Добавить статью
17:21, 2 июля 2024 1374

Одобрена энергетическая программа до 2035 года. Каковы пути выхода из энергокризиса и режима ЧС в энергетике Кыргызстана?

Национальная энергетическая программа КР на период до 2035 года, рассмотрена и одобрена на заседании Жогорку Кенеша КР 27 июня 2024. Каковы же пути выхода из энергетического кризиса и режима чрезвычайной ситуации в энергетике Кыргызстана? Об этом рассказывает Валентина Касымова, д.э.н., профессор, руководитель исполнительной рабочей группы по разработке Национальной энергетической программы КР до 2035 года. (НЭП КР-2035).

Во первых разрешите поздравить Министра энергетики Т.Ибраева с успешной защитой НЭП КР-2035 перед депутатами и нас разработчиков поздравить, что обсуждение прошло в Палате Жогорку Кенеша без замечаний и с отметкой: 72 депутата -за и что все требования выполнены. 

Считаю, что это знаменательное событие и стратегический документ без которого страна жила вот уже 15 лет, исполнительная рабочая группа поработала на совесть с полной отдачей в соответствии с Методологией по стратегическому планированию устойчивого развития Минэкономики КР от 30 августа 2018 г. №1. и представлен в срок 31 мая 2023 г. в Минэнерго КР и прошел общественное обсуждение с 22 июня 2023 г. на сайте @koomtalkyy и в соответствующем порядке был передан в Кабинет Министров Президента КР.

Действовавшая НЭП на 2008-2010 гг. и стратегия развития ТЭК до 2025 года была одобрена Жогорку Кенешем 24 апреля 2009 г.. Однако не проводился ее мониторинг Министерством энергетики и топливных ресурсов КР и не вносились дополнения и изменения в соответсвии с вызовами времени. Отрасль все больше подвергалась угрозам энергобезопасности, что привело к глубокому энергетическому кризису в стране, так как не имела четко скорректированную стратегию развития ТЭК на долгосрочный период, в то время как необходимо было ее обновление раз в пять лет и проведение антикризисных мер. В стране нарастали внутренние и внешние угрозы энергетической безопасности: 

Сложившаяся экономическая ситуация в отраслях ТЭК и в электроэнергетике КР характеризовалась дефицитностью как по вводу мощностей, так и по финансовым ресурсам в развитие отрасли, что выражается в опережающих темпах роста расходов в целом по энергосистеме по сравнению с темпами роста доходов, который обусловлен неэффективной тарифной политикой и привело к убыточному состоянию отрасли, что доказывает о несостоявшемся энергетическом бизнесе и глубоком энергетическом кризисе в стране и дефиците энергоносителей (электроэнергии свыше 3 млрд.кВт.ч. ежегодно).

В связи с чем Указом Президента КР от 24 июля 2023 года № 178 было введено положение «О чрезвычайной ситуации в энергетической отрасли Кыргызской Республики» и необходимо было ускорить рассмотрение и утверждение данного документа, для вывода страны из энергетического кризиса и обеспечения энергетической безопасности. 

В качестве главной цели в НЭП -2035 поставлено: Обеспечение энергетической безопасности, доступности энергоносителей для каждого потребителя и  участия на международных рынках.

Программа определяет основные направления развития энергетического сектора и охватывает производство, передачу и распределение энергии, участие в региональных рынках электроэнергии, добычу топлива, импорт при их недостатке, экспорт при избытке, инновационные технологии и полную цифровизацию энергосистемы, вопросы адаптации к климатическим изменениям и выполнения международных обязательств, энергоэффективности и энергосбережения, экономически обоснованной тарифной политики, антикоррупционные и антикризисные мероприятия в управлении и контроле.

Определены следующие приоритеты: 

1. Устойчивое развитие отраслей ТЭК и ВИЭ. 

2. Управление спросом на энергоносители реального сектора и населения. 

3. Международное сотрудничествао и укрепление внешней энергетической политики.

4.Энергоэффективность, энергосбережение, экология и адаптация к климатическим изменениям.

5.Финансовое оздоровление и экономически обоснованная тарифная политика.

6.Совершенствование институциональных реформ, обеспечение инновационного развития и подготовки кадров.

Процесс разработки НЭП КР - 2035: 

- По каждому приоритету разработали с энергетическими компаниями меры , обсудили в Минэнерго КР, и передали в АПКР на заседание 12 апреля было обуждение проекта данного документа и одобрено для передачи на рассмотрение Жогорку Кенеша КР; 

- Разрабатывали разделы, согласовывали с отделами и членами рабочей группы энергетических компаний и госпредприятия Кыргызуголь, Кыргызнефтегаз, Кыргызжилкоммунэнерго, Бишкектеплоэнерго и др.

- Проводили анализ и прогноз энергопотребления и соответственно прогнозы развития отраслей и предприятий с учетом проведения энергосберегающей политики.

- Провели исследования с Климатическим центром Минприроды КР по снижению выбросов ПГ и по митигации и адаптации к условиям глобального потепления климата;

 - Разработали План мероприятий на 2023-2027 гг. и на период до 2035 г.

 - Уточняли и составили перечень объектов нового строительства и ввода их в действие и оценку их стоимости и необходимых капиталовложений;(Приложение 2)

- Уточняли С ДРТЭК при Минэнерго КР прогноз тарифов и готовность по ССТП 2021-2025 гг. их росту для покрытия затрат и получения прибыли ;

 - Результаты водно-энергетических расчетов в ОАО ЭС показали что, в свою оптимальную рабочую зону (19,5 – 9,7 млрд.м3) Токтогульское водохранилище может перейти с 2027 года и соответственно дефицит эдектроэнегии также устранится .)

Этапы реализации НЭП-2035

Первый этап охватывает среднесрочный период 2024–2027 годов.

Второй этап охватывает долгосрочный период 2028–2035 годов.

РЕАЛИЗАЦИЯ ЗАДАЧ И ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ.

При реализации задач  по приоритетам неоюходимо в 

электроэнергетике:

 – завершение реконструкции Токтогульской ГЭС; 

– завершение реконструкции Уч-Курганской ГЭС; 

 – ввод 2 и 3-го агрегатов Камбар-Атинской ГЭС-2;

  – строительство Камбар-Атинской ГЭС-1.

На первом этапе в 2024–2027 годах на существующих электрических станциях после завершения реабилитации Токтогульской ГЭС в 2025 году увеличится мощность на 240 МВт и продление срока эксплуатации на 35–40 лет. 

В 2023 году завершилась реконструкция Ат-Башинской ГЭС с увеличением мощности на 5,6 МВт. 

Завершение реабилитации Уч-Курганской ГЭС в 2028 году увеличит мощность на 28 МВт и повысит надежность электроснабжения.  В 2027 году планируется ввод второго гидроагрегата Камбаратинской ГЭС-2 и увеличение мощности на 120 МВт. 

Камбар-Атинская ГЭС-1 с установленной мощностью 1860 МВт. В 2023 году начаты подготовительные работы. Пуск первых гидроагрегатов планируется к 2031 году.

Верхне-Нарынский каскад ГЭС суммарной мощностью 234,5 МВт с суммарной выработкой электроэнергии в объеме 942,3 млн кВтч. Необходимо привлечь инвесторов и ввести в период 2029–2032 годов, из них Нарынскую ГЭС-2 в 2026–2029 годах, Нарынскую ГЭС-3 в 2026–2031 годах, Нарынскую ГЭС-1 в 2029–2032 годах. 

Казарманский каскад ГЭС суммарной мощностью 1160 МВт с суммарной выработкой электроэнергии 4460 млн кВтч, из них Алабугинская ГЭС 600 МВт, Кара-Булунская ГЭС-1 149 МВт, Кара-Булунская ГЭС-2 163 МВт, Тогуз-Тороузская ГЭС 248 МВт. Необходимо завершить переговоры с инвесторами и ввести в период 2027–2028 годов.

Суусамыр-Кокомеренский каскад ГЭС суммарной мощностью 1305 МВт с суммарной выработкой электроэнергии 3317 млн кВтч, из них Кара-Кольская ГЭС 33 МВт, Кокомеренская ГЭС-1 360 МВт, Кокомеренская ГЭС-2 912 МВт. Необходимо привлечь инвесторов и ввести в период 2027–2032 годов.

Увеличение выработки электроэнергии в летнее время (май-сентябрь) на ТЭЦ города Бишкек в период 2024–2028 годов (для уменьшения дополнительных попусков воды из Токтогульского водохранилища при экспорте электроэнергии по проекту CASA-1000 в объеме от 1,25 до 1,75 млрд кВт.ч).

Малые ГЭС. В 2024–2027 годах планируется ввод ГЭС на существующих водохранилищах с суммарной мощностью 80 МВт, в том числе ГЭС Бала-Саруу мощностью 21 МВт в Кировском водохранилище (ввод в 2024 году), ГЭС на Орто-Токойском водохранилище мощностью 21 МВт (ввод в 2026 году), Кара-Кульской ГЭС мощностью 18 МВт (ввод в 2026 году), Папанской ГЭС мощностью 20 МВт (ввод в 2027 году).

Солнечные и ветровые электростанции (СЭС и ВЭС)

Имеются все возможности строительства в 2024–2035 годах СЭС общей мощностью 3650 МВт с выработкой 6,6 млрд кВт.ч в год и 2 ВЭС общей мощностью 400 МВт 560 млн кВт.ч в год.

  • В 2023 году введена первая СЭС мощностью 80 кВт в КГТУ им.И.Раззакова (проект ЮСАИД «Энергетика Центральной Азии»).
  • В 2025 году в Тонском районе Иссык-Кульской области ОсОО «Бишкек-Солар» запланирован ввод СЭС мощностью 300 МВт.
  • В 2024 году ОсОО «Кун-Булагы» запланирован ввод СЭС мощностью 50 МВт.
  • В 2024–2027 годах компанией Moling Energy запланирован ввод СЭС мощностью 1500 МВт. Ввод 100 МВт в 2024 году, 650 МВт в 2025 году, 375 МВт в 2026 году и 375 МВт в 2027 году. 
  • В 2025–2026 годах в Иссык-Кульской области компанией Сhina Power International Development запланирован ввод СЭС мощностью 1000 МВт. Ввод 500 МВт в 2025 году и 500 МВт в 2026 году. 

При вводе указанных СЭС выработка в 2024 году составит 180 млн кВтч, в 2025 году – 3,5 млрд кВтч, в 2026 году – 3,7 млрд кВтч и в 2027 году – 6,6 млрд кВт.ч.

Две ветроэнергоустановки по 200 МВт намереваются соорудить к 2024 году с выработкой до 560 млн кВт.ч.

Согласно прогнозу баланса электроэнергии выработка электроэнергии возрастет на первом этапе с 14,2 млрд кВт.ч в 2024 году до 22,7 млрд кВт.ч в 2027 году или в 1,3 раза. При этом потребление за этот период возрастет в 1,1 раза. Дефицит ожидается в объёме 2,8 млрд кВт.ч в 2024 году, который будет снижаться, и профицит ожидается к 2025 году в объёме 448 млн кВт.ч. Таким образом, возможен выход из дефицита электроэнергии и мощности в энергосистеме страны с 2026 года. 

На втором этапе в 2028–2035 годы производство электроэнергии возрастет с 27,9 млрд кВт.ч в 2028 году и до 39,4 млрд кВт.ч в 2035 году или в 1,4 раза при росте потребления в 1,3 раза.  Таким образом, при опережающих темпах производства над темпами потребления электроэнергии возможно обеспечить резерв мощности в энергосистеме и соответственно экспорт.

В структуре производства электроэнергии доля ВИЭ возрастет с до 24 % в 2025 году, до 35 % в 2027 году и далее с вводом в действие Камбар-Атинской ГЭС-1, Верхне-Нарынского, Казарманского и Суусамыр-Кокомеренского каскадов ГЭС доля ВИЭ уменьшится до 20 % в 2035 году. 

Проведенные водно-энергетические расчеты (ВЭР) на период 2023–2035 годов, согласно прогнозу на базе действующих и с учетом ввода новых мощностей и роста потребления электроэнергии показали, что на сегодня проблема накопления или сохранения обьема воды в Токтогульском водохранилище остается напряженной. Чем дольше будет затягиваться строительство КАГЭС-1, тем будет тяжелее ситуация в кыргызской энергосистеме. С целью обеспечения оптимального водно-энергетического режима и рационального использования водных ресурсов в Нарынском бассейне необходимо ускорить строительство Камбар-Атинской ГЭС-1 и завершить строительство Камбар-Атинской ГЭС-2. 

Ввод КАГЭС-1 позволит работать Токтогульскому гидроузлу в оптимальном режиме, обеспечивая попуски воды в соседние республики в весенне-летний период и полностью потребности Кыргызской Республики в электроэнергии в осенне-зимний период. Главной задачей КАГЭС-1 будет компенсирующий режим работы и обеспечение потребности страны в электроэнергии, вырабатываемой Нижне-Нарынским каскадом ГЭС в осенне-зимний период. Это определяет его высокую эффективность и неоценимую роль в энергосистеме, так как возрастут возможности экспорта до 5,8 млрд кВтч в 2028 году, до 6,9 млрд кВтч в 2030 году и до 11,2 млрд кВт.ч к 2035 году. 

При этом необходимо:

– обосновать и утвердить нормативы потерь до 4 % в сетях 110–500 кВ и до 8 % в сетях 0,4–35 кВ;

– создать резерв мощности 360, 465 МВт; 

– создать условия для выравнивания суточных и сезонных графиков нагрузки (дифференцированные тарифы и другие методы);

– принять Правила устройства электроустановок, Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей и другие нормативные правовые акты в сфере обеспечения безопасности энергетического хозяйства и персонала;

– развивать инфраструктурные сооружения, так как ввод СЭС и ВЭС потребует дополнительные вводы электрических сетей и подстанций. 

В дальнейшем следует принять План перспективного развития передающих и распределительных электрических сетей на 2028–2035 годы и ежегодные Планы капитального строительства, модернизации и реконструкции.

Развитие электрических сетей

Исходная информация:

– в 2024 году ожидается начало экспорта электроэнергии в Афганистан и Пакистан по проекту CASA-1000;

– ОАО «НЭС Кыргызстана» выданы технические условия на подключение в 2024 году 82,3 МВт мощности, в 2025 году – 292,3 МВт;

– электроснабжение города Асман планируется от ПС 110 кВ «Тору-Айгыр» и «Бостери»;

– в Иссык-Кульской области планируется строительство крупных электростанций с использованием ВИЭ;

– в Джалал-Абадской области прогнозируется строительство объектов горнодобывающей промышленности;

– в городах Ош и Джалал-Абад прогнозируется рост нагрузок;

– снижена надежность электроснабжения Чон-Алайского района;

– реализуется проект «Модернизация и устойчивость электроэнергетического сектора»;

– увеличивается количество новостроек и жилмассивов;

– увеличивается количество электромобилей;

– планируется ввод электростанций с использованием ВИЭ.

Меры. Первый этап (2024–2027 годы)

– завершить строительство ВЛ 500 кВ «Датка-Худжант» протяженностью 455,8 км и установку дополнительной ячейки 500 кВ на ПС 500 кВ «Датка»; 

– привлечь инвестиции на строительство ПС 220 кВ «Учкун» и ВЛ 220 кВ «Учкун-ЛЭП Фрунзенская – Кемин» протяженностью 25 км;

– перевести ПС 35 кВ «Издательство» в городе Бишкек на напряжение 110 кВ; 

– привлечь инвестиции на строительство ПС 220 кВ «Каракол» и ВЛ 220 кВ «Тамга–Каракол» протяженностью 90 км и реконструкцию ПС 220 кВ «Тамга»;

– привлечь инвестиции на строительство ОРУ 500 кВ ПС «Иссык-Кульская» и ВЛ 500 кВ «Иссык-Кульская – Кемин».

– проработать проект по улучшению электроснабжения Чаткальского района (расширение ПС 110 кВ «Шекафтар», строительство ОРУ 220 кВ, установка автотрансформатора 125 МВА, строительство ВЛ 220 кВ «Кристалл – «Шекафтар» протяжённостью 120 км) и перевода ПС и ВЛ 35 кВ «Жаны-Базар» на 110 кВ и существующих сетей 110-35-10-6 кВ на ПС 220 кВ «Шекафтар». 

– завершить строительство новой ПС 220 кВ «Исанов» в Узгенском районе;

– проработать проект по повышению надежности электроснабжения Чон-Алайского района (перевод ПС 35 кВ «Дараут-Коргон» на 110 кВ с установкой двух трансформаторов по 16 МВА, строительством ВЛ 110 кВ «Алай – Дароот-Коргон» протяжённостью ориентировочно 90 км, строительством линейной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ «Алай»);

– проработать перевод ПС 35/6-10 кВ «Ош-3» на 110 кВ;

– проработать модернизацию ОРУ-110 кВ, ОРУ-35 кВ на существующих ПС 35-110-220 кВ (замена масляных выключателей, ОД-КЗ, панелей РЗА, аккумуляторных батарей, ОПН и др. оборудования);

– разработать план замены фарфоровых изоляторов на ВЛ 35 кВ во всех ПЭС; 

– в соответствии с проектом «Модернизация и устойчивость электроэнергетического сектора» выполнить реконструкцию сетей 0,4–10 кВ с заменой проводов на СИП протяженностью 350 км; строительство и реконструкцию 1000 трансформаторных подстанций 6–10/0,4 кВ, цифровизацию, установить 590 тыс. счетчиков АСКУЭ с внедрением систем SCADA и Billing;

– определить перспективные пункты (имеющие техническую возможность подключения) размещения зарядных станций для электротранспорта;

– установить трехдневный срок выдачи технических условий для подключения зарядных станций;

– установить 1172 трансформаторных подстанций общей мощностью 253,7 кВА, реконструировать и построить 2,5 тыс. км. сетей 0,4–6–10 кВ в 1332 новостройках и жилмассивах;

– разработать План перспективного развития передающих и распределительных электрических сетей на 2024–2027 годы и ежегодные Планы капитального строительства, модернизации и реконструкции;

– в связи с планируемым широким внедрением электростанций с использованием ВИЭ регулярно проводить исследования, совершенствовать систему автоматического регулирования частоты и мощности, систему противоаварийной автоматики, обеспечить сбор и обработку отсутствующих/недостающих данных телеизмерений в системе SCADA. 

Таким образом, в 2024–2027 годах улучшится состав, структура и качество сетей, повысится надежность электроснабжения.

Меры по развитию теплоснабжения

– разработать схему развития теплоснабжения города Бишкек до 2035 года;

– разработать Программу развития систем теплоснабжения городов и населенных пунктов (Ош, Джалал-Абад, Токмок, Кызыл-Кия, Каракол и др.);

– стимулировать использование ВИЭ (фотоэлектрические панели, солнечные коллекторы, тепловые насосы, геотермальная энергия, биогаз);

– разработать Программу модернизации и технического перевооружения котельных и тепловых сетей; 

– ввести котельные в 20 малых городах и поселках городского типа; 

– установить тарифы на тепловую энергию на уровне себестоимости; 

– регулярно обновлять Методику по расчету потребности в тепловой энергии зданий с учетом инноваций в архитектуре и строительстве.

Таким образом, повысится качество теплоснабжения, снизятся нагрузки на электрические сети.

Меры в сфере ВИЭ 

– строительство СЭС по регионам суммарной мощностью 3650 МВт и ВЭС 400 МВт к 2025 году;

– строительство биогазовых установок и использование отходов в качестве удобрения;

– строительство малых ГЭС и СЭС в Иссык-Кульской, Нарынской, Джалал-Абадской, Чуйской и Таласской областях (увеличение доли малых ГЭС и СЭС до 25 % к 2035 году); 

– ежегодные квоты ввода электростанций с использованием ВИЭ по мощности, регионам и видам электростанций;

– определение источников покрытия разницы между тарифами на электроэнергию и тарифами с учетом повышающих коэффициентов в соответствии с Законом Кыргызской Республики «О возобновляемых источниках энергии».

Угольная промышленность

Исходная информация:

– отсутствуют резервы мощностей по выработке электрической и тепловой энергии;

– слабое развитие децентрализованных источников теплоснабжения; 

– увеличение добычи угля обеспечивается за счет собственных средств предприятий;

– большие объемы угля импортируются из Республики Казахстан;

– в целях налаживания сотрудничества по экспорту и импорту угля подписано соглашение о торгово-экономическом сотрудничестве Республики Узбекистан и Кыргызской Республики.

Меры (2024–2035 годы) 

– провести модернизацию и техническое перевооружение существующих угольных предприятий; 

– провести освоение новых месторождений;

– проработать создание на новых месторождениях обогатительных и брикетных фабрик по производству бездымных брикетов;

– проработать вопрос газификации угля;

– проработать вопрос производства коксобрикетов для металлургического производства на базе коксующихся углей Узгенского каменноугольного бассейна.

Таким образом, на первом этапе возможен рост добычи угля до 2,5 млн т к 2027 году, на II этапе (2028 – 2035 годов) прогнозируется возможность увеличения добычи угля свыше 5,5 млн т к 2035 году, в том числе: 

– в Кавакском бассейне 1,5 млн т к 2027 году, на втором этапе до 3 млн т к 2035 году;

– в Иссык-Кульском бассейне до 1,45 млн т вплоть до 2035 года;

– в Южно-Ферганском бассейне от 248 тыс.т до 265 тыс. т к 2035 году;

– в Алайском бассейне на месторождении Кызыл-Булак 300 тыс. т на протяжении всего периода;

– в Северо-Ферганском каменноугольном бассейне от 140 тыс.т до 180-200 тыс.т к 2035 году.

В связи с увеличением добычи угля планируется:

– создание Центра мониторинга за производственно-хозяйственной деятельностью и текущей оперативной ситуацией в филиалах ГП «Кыргызкомур»;

– привлечение инвесторов для подземной разработки участка «Сулюкта-11», месторождения «Бешбурхан», участка «Маркай» каменноугольного месторождения «Кок-Жангак», углепроявления «Кабак-Балыкты» в Чон-Алайском районе Ошской области;

– привлечение инвесторов для приобретения автопогрузочной техники для поставок угля Кара-Кече и Мин-Куша на ТЭЦ города Бишкек;

– привлечение инвестиций для строительства обогатительной и брикетной фабрики;

– строительство сортировочного комплекса на участке «Центральный» месторождения Кара-Кече; 

– создание совместного кыргызско-узбекского предприятия по экспорту угля в Республику Узбекистан;

– получение лицензий на разработку перспективных угольных месторождений в Ошской, Джалал-Абадской и Баткенской областях;

– создание объединений угледобывающих предприятий Ошской, Джалал-Абадской и Баткенской областей по экспорту угля в Республику Узбекистан.

Нефтегазовая отрасль

Исходная информация:

– наблюдается спад добычи нефти и газа;

– добыча природного газа на существующих месторождениях незначительна и составила в 2022 году 29,8 млн м3 и к 2027 году рост составит до 40 млн куб.м, а к 2035 году возрастет до 50 млн м3 (недостаточно для обеспечения населения, промышлености и других сфер);

– несмотря на незначительные объемы добычи, ОАО «Кыргызнефтегаз» является прибыльным предприятием (так, при росте себестоимости добычи нефти за период 2023–2027 годы на 5 % доходы превышают расходы);

– большие объемы газа импортируются (в 2022 году импорт составил 387 млн.м3);

– не решен вопрос поставки нефти из стран ЕАЭС.

Меры

1. Повышение эффективности и надежности системы газоснабжения в разрезе регионов.

2. Увеличение добычи ОАО «Кыргызнефтегаз» нефти и газа по всем месторождениям: 

– ввод в эксплуатацию новых месторождений нефти «Восточный Шамалды», «Северный Избаскент» и «Алаш»;

– освоение месторождения «Майлу-Су IV–Восточный Избаскент» (запасы около 4,0 млн т);

– ежегодное проведение геолого-технических мероприятий на 100–120 нефтяных скважинах;

– ежегодное проведение гидроразрыва пласта на 15–30 нефтяных скважинах;

– ежегодное бурение новых скважин (35–50 скважин к 2025 году) и дополнительное бурение по две разведочных скважины.

3. Реализация Стратегии развития ОАО «Кыргызнефтегаз» в области геологоразведочных работ на нефть и газ путем:

– составления технических проектов на разработку месторождений нефти «Восточный Шамалды», «Северный Избаскент» и «Алаш»; 

– составления проекта на бурение поисковой скважины на площади Междуреченская и бурение 1-й поисково-разведочной скважины в 2024 году;

– получения новых 3 лицензий на геолого-поисковые работы на площадях «Кугарт», «Жаны-Арык» в Джалал-Абадской области и «Ачик-Таш» в Ошской области;

– подача заявки на получение лицензий на геологоразведочные работы;

– ускорения геолого-поисковых работ на площади «Междуреченская» и подача заявок для получения лицензий.

Таким образом, добыча нефти по прогнозу ОАО «Кыргызнефтегаз» возрастет до 250 тыс.т к 2025 году и до 270 тыс.т к 2027 году, что позволит загрузить Джалал-Абадский НПЗ.

Полное обеспечение природным газом прогнозируется за счет увеличения импорта с 387 млн м3 в 2022 году до 686 млн м3 в 2027 году или в 1,8 раза и к 2035 году – 859 млн м3 или в 1,25 раза. 

Газоснабжение

Исходная информация:

– закупочная цена на природный газ составляет 150 долларов США за 1000 м3 (мировые цены выше);

– в 2022 году потребление газа составило всего 387 млн м3 газа (справочно: потребление Армении составляет более 2,5 млрд м3 газа в год, Беларуси – 20 млрд м3);

– объемы поставок ежегодно увеличиваются, в 2022 году поставки составили 387 млн м3 или на 40 % больше, чем в 2021 году (278 млн м3);

– по долгосрочному прогнозу в ближайшие 20 лет мировое потребление газа вырастет на 20 %;

– наблюдается сезонное повышение цен на уголь.

Кроме того, в соответствии с Генеральной схемой газификации Кыргызской Республики до 2030 года намечается увеличить поставки природного газа на первом этапе с 403 млн м3 в 2023 году до 723 млн м3 к 2027 году и на втором этапе – до 855 млн м3 к 2035 году, в том числе: 

– в городе Бишкек увеличение составит с 232 млн м3 в 2023 году до 448 млн м3 к 2027 году и до 548 млн м3 к 2035 году; 

– в Чуйской области до 192 млн м3 к 2027 году и до 240 млн м3 к 2035 году;

– в Ошской области до 40 млн м3 к 2027 году и до 55 млн м3 к 2035 году;

– в Джалал-Абадской области до 11 млн м3 к 2027 году и 15 млн м3 к 2035 году.

Меры:

1. Развивать газовые месторождения в Джалал-Абадской

2. Рекомендовать ОАО «РСК Банк», ОАО «Айыл-Банк» кредитование населения по сниженным процентным ставкам для подключения к газовым сетям.

3. Составить перечень населенных пунктов, новостроек, жилмассивов и т.д. для газификации и внести предложения в Кабинет Министров Кыргызской Республики о финансировании из республиканского бюджета.

4. Составить перечень угольных котельных, провести сравнительный анализ затрат и выгод при использовании угля и газа и внести рекомендации о целесообразности (или нет) перевода на газ.

5. Стимулировать использование газа автотранспортом

Таким образом обеспечение опережающих темпов производства электро- и теплоэнергии, угля, нефти и природного газа будет способствовать выводу страны из энергетического кризиса, а энергетику из чрезвычайной ситуации в намеченные Президентом КР сроки к августу 2026 года. 

Следует отметить неимоверные усилия Премьер Министра Акылбека Жапарова, министра энергетики Таалайбека Ибраева и конкретные действия к ускоренному сооружению намеченных объектов отраслей ТЭК, и проведение переговорных процессов на страновом, региональном и международном уровне по привлечению инвесторов и иностранных инвестиций.

Мониторинг и оценка. По итогам исполнения Плана мероприятий на период на 2024- 2027 года будет оцениваться достигнутый прогресс через Матрицу индикаторов мониторинга и оценки реализации НЭП-2035 (Приложение 3) и приниматься политические решения по оптимальному использованию ресурсов и выбору альтернативных возможностей для последующих шагов с разработкой следующего Плана мероприятий на 2028-2035 годы.

С полной версией НЭП 2035 можно ознакомиться на сайте Жогорку Кенеша Кыргызской Республики. 

Стилистика и грамматика авторов сохранена
Добавить статью
Комментарии будут опубликованы после проверки модератором
Для добавления комментария необходимо быть нашим подписчиком

×