-1,5 млрд кВт.ч.

«Именно из этих стран в 2014 году мы импортировали электроэнергию: из Таджикистана 215 млн кВт.ч., из Казахстана — 118 млн кВт.ч. Также мы закупала электроэнергию и в 2015-2016 годы, но в 2017 году, наоборот, начали экспорт. Таким образом, видно, что 3 года у нас была цикличность по маловодному периоду. За это время мы закупили около 1,5 млрд кВт.ч., однако в многоводный период 2017-2018 годов экспортировали 2 млрд кВт.ч. То есть мы получили прибыль», - объяснил эксперт управления НЭХК А.Абылаев.

На данный момент Госкомитет промышленности, энергетики и недропользования ведет переговоры с соседними республиками о возможном импорте электроэнергии. Это Казахстан, Узбекистан, Таджикистан, а также Туркменистан с необходимостью транзита через Узбекистан.

Как добавил А.Абылаев, иногда импорт электроэнергии осуществляется на основе товарообмена. Так, в 2019 году Кыргызстан осуществил с Казахстаном товарообмен на 250 млн кВт.ч. Были подобные соглашения между Казахстаном, Узбекистаном и Кыргызстаном об использовании ресурсов реки Сыр-Дарья, однако на сегодняшний день это соглашение ни одной стороной не исполняется, поэтому Кыргызстан выступил с инициативой возобновить работу в этом направлении. 

Решение подобных вопросов, безусловно, хороший шаг, но некоторые специалисты энергоотрасли не согласны с тем, что импорт обоснован только природными условиями. Так, эксперт Национального института стратегических исследований Валентина Касымова сообщила, что текущий уровень потребности страны в электроэнергии составляет 12-13 млрд кВт.ч в год. При этом, если выработка электрических станций Кыргызстана в многоводный период превышает 15 млрд кВт.ч и в периоды средней приточности опускается до 14 млрд кВт.ч., то в маловодный периоды составляет 13 млрд кВт.ч.

«Значит, собственные электростанции Кыргызстана вырабатывают столько, сколько необходимо стране даже в период маловодья. Дефицит возникает из-за высокого уровня потерь в энергосистеме, годовой объем которых составляет порядка 2,4-2,5 млрд кВт.ч.», - пояснила она.

Таким образом, из сказанного следует сделать вывод, что основу в системе энергоснабжения закладывают природно-климатические условия, обязывающие действовать по определенному алгоритму. Однако зависимость от природных условий не освобождает от ответственности по части износа генерирующих станций, основного оборудования, а также линий электропередач. Все это в совокупоности приводит страну к необходимости покупать то, что благоприятные годы Кыргызстан сам продает соседним странам.

В целом, реабилитировать энергосистему нужно уже сейчас без оглядки на вынужденное сокращение расходов, недофинансирование, низкие тарифы и сложности процесса, ведь все это может привести к постепенному разрушению каждого из звеньев большой цепи, а воскресить систему из пепла будет практически невозможно.