75198 Энергетический кризис в Таджикистане в зимний период: Альтернативные варианты обеспечения баланса спроса и предложения ноябрь 2012 года Дэрил Филдс Aртур Кочнакян Гари Стаггинс Джон Безан-Джонс Йоханес Хониг Мечтилд Хорн CAEWDP Multi- Регион Европы и Центральной Азии Всемирный банк Donor Trust Fund ©2012 Международный банк реконструкции и развития /Всемирный банк 1818 H Street NW Washington DC 20433 Телефон: 202-473-1000 Интернет: www.worldbank.org Все права защищены Данный отчет является результатом работы сотрудников Международного банка реконструкции и развития/Всемирного банка. Выводы, интерпретации и заключения, изложенные в этой работе, не обязательно отражают мнения исполнительных директоров Всемирного банка или правительств, которые они представляют. Всемирный банк не гарантирует точности данных, включенных в эту работу. Границы, цвета, названия и другая информация, указанная на картах, в этой работе не предполагает мнение Всемирного банка относительно правового статуса какой- либо территории, подтверждения или признания таких границ. Права и Разрешения Материал настоящей публикации защищен авторским правом. Копирование и/или передача части или всего документа без разрешения является нарушением действующего законодательства. Международный банк реконструкции и развития/Всемирный банк приветствует распространение своей работы и, как правило, дает разрешение на воспроизведение части материала незамедлительно. Для получения разрешения на копирование или перепечатку любой части этой работы, пожалуйста, отправьте запрос с полной информацией на следующий адрес: Copyright Clearance центр Inc, 222 Rosewood Drive, Danvers, MA 01923, USA, телефон: 978-750-8400 факс: 202 - 522-2422, электронная почта: pubrights@worldbank.org. СОДЕРЖАНИЕ СОКРАЩЕНИЯ ........................................................................................................................................................................... F КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ ........................................................................................................................................................ I 1. ЦЕЛЬ ИССЛЕДОВАНИЯ ................................................................................................................................................ 1 2. РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТАДЖИКИСТАНЕ ............................................................................................... 3 2.1 Развивающийся энергетический рынок в Таджикистане ............................................................................. 3 2.2 Текущий спрос на электроэнергию ................................................................................................................ 4 2.3 Прогнозы относительно спроса на электроэнергию ..................................................................................... 7 2.4 Экспортные возможности ............................................................................................................................ 23 3. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ ........................................................................... 26 3.1 Характеристика существующей электроэнергетической системы ........................................................... 26 3.2 Модернизация гидроэлектростанций ........................................................................................................... 28 3.3 Развитие гидроэнергетики ............................................................................................................................ 29 3.4 Тепловые электростанции ............................................................................................................................. 33 3.5 Импорт электроэнергии ............................................................................................................................... 35 3.6 Негидроэнергетические возобновляемые источники энергии (ВИЭ) ....................................................... 40 4. СОКРАЩЕНИЕ ДЕФИЦИТА ЭНЕРГИИ ................................................................................................................. 42 4.1 Альтернативы на период до 2020 года......................................................................................................... 42 4.2 Затраты, доступность и финансовые возможности ..................................................................................... 47 4.3 Задачи и возможности ................................................................................................................................... 52 5. ДОЛГОСРОЧНАЯ ПЕРСПЕКТИВА .......................................................................................................................... 54 5.1 Максимизация полезности гидроэнергетики ................................................................................................ 54 5.2 Обеспечение баланса между тепловой и гидроэнергетической выработкой .......................................... 57 6. ПРИОРИТЕТНЫЕ ДЕЙСТВИЯ ................................................................................................................................. 59 ПРИЛОЖЕНИЕ 1: МЕТОДОЛОГИЯ ................................................................................................................................. 61 ПРИЛОЖЕНИЕ 2: ТОРГОВЛЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ В ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ .............................................. 66 ПРИЛОЖЕНИЕ 3: ГОТОВНОСТЬ ПЛАТИТЬ ................................................................................................................ 75 ПРИЛОЖЕНИЕ 4: ПЕРЕХОД НА ДРУГИЕ ВИДЫ ТОПЛИВА И ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ ...................... 76 ПРИЛОЖЕНИЕ 5: ВОССТАНОВЛЕНИЕ СУЩЕСТВУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ......................................... 82 ПРИЛОЖЕНИЕ 6: ОПИСАНИЕ АЛЬТЕРНАТИВ ПОСТАВОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ......................................... 97 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ....................................................................................................................................................... 74 Рисунки Рисунок 1: Ежемесячный спрос на электроэнергию (с разбивкой по секторам), 2009 год ................ 5 Рисунок 2: Ежемесячные объемы вырабатываемой электроэнергии, 2009 год................................... 7 Рисунок 3: Воздействие мер по увеличению тарифов, по переходу на альтернативные виды топлива и по повышению энергоэффективности за счет регулирования спроса, 2012 – 2020 гг. ................................................................................................................................................................ 19 Рисунок 4: Гарантированная гидроэнергетическая мощность и выработка электроэнергии "с" и "без" инвестиций в модернизацию ............................................................................................... 26 Таблицы Таблица 1: Неограниченный рост спроса ................................................................................................ 7 Таблица 2: Экономия электроэнергии и расходы на реализацию мер по повышению эффективности использования электроэнергии .................................................................................... 21 Таблица 3: Показатели зимнего спроса до принятия и после принятия мер по увеличению тарифов, по переходу на альтернативные виды топлива и по повышению энергоэффективности (ГВт/ч) ................................................................................................................ 23 Таблица 4: Возможности для экспорта согласно расчетным данным ................................................. 25 Таблица 5: Основные данные по ГЭС рассматриваемые в данном исследовании как варианты энергоснабжения (без учета проектов ГЭС с водохранилищем) ........................................ 31 Таблица 6: Основные данные вариантов снабжения тепловой энергии ............................................. 33 Таблица 7: Основные данные альтернатив энергоснабжения за счет импорта .................................. 39 Таблица 8: Меры для удовлетворения спроса на энергию к 2020 году ............................................... 43 Таблица 9: Ликвидация дефицита электроэнергии зимой .................................................................... 43 Таблица 10: Расчет долгосрочных средних дополнительных затрат (LRAIC) на развитие энергетического сектора Таджикистана в период до 2020 года........................................................... 48 Таблица 11: Инвестиционные потребности в 2012 - 2020 гг (2012 млн. долл. США) ....................... 51 Таблица 12: Инвестиционные потребности в 2012 – 2020 гг (2012 2012 млн. долл. США) ............. 51 Таблица 13: Выбросы от новых тепловых станци (до 2020) ................................................................ 53 Tаблица 14: Альтернативные варианты энергоснабжения для Таджикистана – ПРИОРИТЕТНЫЕ ДЕЙСТВИЯ до 2020 года ....................................................................................... 60 Вкладки Вкладка 1. Модель роста спроса на электроэнергию: ............................Error! Bookmark not defined. Вкладка 2. Укрепление системы социальной защиты и энергетических программ в Молдове…………………………………………………………………………………10 Вкладка 3. Краткий обзор существующей системы отопления в Таджикистане ............................... 13 Вкладка 4. Переход на альтернативные виды топлива в Армении ...................................................... 15 Вкладка 5. Обобщенный опыт успешной реализации мер по повышению энергоэффективности в Республике Беларусь, Литве и Польше ......................................................... 17 Вкладка 6. Справочная информация по «ТАЛКО» ............................................................................... 18 Вкладка 7. Оценка гарантированной мощности гидроэлектростанций………………….…………27 Вкладка 8. Выгоды, связанные с торговлей энергоносителями………………………………………32 Вкладка 9. Мировая алюминиевая промышленность – Последние тенденции……………………..40 Вкладка 10. Определение LRAIC энергии……………………………………………………………..42 Выражение признательности Настоящий документ подготовлен со стороны Дэрил Филдс, Артур Кочнакян, Гари Стаггинс, Джон Безан-Джонс и Тахмины Мухамедовой, под наблюдением и руководством Филиппа Ле Уэру, Сарой Кумар Джа и Ранджит Ламек. Ценные комментарии предоставили следующие эксперты: Глен Морган, Самир Шукла, Вивьен Фостер, Жан-Мишель Деверней. В отчете также использовались ценные идеи, мнения и опыт Катерины Руггери Ладерчи, Хезер Уорли, Ифтихара Халил, Йоханеса Хениг, Каруны Филипс,Маршы М. Олив, Мехтилда Хорн, Мехрназ Теймуриян, Рикард Лиден, Салман Заиди, Сунил Кумар Хосла, Венкатараман Кришнасвами и Вольфхарта Поль, Авторы хотели бы поблагодарить многих из других организаций и государственных учреждений за объяснения и предоставленные знания по различным аспектам энергетического сектора Республики Таджикистан. Всемирный банк высоко оценивает вклад и поддержку оказанную Правительством Республики Таджикистан. Большое количество министерств и ведомств представили данные, системную информацию и советы. Всемирный банк, в частности, выражает благодарность заместителю Министра энергетики и промышленности Пулоду Мухиддинову за координацию участия Правительства Республики Таджикистан и Барки Таджик. Настоящий отчет публикуется в рамках Программы поддержки по управлению энергетическим сектором (ESMAP) и Программы развития водноэнергетических ресурсов Центральной Азии (CAEWDP). ESMAP, программа по координации глобального знания и сотрудничества в оказании технической поддержки, осуществляемая Всемирным банком при финансовой поддержке официальных двусторонних доноров, оказывает содействие странам низким и средним уровнем дохода, своим клиентам в деле предоставления современных услуг в сфере энергетики и сокращения масштабов бедности и обеспечения экологически устойчивого экономического развития. Программа управляется и финансируется консультативной группой, состоящей из двусторонних доноров и многосторонних учреждений, представляющих такие страны как Австралия, Австрия, Канада, Дания, Финляндия, Франция, Германия, Исландия, Нидерланды, Норвегия, Швеция, Великобритания, и Группу Всемирного банка. Программа CAEWDP направлена на укрепление энергетической и водной обеспеченности в Центральной Азии, и поддерживается трастовыми фондами Швейцарского экономического бюро по сотрудничеству (SECO) и DFID (Великобритания). СОКРАЩЕНИЯ АБР Азиатский банк развития БТ «Барки Таджик» ЭСЦА Энергетическая система Центральной Азии Теплоэлектроцентраль ЦАРЭС Программа центральноазиатского регионального рынка ЦАЮА Центральная Азия Южная Азия (Линия электропередачи) ТЭЦ Тепло-энерго централь ГТКЦ Газовая турбина, используемая в комбинированном цикле КЛЛ Компактная люминесцентная лампа КННК Китайская национальная нефтегазовая корпорация СНГ Содружество независимых государств РОС Районная отопительная сеть ВВП Валовой внутренний продукт ГВт/ч Гигаватт-час ПРТ Правительство Таджикистана ЕЦА Регион Европы и Центральной Азии ППЭ Программа повышения энерговооружённости ЕСОСПЭ Европейская сеть операторов систем передачи электроэнергии ЕС Европейский союз ПТВН Постоянный ток высокого напряжения ГЭС Гидроэлектростанция ФИП Финансовый институт-посредник кВт/ч Киловатт-час СПИДП Средний прирост издержек в долгосрочной перспективе МВт Мегаватт СВЭС Северо-Восточная энергетическая система (Афганистан) СПЭ Соглашение о поставках электроэнергии СЭ Фотогальвеническая (Солнечная энергия) ВИЭ Возобновляемые источники энергии RECCA Конференция регионального экономического сотрудничества по Афганистану ROR Русловой (Естественный) ПРЭ Передача и распределение электроэнергии ТАЛКО Таджикская алюминиевая компания ТЭС Тепловая электростанция ТУТАП Туркменистан, Узбекистан, Таджикистан, Афганистан и Пакистан (линия электропередачи) ТВт-ч Тераватт-час ОЭС Объединенная электроэнергетическая система СССР Союз Советских Социалистических Республик СГГК (США) Служба геологии, геодезии и картографии США ГП Готовность платить ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КРИЗИС В ТАДЖИКИСТАНЕ В ЗИМНИЙ ПЕРИОД: АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ВАРИАНТЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БАЛАНСА СПРОСА И ПРЕДЛОЖЕНИЯ КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ Электроэнергетическая система Таджикистана находится в кризисном состоянии. Приблизительно 70 процентов населения Таджикистана страдает от повсеместного дефицита электроэнергии в зимнее время. Указанный дефицит электроэнергии, оцениваемый на уровне около 2700 гигаватт-час (ГВт/ч), т.е. приблизительно четверть от общей потребности в электроэнергии, приводит к экономическим потерям, которые согласно расчетам ежегодно составляют более 200 миллионов долларов США, или 3 процента от ВВП страны. Помимо финансовых издержек, связанных с недостаточной выработкой электроэнергии, население Таджикистана несет и социальные издержки, включая загрязнение воздуха внутри жилых помещений при сжигании дров и угля в домах; чрезвычайно холодные зимы также сказываются на здоровье людей. Уровень дефицита электроэнергии значительно повысился в 2009 году, когда прекратилось взаимодействие Таджикистана с соседними странами в рамках коммерческих поставок электроэнергии через Энергетическую систему Центральной Азии (ЭСЦА); в совокупности с продолжающимся износом основных средств производства электроэнергии в Таджикистане ситуация еще больше усугубилась. Вопрос, связанный с дефицитом электроэнергии не решается в связи с отсутствием инвестиций в новые энергетические мощности и в связи с отсутствием улучшений в сфере ремонта и эксплуатации существующих мощностей. У потребителей электроэнергии нет достаточных стимулов для сокращения потребления, поскольку уровень тарифов является одним из самых низких в мире. Без принятия незамедлительных мер по устранению причин кризисной ситуации в сфере электроснабжения в Таджикистане и при растущих потребностях на электроэнергию, к 2016 году (более трети потребности в электроэнергии в зимний период) ее дефицит может возрасти приблизительно до 4500 ГВт/ч (т.е. почти до одной четвертой от общего объема потребления в настоящее время) или даже больше. «Барки Таджик», государственная компания, занимающаяся поставкой электроэнергии, продолжает обеспечивать функционирование системы энергоснабжения Таджикистана в трудных условиях, однако сама система становится все более уязвимой к крупномасштабным авариям, что может поставить под угрозу поставку электроэнергии всем потребителям и принести огромный вред экономике Таджикистана. Правительство Республики Таджикистан признает важность и проблемы энергетической безопасности и поэтому принимает различные меры, чтобы помочь удовлетворить спрос. В ежегодном послании президента Эмомалии Рахмона Маджлиси Оли (Парламент) Республики Таджикистан (20 апреля 2012 г.) подчеркнута важность энергосберегающей политики, эффективного рационального использования энергетических ресурсов и развития, сокращения потерь энергии, и текущее изучение новых источников энергии. i Всемирный банк осуществил это исследование с целью оказания содействия Правительству Таджикистана (ПРТ) в поиске путей преодоления имеющегося дефицита электроэнергии и создания надежной основы для удовлетворения растущего спроса на электроэнергию в Таджикистане. В рамках исследования внимание сосредоточено на вопросах инвестиций и изменений мер политики на период до 2020 года, с целью укрепления финансового, технического и институционального потенциала энергетическо сектора Таджикистана, а также для того, чтобы ПРТ смогло подготовиться к масштабному увеличению генерирующих мощностей. В исследовании рассматриваются альтернативные варианты спроса и предложения (например, тепловые станции, русловые ГЭС, другие источники возобновляемой энергетики, энергоэффективность, управление спросом). Исследование не охватывает крупные гидроэлектростанции с водохранилищем, учитывая их сложность и возможных задержек в реализации таких проектов согласно мировому опыту. Исследование не включает предлагаемый проект Рогунской ГЭС, который в настоящее время является предметом всестороннего исследования с целью определения затрат, экономической, технической, экологической и социальной целесообразности реализации проекта. Тем не менее, рекомендации исследования актуальны и представляют собой срочные меры, которых необходимо осуществить в ближайшие 4-5 лет для решения энергетического кризиса страны в зимнем периоде и создания основы для долгосрочной энергообеспеченности. Причины дефицита электроэнергии в стране в зимний период заключаются в сочетании таких факторов как низкие объемы выработки гидроэлектроэнергии зимой и высокий уровень потребления, вызванный потребностью в отоплении. Основная часть планируемых русловых ГЭС, согласно существующим проектам, представляют собой дорогие источники энергии, обеспечивающие ограниченную выработку в зимний период. Изначально спроектированные для эксплуатационного режима в рамках Центральной Азии без национальных границ, данные ГЭС спроектированы с установленной мощностью превышающей зимний сток рек. В контексте текущего операционного режима энергосистемы Таджикистана это приведет к увеличению стоимости зимней выработки электроэнергии и усугубит проблему летнего излишка. Проекты предполагаемых ГЭС (в частности проекты ГЭС без накопления и хранения воды) необходимо пересмотреть с учетом внутренних потребностей и региональных возможностей и ограничений. По объектам, расположенным на реке Пяндж, необходимо будет согласовывать действия с Афганистаном, что вносит элемент неопределенности относительно сроков реализации соответствующих проектов. В связи с этим, предполагается, что в период до 2020 года новые русловые гидроэнергетические мощности не смогут играть важную роль в деле обеспечения потребностей в энергоснабжении. Восстановление регионального рынка электроэнергии может обеспечить для Таджикистана существенное и экономически приемлемое снижение зимнего дефицита электроэнергии, а также обеспечить выгоды соседним странам. Распад рынка электроэнергии, функционирующей посредством Энергетической системы Центральной Азии (ЭСЦА), явился решающим фактором, который способствовал возникновению кризиса электроснабжения в Таджикистане. Было потеряно доверие между соседними странами и чтобы исправить ситуацию необходимо время. При этом, усилия по восстановлению рынка электроэнергии представляют собой важный фактор для обеспечения стабильности в сфере энергоснабжения в Таджикистане, а также для реализации огромных потенциальных экономических выгод всеми странами Центральной Азии (оцениваемых в размере более 2 миллиардов долларов США при наличии умеренных приростных издержек). На настоящий момент выявлены не относящиеся к гидроэнергетике малочисленные варианты ii электроснабжения, связанные с возобновляемыми источниками электроэнергии. Повышение эффективности использования электроэнергии, выработка электричества за счет тепловой энергии и переход на другие виды топлива для отопления являются единственными альтернативными вариантами для Таджикистана помимо восстановления рынка электроэнергии между странами. ПРТ необходимо сосредоточить внимание на трех путях решения вопроса об устранении дефицита электроэнергии в зимний период: (1) перспективных планах повышения энергоэффективности, направленных на снижение экономически неоправданного использования электроэнергии; (2) новые источники выработки электроэнергии за счет тепловой энергии (способные работать на двух видах топлива) в качестве дополнения к существующим гидроэнергетическим источникам в зимнее время; (3) увеличение импорта энергии с целью оптимизации использования излишка электроэнергии, вырабатываемой в соседних странах. Стратегические меры, заключающиеся в сочетании указанных вариантов решений, позволят практически устранить зимний дефицит электроэнергии уже к 2016 году, однако достижение указанных целей требует целенаправленной работы ПРТ и поддержки со стороны его партнёров в сжатые сроки. В этом отношении необходимо разработать пакет реформ мер политики, принять меры по стимулированию рынка электроэнергии и осуществить инвестиции. Меры по регулированию спроса и переходу к другим видам топлива в зимний период и сократить потери могут стать наиболее важными и неотложными факторами, способствующими решению проблемы, что позволит в 2016 году сократить ожидаемый дефицит более чем приблизительно на 40 процентов. Указанные меры должны осуществляться с учетом новых поставок (включая обновление/модернизацию мощностей в ходе восстановления существующих объектов энергоснабжения) и импорта электроэнергии (около 24 и 37 процентов соответственно), при этом остающийся недостаток будет устраняться за счет перехода на альтернативные виды топлива. Меры по снижению спроса на электроэнергию внутри страны: Амбициозная программа повышения энергоэффективности (ППЭ) должна быть всеобъемлющей с охватом производственного сектора, зданий и сооружений и должна также включать дальнейшие меры по снижению потерь в рамках энергосистемы, а также привести в соответствие тарифы на электроэнергию. Реализация ППЭ может обеспечить экономию порядка 1635 ГВт/ч электроэнергии в зимние месяцы к 2016 году. Опыт, полученный в рамках производственного сектора других стран показал, что в случаях когда цены на электроэнергию устанавливаются с учетом полной себестоимости, и предприятия находятся в частной собственности и барьеры для конкуренции в основном устранены, то частный сектор быстро повышает эффективность использования энергии. Оценка потребления электроэнергии и ее сбережения в государственной компании Таджикистана по производству алюминия «ТАЛКО», , проводится консалтинговой фирмой при финансовой поддержке Всемирного банка. Данная оценка обеспечила фактические материалы относительно перспектив в сфере инвестиций, направленных на повышение эффективности использования электроэнергии, что позволит сэкономить 1180 ГВт/ч/в год при сроке окупаемости капиталовложений, составляющем 2,5 года в среднем. Такого рода инвестиции помогут снизить дефицит электроэнергии в шесть зимних месяцев приблизительно на 420 ГВт/ч к 2016 году; при этом можно обеспечить увеличение объема запасов воды в Нурекском водохранилище для использования ее в зимнее время для выработки электроэнергии. Указанные инвестиции будут в существенной степени способствовать устранению дефицита электроэнергии, имеющего место в настоящее время в iii зимние месяцы, а также повышению рентабельности «ТАЛКО». Если бы «ТАЛКО» перенесла проведение текущего ремонта оборудования с летнего периода (текущая практика) на зимний, инвестиции в повышение энергоэффективности могли бы осуществляться как часть регулярно планируемых циклов технического обслуживания в течение 3-4 лет, способствуя сокращению потребления электроэнергии в зимний период дополнительно на 150 ГВт/ч. Опыт других стран показал, что инвестиции в энергоэффективность жилых зданий могут снизить потребление электроэнергии на 20 процентов при умеренных объемах капиталовложений; 50 процентов экономии можно обеспечить посредством реализации комплексного инвестиционного плана по достижению энергоэффективности. Затраты на меры по повышению энергоэффективности обычно составляют менее 5 центов/кВт/ч и, главным образом, является наименее затратным способом решения проблем, связанных с дефицитом электроэнергии. Умеренные инвестиции в меры по теплоизоляции зданий и сокращению утечки воздуха могут обеспечить значительные результаты в вопросах эффективного использования электроэнергии. С учетом ограниченности доходов многих потребителей, внимание в рамках программы повышения энергоэффективности изначально должно быть сосредоточено на низкозатратных инвестициях, имеющих высокую отдачу. Указанная программа может включать три основных составляющих: (1) разработка системы стимулов для потребителей с целью нормирования использования электроэнергии посредством более высоких тарифов на электроэнергию; (2) обеспечение низкозатратного финансирования для контроля энергопотребления и инвестиций в повышение эффективности использования электроэнергии; (3) оказание поддержки посредством обмена информации по вопросам энергоэффективности. Финансирование для реализации такой программы может обеспечиваться сочетанием средств доноров, средств климатических фондов, а также собственных средств потребителей. Потери электроэнергии в сетях по передаче и распределению электроэнергии в Таджикистане почти в два раза выше, чем уровень, отражающий положительный опыт в данной сфере и этот вопрос должен быть включен в ППЭ в качестве важной составляющей. При финансовой поддержке Всемирного банка, ПРТ начало реализацию программы страны по сокращению потерь в энергосистеме, однако на настоящий момент достигнутые в рамках программы результаты являются скромными. Рекомендуется ускорить реализацию указанной программы по сокращению потерь в энергосистеме с 18 процентов (текущий показатель) до 12 процентов к 2020 году, при этом промежуточный показатель на 2016 год должен составить 15 процентов. Меры по увеличению объемов выработки электроэнергии в стране: В период до 2020 года модернизация существующих гидроэнергетических объектов является одним из важных компонентов плана преодоления кризиса в Таджикистане, связанного с дефицитом электроэнергии в зимний период. Многие объекты гидроэнергетики продолжают функционировать, уже давно выработав расчетные ресурсы по эксплуатации. Они продолжают работать благодаря временным мерам, принимаемым работниками сектора при этом объемы выделяемых средств значительно ниже принятых для данной отрасли нормативов, оставляя энергетическую систему страны под угрозой катастрофического нарушения работы, если в скором времени в рамках сектора не будут приняты меры по обеспечению надлежащего технического обслуживания и усовершенствованию технологии для повышения мощностей. Рекомендуется проработать iv приоритетные инвестиции с целью осуществления мер по модернизации для повышения производительности существующего оборудования и увеличения выработки электроэнергии на единицу затрат воды. Хотя расчетная стоимость модернизации составляет более 1 миллиарда долларов США, предположительно, это будет представлять собой один из примеров наиболее экономически эффективных инвестиций в сферу обеспечения электроснабжения, поскольку позволит в среднесрочной перспективе избежать общесистемного коллапса в энергетике страны. ПРТ необходимо обеспечить ускорение реализации сооружения тепловых электростанций. При этом в качестве топлива на начальном этапе может использоваться дешевый уголь, добываемый в стране. Тепловая электростанция может вырабатывать 1000 ГВт/ч в год, функционируя в базисном режиме в зимний период и частично в месяцы до зимы, когда объемы вырабатываемой гидроэлектроэнергии недостаточны для удовлетворения потребностей в полном объеме. ГВт/чкВт/ч Кроме того, с учетом перспектив обнаружения местных запасов газа и/или возобновления поставок газа из Узбекистана или Туркменистана, ПРТ необходимо рассмотреть вопрос о том, чтобы тепловая электростанция мог работать на двух видах топлива (уголь и газ). Такая гибкость с точки зрения использования топлива могла бы в дальнейшем обеспечить возможность для использования чистого дешевого местного газа при умеренных приростных инвестиционных издержках. ПРТ необходимо также рассмотреть вопрос об увеличении использования вторичного тепла для отопления зданий. Тепловую электростанцию можно спроектировать как комбинированную, вырабатывающую и электричество и тепло (КТЭС), чтобы вторичное тепло, вырабатываемое могло быть использовано для отопления домов в Душанбе в течение зимы. Побочное тепло, вырабатываемое на «ТАЛКО», можно использовать для отопления зданий в прилегающем к заводу городе. Инвестиции в использование побочного тепла, можно осуществить в четырехлетний период. Опыт многих стран Европы и Центральной Азии показывает, что такое решение хорошо себя оправдало. Меры по увеличению региональной торговли электроэнергии: Импорт электроэнергии можно увеличить ГВт/ч до 400-1,550 ГВт/ч в зимние месяцы. В краткосрочной перспективе Таджикистан мог бы импортировать электроэнергию из Узбекистана. Однако что касается среднесрочной перспективы, такой вариант может быть нереализуемым, если у Узбекистана к тому моменту возникнет дефицит электроэнергии по сравнению с объемами внутреннего спроса. Поскольку энергосистема Таджикистана испытывает трудности, связанные с серьезным дефицитом электроэнергии, поставки имеющейся электроэнергии из Узбекистана во внепиковый период могут обеспечить сокращение дефицита в Таджикистане в зимний период, увеличить выработку Нурекской ГЭС и создать возможности для использования гибких механизмов для поставок электроэнергии из Узбекистана. Например, в случае ухудшения баланса спроса и предложения на электроэнергию в Узбекистане, может возникнуть необходимость для замены стандартного механизма, применяемого для импорта электроэнергии из Туркменистана на соглашение о свопе, в рамках которого Туркменистан будет поставлять электроэнергию в Узбекистан, который, в свою очередь, будет поставлять такой же объем электроэнергии в Таджикистан, в дополнение к новым линиям передач непосредственно с Туркменистаном. v Вопросы, требующие рассмотрения Программа, описанная выше, является амбициозной, но ситуация с электроснабжением в Таджикистане является катастрофической. С учетом экономических и социальных издержек энергетического кризиса в Таджикистане, необходимо отметить, что основной задачей Всемирного банка в этом отношении является помощь ПРТ в решении вопросов дефицита электроэнергии в зимнее время наиболее экономически приемлемым способом из имеющихся в распоряжении. Предлагаемые планы потребуют существенной готовности, четкой организации и финансирования. Вполне очевидно, что энергетический сектор Таджикистана не имеет возможности выделения средств на осуществление указанных инвестиций при наличии действующих тарифов на электроэнергию. Ниже приведен перечень ключевых вопросов, которые необходимо решить: 1. Реализация предлагаемого плана потребует 3,4 миллиардов долларов США на предстоящий восьмилетний период, приблизительно 380 миллионов долларов США в год (около 5 процентов от ВВП). Программа такого масштаба потребует широкой поддержки со стороны ряда партнеров Таджикистана: кредитно-финансовых институтов, доноров, соседних стран и представителей частного сектора. ПРТ необходимо подготовить конкретную программу (включая меры, которые будут осуществлены) и активно включиться в ее реализацию, а также заручиться широкой поддержкой со стороны партнеров. 2. При наличии действующих низких тарифов на электроэнергию указанный план, направленный на разрешение кризиса, связанного с дефицитом электроэнергии в Таджикистане, практически неосуществим; в краткосрочной перспективе необходимо обеспечить повышение тарифов на электроэнергию приблизительно на 50 процентов1. Предположительно, такое повышение тарифов необходимо осуществить по возможности в кратчайшие сроки для того, чтобы: (i) сдерживать рост спроса при обеспечении стимулов, способствующих экономному использованию электроэнергии; (ii) помочь в финансировании хотя бы части программы инвестиций. Задержка в принятии мер по повышению тарифов на электроэнергию может привести к задержкам в решении вопроса связанного с дисбалансом спроса и предложения, что может привести увеличению издержек, связанных с отключением потребителей электроэнергии. Указанное повышение тарифов будет приблизительно составлять одну треть от будущих расчетных затрат на поставку электроэнергии и будет ниже расчетного уровня готовности платить для большинства потребителей. Окончательный размер тарифов на электроэнергию будет значительно ниже уровня, установленного в других странах региона. Точный размер требуемого увеличения тарифов будет определяться по результатам детального финансового анализа с учетом приоритетов с точки зрения инвестиций в энергетический сектор и мер социальной помощи для защиты бедных слоев населения. 3. Необходимо разработать меры адресной социальной поддержки для защиты интересов потребителей, представляющих бедные экономически незащищенные группы населения. ПРТ рекомендуется обеспечить указанные меры адресной поддержки для бедных слоев населения в сочетании с программами, направленными на повышение эффективности использования электроэнергии домохозяйствами с целью сокращения объемов ее потребления при обеспечении уровня жизни, безопасного для здоровья. Опыт 1 Предлагаемое повышение тарифов на 50 процентов представляет собой увеличение в реальном выражении. vi показывает, что экономическая отдача при реализации программ для бедных по повышению эффективности использования электроэнергии в жилом фонде часто довольно высокая, поскольку, как правило, изначально речь идет о зданиях, в которых имеют место высокие потери тепла. 4. Необходимо свести к минимуму уровень увеличения загрязнения окружающей среды при выработке электроэнергии с использованием угля и импортируемого природного газа, а также связанные с этим риски для здоровья людей и климата. Вполне очевидно, что тепловой энергии необходима, чтобы сбалансировать изменчивость выработки гидроэлектроэнергии, а также чтобы обеспечить электроснабжение потребителей страны в течение всего года. Инвестиции в объекты, работающие на угле, чтобы обеспечить на них использование и природного газа, должны рассматриваться с качестве приоритетных, поскольку это позволит заменять уголь природным газом, когда он будет в наличии. 5. Восстановление доверия и устранение политических барьеров для коммерческих поставок электроэнергии позволит всем странам Центральной Азии воспользоваться открывающимися в связи с этим возможностями. Синхронизация энергосистем, вероятно, откроет значительные преимущества не только для Таджикистана, но и соседних стран, поэтому указанная задача имеет большое значение для всех стран Центральной Азии. Она может быть решена, поскольку Узбекистан еще имеет потенциал для выработки дополнительных объемов электроэнергии. Более неотложной задачей также является сокращение торговых барьеров, чтобы способствовать передаче электроэнергии через Узбекистан в рамках соглашения о свопе или на основе других механизмов с целью реализации существующих соглашений между Туркменистаном и Таджикистаном. Восстановление доверия потребует (i) тщательно составленных контрактов в краткосрочной перспективе; (ii) разработки новых рыночных механизмов и режимов взаимодействия для поддержания долгосрочных коммерческих поставок электроэнергии. vii 1. ЦЕЛЬ ИССЛЕДОВАНИЯ 1. Надежная система электроснабжения является крайне необходимой для экономики Таджикистана, включая стоящие перед страной задачи в области снижения уровня бедности. В отсутствие надежной, экономически обоснованной системы электроснабжения в течение всего года предприятия Таджикистана не имеют возможности осуществлять инвестиции, функционировать и создавать рабочие места; медицинские учреждения и учебные заведения не могут работать в полном объеме или без риска в условиях частных отключений электроэнергии в зимний период; население страдает от загрязнения воздуха в жилых помещениях при использовании дров для отопления и приготовления пищи. Электричество также потребляется двумя секторами производящими продукцию, представляющую самые крупные статьи экспорта страны: алюминиевой промышленностью и сельским хозяйством, доля которых в годовом ВВП Таджикистана составляет около 30 процентов и на которые приходится почти 45 процентов экспортных поступлений страны. В настоящее время электроэнергия является самым дешевым из доступных источников, используемых для отопления домов. Таким образом, как жилой, так и промышленный сектор в существенной степени зависят от электричества в вопросах отопления, а также освещения и производственных процессов. Правительство отвечает за руководство реализацией программ, направленных на обеспечение баланса предложения и спроса на электроэнергию. 2. Правительство Республики Таджикистан (ПРТ) признает важность и проблемы энергетической безопасности и принимает различные меры с целью содействия в удовлетворении спроса. В ежегодном послании президента Эмомадии Рахмона Маджлиси Оли (Парламент) Республики Таджикистан (20 апреля 2012 г.) подчеркнута важность энергосберегающей политики, эффективного рационального использования энергетических ресурсов и развития, сокращения потерь энергии, и текущее изучение новых источников энергии. 3. Цель данного исследования заключается в оказании содействия Правительству в дальнейшем определении путей удовлетворения растущего спроса на электроэнергию в Таджикистане; при этом особое внимание сосредоточено на проблемы касающихся зимнего дефицита электроэнергии, который составляет примерно 24% от зимнего спроса на электроэнергию. В рамках исследования также рассматривается вопрос о потенциальных преимуществах связанных с экспортом электроэнергии, в частности, в летние периоды, когда объем выработки ГЭС превышает потребности страны. Исследование рассматривает ряд альтернатив по скорейшему удовлетворению спроса на электроэнергию и разработки в кратчайшие сроки плана мер по смягчению социальных и экономических издержек зимнего дефицита. Исследование сосредоточено на нескольких инициативах, которые могут быть запущены сразу и одновременно, которые определят основные составляющие энергообеспеченности Таджикистана, а именно: сдерживание неустойчивого роста спроса, защита существующей базы активов, и устранение теплового/водного дисбаланса в энергетическом секторе. 4. В настоящем исследовании не рассматриваются гидроэлектростанции с крупным (сезонным) водохранилищем. Основным проектом предлагаемым ПРТ в данной категории является проект Рогунской гидроэлектростанции на Вахшском каскаде, который в настоящее время изучается. Учитывая текущий статус оценочных исследований по Рогунскому ГЭП и мировой опыт, который демонстрирует тот факт, что реализация таких 1 крупных и сложных гидроэнергетический проектов, даже если они считаются технически и экономически выполнимыми, подлежит длительному подготовительному периоду и задержкам, предлагаемые проекты гидроэлектростанций с водохранилищами не входят в исследование. Тем не менее, рекомендации исследования актуальны и Всемирный банк считает, что меры предложенные в данном отчете носят срочный характер на ближайшие 4- 5 лет для осуществления краткосрочной и долгосрочной энергообеспеченности страны. 5. В рамках исследования анализируются альтернативные инвестиции, направленные на регулирование спроса на электроэнергию и на увеличение ее выработки в период до 2020 года. Меры по регулированию спроса включают повышение эффективности использования электроэнергии и переход на альтернативные виды топлива. Новые источники электроэнергии предусматривают полный спектр вариантов, в том числе, русловые гидроэлектростанции, не имеющие водохранилищ, источники тепловой энергии (напр., уголь, природный газ), другие возобновляемые источники, а также импорт электроэнергии. Исследование опирается на имеющейся информации и описании объектов, а также на результаты независимых проверок и инспекций. Полная переоценка ресурсов и объектов не входит в задачи исследования, тем не менее, по результатам проведенной работы выработаны комментарии и предложения, которые могут быть использованы для дальнейших исследований. В данном отчете используются два справочных документа, подготовленных по поручению Всемирного банка: проект документа по исследованию вариантов в сфере электроснабжения, проведенное в 2012 году консалтинговой фирмой «Фихтнер» (Fichtner GmbH & Co. KG) и анализ рынка электроэнергии в Таджикистане (2011 год). Методология, применяемая для анализа приоритетов в сфере развития, рассматривается в приложении 1. 6. Далее приводится структура данного отчета. В разделе 2 рассматриваются возможности коммерческих поставок электроэнергии и повышения эффективности использования электроэнергии и регулирования спроса. В разделе 3 описываются альтернативные источники электроэнергии. В разделе 4 внимание сосредоточено на неотложных задачах по устранению дефицита электроэнергии в зимнее время, что повторяется каждый год; описывается пакет мер и инвестиций, а также факторы риска и трудности. В разделе 5 изучаются новые подходы, позволяющие сократить общие затраты, повысить надежность и укрепить основу для обеспечения энергетической безопасности в долгосрочной перспективе. В разделе 6 приводится краткое изложение конкретные меры, которые необходимо рассматривать в качестве приоритетных. 2 2. РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ТАДЖИКИСТАНЕ 7. В основе любого отраслевого плана инвестиций лежит спрос на услуги электроснабжения. В данной главе рассматриваются вопросы, связанные с текущим и будущим спросом на электроэнергию (разделы 2.1 и 2.2, соответственно). При рассмотрении вопроса о будущем спросе на электроэнергию принимаются во внимание такие аспекты как рост доходов, экономически обоснованные ценовые сигналы (например, увеличение тарифов), а также различные меры по повышению эффективности использования электроэнергии. Глава (раздел 2.3) заканчивается рассмотрением возможностей экспорта как второстепенного источника спроса на инвестиции в энергетику. 2.1 Развивающийся энергетический рынок в Таджикистане 8. Энергетическая система Центральной Азии (ЭСЦА) была создана в 70-х годах прошлого столетия и она охватывала пять республик бывшего Советского Союза: южный Казахстан2, Киргизскую Республику, Таджикистан, Туркменистан и Узбекистан. При планировании системы указанные республики не рассматривались как самостоятельные государства; границы между ними не учитывались. В результате этого, генерирующие мощности обслуживали рынки по обеим сторонам границ, как будто границы не существовали. Что касается планирования и эксплуатации системы, все было оптимизировано с той целью, чтобы удовлетворить потребности региона и снизить общие затраты на поставку электроэнергии. В рамках ЭСЦА имелись достаточные ресурсы по выработке и передаче электроэнергии, чтобы удовлетворить имевшиеся потребности. 9. Вслед за распадом СССР, ЭСЦА постепенно приходила в упадок, включая проектное решение, эксплуатацию и техническое обслуживание. Каждое из вновь образовавшихся государств пыталось решить вопросы обеспечения энергетической безопасности, включая генерирующие мощности и поставки топлива. Различия в материально-сырьевой базе для каждой страны означали разбалансированность систем. Страны со значительными гидроэнергетическими ресурсами и ограниченными запасами природного топлива, такие как Таджикистан и Кыргызская Республика, начали потреблять больше электроэнергии в зимние месяцы, так как потребители стремились использовать дешевую электроэнергию для обогрева своих домов. Это обусловило появление проблем, связанных с функционированием системы как в зимнее, так и в летнее время, что привело к такому режиму функционирования когда региональная оптимизация перестала быть целью. Это обусловило появление значительных разногласий между странами. 10. В дальнейшем функционирование энергетической системы стало усложняться в связи с ирригационными потребностями стран, что влияло на вопросы, связанные с использованием гидроэлектроэнергии. Двусторонние соглашения между странами Центральной Азии представляли собой сложный пакет договорных документов, включавших вопросы водопользования, природного топлива и электроэнергии. Сложность таких механизмов взаимодействия обусловила появление разногласий по вопросам сброса воды, особенно в бассейне реки Сыр-Дарья, что в свою очередь влияло на рынок электроэнергии и на осуществляемое в одностороннем порядке регулирование цен на природные топливные ресурсы, в том числе с учетом их наличия. Такого рода разногласия создавали трудности политического, социального и экономического характера во все 2 Северные регионы Казахстана были связаны с российской энергосетью. 3 центрально-азиатском регионе, что усиливало значимость такого понятия как энергетическая самодостаточность для каждой страны в отдельности. 11. В 2008 – 2009 годах два важных события усугубили имевшиеся проблемы. Во- первых, в Таджикистане была сооружена линия по передаче электроэнергии «Север-Юг» напряжением в 500 кВ, соединившая северные и южные регионы, которые ранее были не связаны между собой в этом отношении. Сооружение такой линии устраняло необходимость передачи значительные потоков электроэнергии через территорию Узбекистана. Во-вторых, энергетические сети юга и севера Казахстана соединила линия электропередач напряжением в 500 кВ. В условиях необычайно холодной зимы сообщалось, что Таджикистан, Кыргызская Республика и Узбекистан осуществили выбор дополнительной электроэнергии из региональной энергосистемы в объемах, превышающих количество, которое они имели право использовать согласно договоренностям, что ставило под угрозу устойчивость 500-киловольтной линии электропередач, соединявшей север и юг Казахстана, что, в свою очередь, привело к значительному дефициту электроэнергии на юге Казахстана.3 Казахстан незамедлительно вышел из ЭСЦА, затем последовал выход Узбекистана, что свидетельствовало о намерении этих стран избежать проблем, угрожавших устойчивости энергетического сектора4. Впоследствии Казахстан, Кыргызстан и Узбекистан вновь присоединились к ЭСЦА, в значительной степени причиной этого были сложные механизмы взаимодействия в сфере водопользования и энергоснабжения между указанными странами бассейна реки Сыр-Дарья, а также структура энергетических систем Кыргызстана и Узбекистана, тесно переплетающихся между собой; однако, Таджикистан оказался совершенно изолированным от ЭСЦА и импорт электроэнергии из ЭСЦА и Туркменистана прекратился (см. подробную информацию в приложении 2). 2.2 Текущий спрос на электроэнергию 12. В течение последнего десятилетия годовая потребность Таджикистана в электроэнергии составляла 16000 - 17000 ГВт/ч; при этом в 2007 году были зафиксированы пиковые значения. Вследствие экономического кризиса спрос упал до уровня чуть выше 16000 ГВт/ч. Доля компании по производству алюминия «ТАЛКО» составляет 40 процентов от общей потребности страны. Вторым крупным потребителем электроэнергии является жилой сектор, доля которого составляет 44 процента. 13. В течение года спрос на электричество варьируется, что характерно для стран с большой разницей температур в зимний и летний период. В то время как потребности «ТАЛКО» в электроэнергии остаются сравнительно постоянными, спрос в жилом секторе, государственных учреждениях и производственном секторе (“другие потребители”) достигает пиковых значений в зимний период, когда низкие температуры и короткий световой день обусловливают увеличение спроса на отопление и освещение. По сравнению с другими странами региона Европы и Центральной Азии (ЕЦА), где отопление жилого сектора осуществляется за счёт природного газа или централизованной системы теплоснабжения, спрос на электроэнергию в Таджикистане чрезвычайно высок в связи с низкими тарифами на электричество и ограниченностью других возможностей отопления. Потребности сельского хозяйства в электроэнергии в значительной степени ограничиваются летними месяцами, когда необходимо осуществлять полив сельскохозяйственных культур 3 Судя по имеющейся информации, объем полученной Таджикистаном электроэнергии составил более 100 ГВт/ч. 4 Такие проблемы, связанные с порядком получения электроэнергии из энергосистемы, отражают ситуацию в Индии, где превышение лимита в нескольких штатах привело к внезапному и полному отказу системы в мае 2012 года. 4 (таких как хлопок), выращивание которых требует использования значительных объемов воды. Информация по структуре и сезонным колебаниям спроса на электроэнергию за 2009 год приводится на рисунке 2. Рисунок 1: Ежемесячный спрос на электроэнергию (с разбивкой по секторам), 2009 год Источник: SNC (2011 год) 14. В настоящее время энергосистема Таджикистана не способна удовлетворить спрос на электроэнергию, что приводит к значительному дефициту в зимний период. Указанная нехватка электроэнергии обусловлена сочетанием таких факторов как высокий спрос на отопление в зимние месяцы, потеря возможностей импорта электричества и газа начиная с 2009 года, а также зависимость от электроэнергии, вырабатываемой гидроэлектростанциями, мощность которых снижается зимой в связи с низким уровнем воды в реках. Спрос на электроэнергию в зимнее время5 совпадает по времени с ситуацией, когда объемы электричества, вырабатываемого гидроэлектростанциями, сокращаются до минимума, что обусловлено гидрологическими условиями. В частности, уровень воды в реках достигает минимума в марте, что приводит к сокращению объемов вырабатываемой электроэнергии на всех электростанциях, особенно тех, которые не имеют водохранилищ (т.е., “русловых” электростанциях). На рисунке 2 дается сравнение данных по выработке электроэнергии за четыре разных года, включая данные об общей потребности за 2009 год; разница показателей, обозначенных сплошными и пунктирными линиями, отражает неудовлетворенный спрос (также показан на Рисунке 1). 15. Согласно расчетным данным, неудовлетворенный спрос (или “недопоставки”) составил 2700 ГВт/ч (2012 год) на уровне потребления. С учетом потерь в сетях передачи и распределения электроэнергии, дефицит на уровне выработки составляет около 3100 ГВт/ч в зимний период по сравнению с общим объемом спроса зимой, составляющего 11200 ГВт/ч, т.е. недопоставка составляет около 24 процента. Соответственно, нехватка гарантированной мощности составляет приблизительно 1250 МВт. 5 Зимним периодом считается период с октября по март. 5 16. В настоящее время около 70 процентов населения страдает от временного прекращения подачи электроэнергии в зимние месяцы, что приводит к наличию прямых издержек в плане: (a) упущенного дохода от экономической деятельности; (b) дополнительных затрат в связи с причинением вреда оборудованию и нарушением рабочего цикла; (c) затрат, вызванных причинением вреда бытовой технике. Помимо бремени, которое ложится на экономику страны в связи с кризисом энергетической системы, соответствующие последствия также создают трудности для домохозяйств в Таджикистане. В течение зимы, когда электричество в жилой сектор подается с перебоями, население отапливает жилые помещения с использованием твердого топлива (преимущественно, дров и угля). В результате, часто имеют место случаи отравления угарным газом в связи с загрязнением воздуха в помещении. В соответствии с данными Всемирной организации здравоохранения Таджикистан входит в группу 20 стран, наиболее уязвимых с точки зрения болезней, вызванных загрязнением воздуха в жилых помещениях. Сжигание твердого топлива в помещении представляет собой один из главных факторов риска в Таджикистане, который особенно влияет на здоровье женщин и детей. Проблема отопления жилых помещений становится приоритетной для семей и превалирует над рисками, связанными с наличием открытого огня и низким качеством воздуха внутри помещения. 17. Ненадежность электроснабжения также негативно сказывается на развитии предпринимательства. Например, в соответствии с исследованием Business Economic Environment Survey, проведённым Всемирным банком в 2008 году, 80 процентов фирм назвали степень надежности системы электроснабжения одним из основных препятствий для ведения бизнеса в Таджикистане. Что касается недопоставок электроэнергии, речь идет, прежде всего, о жилом секторе, государственных учреждениях и других потребителях, когда имеющиеся генерирующие мощности не справляются с задачей удовлетворения совокупного спроса. На сельское хозяйство дефицит электроэнергии в зимнее время не влияет, так как основной спрос в этом секторе приходится на летние месяцы, когда необходимо осуществлять полив сельскохозяйственных культур (таких как хлопок), выращивание которых требует использования значительных объемов воды. Издержки, вызванные недопоставками электричества, оцениваются в 200 миллионов долларов США в год (около 3 процентов от ВВП). 6 Рисунок 2: Ежемесячные объемы вырабатываемой электроэнергии, 2009 год Источник: Fichtner (2012 год) 2.3 Прогнозы относительно спроса на электроэнергию 18. Спрос на электроэнергию и потребности в дополнительных поставках будут увеличиваться, несмотря на то, что Таджикистан будет прилагать усилия для устранения дефицита в зимний период, что имеет место в настоящее время. Прогнозы относительно спроса разработаны в три этапа: неограниченный спрос, экономически эффективный спрос и меры по сдерживанию роста спроса. Прогнозы включают спрос в рамках жилого и нежилого секторов, но предполагают потребности «ТАЛКО», которые, остаются неизменными. Таблица 1: Неограниченный рост спроса 2012 год 2016 год 2020 год Пиковый спрос до увеличения тарифов и повышения энергоэффективности (МВт) 3500 4,110 4710 6 Дефицит до принятия мер (МВт) 1250 1,840 2,550 Спрос в зимнее время до увеличения тарифов и повышения энергоэффективности (ГВт/ч) 11213 13,215 15,181 Дефицит в зимний период до принятия соответствующих мер (ГВт/ч) 2700 4,510 6,800 Источник: Fichtner (2012 год) 2.3.2 Экономически эффективный спрос и готовность платить 6 Предусматривает дополнительные мощности, полученные в результате модернизации существующих мощностей. 7 19. Поскольку данный анализ вариантов в сфере электроснабжения проводится с точки зрения экономических аспектов, прогнозы используемые относительно спроса на электроэнергию, отражают спрос на электричество, который согласуется с принципами экономической эффективности. По существу, этот спрос представляет собой расчетное количество электроэнергии, которое потребители использовали бы, если бы они должны были оплачивать ее по тарифам, в полной мере покрывающим экономические затраты на поставку соответствующего количества электроэнергии. Такой подход необязательно означает, что тарифы на электричество прогнозируются равными экономическим затратам на поставку. Однако, если указанные тарифы действительно не соответствуют экономическим затратам, тогда количество потребляемого электричества не будет равно эффективному уровню потребления. Если тарифы ниже экономических затрат, потребление превышает экономически эффективный уровень, и эта разница будет налагать определенные экономические затраты на общество. 20. Таким образом, в Вкладка 1. Модель роста спроса на электроэнергию: основе методологии подготовки прогноза В основе методологии подготовки прогноза относительно экономически эффективного долгосрочного уровня спроса на электроэнергию лежит относительно экономически модель, показывающая нижеследующую зависимость роста спроса на эффективного уровня спроса электроэнергию и, от реальных темпов роста доходов и реальных темпов на электроэнергию на роста цен на электроэнергию, при допущении функции спроса с долгосрочную перспективу, постоянной эластичностью: лежит модель, показывающая Темпы роста спроса равны темпам роста цен, помноженным на зависимость роста спроса на эластичность спроса по цене плюс темпы роста доходов, помноженные электроэнергию и реальных на эластичность спроса по доходам. Сказанное выражается следующей формулой: темпов роста доходов и реальных темпов роста цен на d = p*b + g*a электроэнергию. Указанная где: модель описана во вкладке 1. d = средний рост спроса между последовательными прогнозными периодами 21. Для расчета данных по экономически a = эластичность по доходу (положительное значение) эффективному спросу, g = реальный рост доходов между последовательными прогнозными прогнозы по периодами неограниченному спросу b = эластичность по цене (отрицательное значение) преобразовываются с целью p = изменение реальных цен на электроэнергию между включения сберегающего последовательными прогнозными периодами воздействия цены; в Значения спроса на электроэнергию, полученные на основе этой модели, частности, цены, которая представляют собой прогнозные данные относительно неограниченного отражает экономические конечного потребления без учета сокращения потерь от нынешнего затраты, связанные с уровня. Данное прогнозное значение конечного потребления позже удовлетворением преобразуется в совокупный объем поставляемой электроэнергии в электрическую сеть для удовлетворения прогнозируемого прогнозируемого спроса неограниченного спроса. потребителей на электричество. Условно говоря, при прогнозировании спроса на электроэнергию, указанный ценовой сигнал предполагает, что цена на электричество постепенно повышается с целью полного покрытия расходов на ее поставку. Такой подход вполне отвечает требованию в отношении экономической эффективности, хотя на практике признается, что потребителям требуется время, чтобы адаптировать потребление электроэнергии к повышению тарифов на нее без нежелательных колебаний. 8 22. Текущие тарифы на электроэнергию на уровне 2.25 центов/кВт/ч считаются самыми низкими в мире. Стоить отметить, что доля расходов на электроэнергию в общих расходах домохозяйств (менее 2%) ниже чем в Республике Кыргызстан, Молдове и Армении а также, а также десяток стран СНГ. По мере роста потребности в новых поставках, увеличится разрыв между тарифом и издержками новых поставок. Если не решить эту проблему, это может привести к чрезмерному потреблению и неустойчивости субсидирования, исчисляемых миллиардами долларов к 2020 году. 23. Тем не менее, использование общепринятой методологии с учетом ценовых корректировок с целью повышения тарифа для покрытия затрат по поставкам будет сложным применительно к Таджикистану. Причиной этого является тот факт, что в Таджикистане установлены сравнительно низкие цены на электричество и поэтому прогнозные данные по приростным издержкам, полностью включающим затраты на новые поставки, основанные на выявленных альтернативных вариантах, будут существенно превышать текущий средний тариф в размере 2,25 центов/кВт.ч (2012 год). 24. Если действующие в Таджикистане тарифы на электроэнергию были бы повышены, чтобы покрыть затраты на новые поставки, пусть даже поэтапно, они приведут к значительному негативному воздействию на бюджет домохозяйств и других потребителей электричества, которые, в свою очередь, будут реагировать на это сокращением объемов потребляемой электроэнергии, неся существенные экономические и социальные издержки. Такое обусловленное снижение будущего спроса на электроэнергию будет достаточно существенным, чтобы значительно сократить потребность в новых мощностей для удовлетворения будущего спроса. Имеющиеся информация и данные недостаточны для того чтобы определить, как экономические и финансовые выгоды от увеличения объемов инвестиций в электроэнергетический сектор будут соотноситься со снижением доходов потребителей в условиях значительного повышения цен на электроэнергию. 25. Всемирный банк не выступает за увеличение тарифов на электроэнергию в Таджикистане до полного экономического уровня (более 11 центов/кВт/ч). Скорее всего, Банк рекомендует ПРТ найти курс по доведению увеличения тарифов на электроэнергию до приемлемого уровня для потребителей и регулирования субсидий, необходимых в энергетическом секторе для обеспечения удовлетворения экономически эффективного уровня спроса. Практичным решением может быть увеличение тарифов до уровня готовности платить, как описывается ниже, в результате чего тарифы будут увеличены примерно до 60% оптимальных затрат по удовлетворению прогнозируемого роста спроса на электроэнергию.7 26. Показатель Готовности платить (ГП) представляет собой максимальную сумму, которую потребители готовы платить за электроэнергию. Был проведен ориентировочный анализ ГП с целью определения размера неудовлетворенного спроса, который используется для оценки программ по увеличению предложения электроэнергии в Таджикистане в рамках данного исследования. 7 Источник: Всемирный банк ( 2011) ссыл. Молдова – Проект по укреплению эффективности системы социальной защиты” Документ по оценке проекта, Всемирный банк, Вашингтон 9 27. Ниже приводятся полученные с применением указанного подхода усредненные значения ГП, связанные с прогнозируемыми данными о неудовлетворенном спросе на электроэнергию в зимнее время на несколько лет вперед в рамках программ, направленных на развитие энергетики:  Для жилого сектора: 4,6 центов за потребленный кВт/ч.  Для группы потребителей, не относящихся с жилому сектору: 10,4 центов за потребленный кВт/ч. 28. В связи с тем, что потребление электроэнергии в жилищном секторе составляет около 44 процентов от совокупного спроса, среднее расчетное взвешенное значение ГП по Таджикистану для предельного уровня потребления электроэнергии в рамках данной методики составляет около 7 центов за потребленный кВт/ч.; то есть, текущие тарифы составляют примерно 30% стоимости, относимую потребителями на элекроэнергию, которую они используют, что приводит к чрезмерному потреблению. При применении этого подхода с учетом ГП к модели спроса, приведенной во вкладке 1, ценовой сигнал для потребителей увеличивается с уровня 2012 года в размере 2,3 центов/кВт/ч до уровня ГП в размере 7 центов/кВт/ч к 2025 году, и закрепляется на этом уровне впоследствии. Такая траектория изменения цены на электроэнергию, предположительно, лучше отражает финансовые потребности энергетического сектора для финансирования требуемого объема инвестиций. (См. приложение 3 для более подробной информации об оценке уровня ГП) 29. Влияние на спрос является значительным. В период с 2014 по 2025 гг. при повышении цен на электроэнергию с 2,25 центов/кВт/ч до 7 центов/кВт/ч, среднегодовые темпы роста спроса будут лишь в пределах 1,0 процента – 1,8 процента. В последующий период, годовые темпы роста спроса увеличатся до 3,0 процентов, что в период до 2040 года среднегодовом исчислении составит около 2,9 процентов. Этот прогноз спроса отражает полную модель, приведенную во вкладке 1, а именно, показывает спрос, соответствующий принципам экономически эффективного уровня потребления. В период до 2020 года повышение тарифов обусловит снижение потребления электричества приблизительно на 1300 ГВт/ч (9 процентов от годового потребления). 30. Несмотря на то, что повышение тарифов до уровня ГП (начиная с текущего уровня, составляющего 2,3 цента/кВт/ч, до 7 центов/кВт/ч) является действенным методом сокращения потребности в инвестициях в новые генерирующие мощности, оно требует тщательной проработки. Даже при условии поэтапного увеличения тарифов в 2014 – 2025 гг. (11 лет) ежегодное повышение будет составлять около 11 процентов, что будет создавать финансовое давление на бюджет домохозяйств. Надлежащая тарифная политика требует комплекса сопутствующих мер, предусматривающих регулирование спроса на электрическую энергию на потребительском уровне с целью сокращения потребления электричества и снижения воздействия увеличивающихся тарифов на суммарные затраты домохозяйств на энергопотребление. 31. Кроме того, необходимо разработать систему социальной защиты населения с низким уровнем дохода и уязвимых общин. За последнее десятилетие многое было изучено о том, как обеспечить доступность энергии для населения с более низким уровнем дохода и уязвимых групп. Новая передовая практика указывает на необходимость тесной увязки социальных выплат предназначенных для компенсации роста затрат на энергию с существующими программами адресной социальной помощи. Теоретически, это означает 10 включение энергетической составляющей в качестве «дополнительной» социальной помощи, хотя другие группы малоимущих, которые находятся выше порога права на получение социальной помощи могут также иметь право на компенсацию за расходы на электроэнергию, как это практикуется в Молдове (см. вкладку 2). Принятие тех же механизмов адресности (означает либо проверенные или с использованием косвенного метода оценки нуждаемости) по социальной помощи последней инстанции и компенсации расходов на электроэнергия, и, использование того же административного потенциала для обеспечения обеими льготами смогут удержать административные издержки и спрос на местный потенциал на низком уровне, наряду с упрощением его применения для бенефициаров. 32. Таджикистан инвестирует в более современную и эффективную систему социальной помощи, с более эффективным механизмом адресносной помощи, чем в прошлом. Планируемое расширение пилотной программы начатое в 2011 году с 2 до 10 районов в 2013 году, предоставляет возможность для тестирования введения новой компенсационной вылаты за электроэнергию в рамках реформирования социальной помощи. Увязка новой компенсации в качестве дополнения к существующему также может повысить уровень «привлекательности» социальной помощи потенциальным бенефициарам, этим же расширив его эффективный охват. Компенсационные вылаты за электроэнергию должны быть направлены на обеспечение адекватного уровня потребления наряду с устранением связи между эффективным потреблением электроэнергии и выплатами; этот подход усилит стимулы к экономии электроэнергии. Важные конструктивные особенности, которые должны быть изучены, включают: порог права на получение компенсации, возможные условности, связанные с оплатой счетов, частота, с которой бенефициары будут утверждаться в качестве приемлемых и кем, и условия выплаты компенсаций и продолжительность (только в течение отопительного сезона или года). Кроме того, необходимо рассмотреть принятие дополнительных недорогостоящих мер, таких как предоставление возможности домашним хозяйствам произвести выплаты по расходу электроэнергии в течение года, чтобы уменьшить нагрузку на их бюджет в течение зимнего периода 8. Вкладка 2 : Укрепление системы социальной защиты и энергетических программ в Молдове Молдавское правительство создало новую программу социальной помощи на основе оценки средств существования (Социальный адъютор (помощник)), которая включает в себя новую целевую программу по выплате пособий на расходы отопления в течение нескольких месяцев в году. Новая энергетическая программа первоначально была сосредоточена на получателей социальной помощи последней инстанции (СППИ) и только, после этого охватила тех, уровень доходов которых находился в диапазоне 1,5 минимального дохода, гарантированного СППИ. При введении этой новой схемы (и замораживание права на другую программу, которая не включает оценку средств существования), большое внимание было уделено реализации временных мер (3 месячные разовые выплаты отдельным категориям получателей), а также в предоставлении четкой информации. При принятии общего механизма адресности населению важно понять, что пособие включает в себе два компонента - один из которых специально направлен на решение проблемы с ростом тарифов на электроэнергию. 8 Учитывая экспериментальный характер объединенной программы социальной помощи, необходимо провести оценку степени готовности системы социальной помощи. В зависимости от сроков повышения тарифов, необходимо принять временные меры по мере того как система социальной помощи будет готовиться к полному разверыванию по всей стране. Временные разовые выплаты уязвимым категориям населения (без проведения тестирования средств на существование) могут представлять собой эффективный способ обеспечения защиты во время сложного материального положения, без установления новых прав получателям, что требует более тщательного планирования и рассмотрения. 11 Источник: Всемирный банк ( 2011) ссыл. Молдова – Проект по укреплению эффективности системы социальной защиты” Документ по оценке проекта, Всемирный банк, Вашингтон 2.3.3 Переход на альтернативные виды топлива и меры по повышению энергоэффективности (включая снижение энергетических потерь) 33. Увеличение спроса на электроэнергию и потребность в инвестициях в новые мощности можно снизить с помощью перехода на альтернативные виды топлива, а также ряда мер, направленных на повышение энергоэффективности. Переход на альтернативные виды топлива и реализация мер по повышению эффективности позволят к 2020 году сократить потребление на 1900 ГВт/ч, или на 13 процентов, что приблизительно эквивалентно 29 процентам от общего объема дефицита электроэнергии в зимнее время, согласно расчетным данным на 2020 год (при отсутствии других мер). 34. Переход на альтернативные виды топлива: Переход на альтернативные виды топлива позволит к 2020 году сократить спрос на электроэнергию в зимний период на 357 ГВт/ч, или на 2 процента, если доля городских домохозяйств, подключенных к работающему на угольном топливе центральному отоплению (ЦО), увеличится с 15 процентов (текущий уровень) до 65 процентов к 2020 году. 35. В прошлом, потребности в отоплении 35 процентов городских домохозяйств9 удовлетворялись за счет системы централизованного теплоснабжения, работавшей на природном газе или топливном мазуте (вкладка 3). Однако большинство домохозяйств перешли на использование электричества для нужд отопления (электрообогреватели), а некоторые используют специально сконструированные печи, отапливаемые угольным или древесным топливом, в связи: (a) с перебоями в поставках газа из Узбекистана, вызванными разногласиями по вопросу оплаты и другим аспектам, касающимся контрактов; (b) с все более недоступными цен на импортируемый газ (в 2012 году цена узбекского газ превысила 300 долларов США/тыс. кубометров); (c) с ухудшением состояния районных отопительных сетей (РОС), обусловленного недофинансированием затрат на техническое обслуживание и ремонт в течение ряда лет. Местные котельные закрылись по ряду причин. Например, в городе Турсун-Заде система отопления была в ведении компании «ТАЛКО» и закрылась 5-7 лет назад по причинам финансового характера. Несмотря на потребность в модернизации системы отопления, возможно использование остаточной тепловой энергии, выделяющейся в процессе производства алюминия. 36. Переход от отопления посредством электроэнергии, применяемого городскими домохозяйствами, к централизованной системе отопления на угольном топливе, позволит существенно снизить объемы потребления электричества в зимнее время. Расчетные данные показывают, что себестоимость отопления на угольном топливе будет составлять 5 центов/кВт/ч10, поэтому переход на централизованное отопление на угле будет для домохозяйств экономически обоснованным и привлекательным с финансовой точки зрения. Тем не менее, при планировании такого перехода на альтернативные виды топлива ПРТ необходимо принять во внимание то факт, что бытовые потребители должны иметь финансовые стимулы, чтобы перейти на РОС, работающие на угле.11 При действующих 9 Районные отопительные сети действовали только в Душанбе и в районном административном центре Яван. 10 Расчеты построены с учетом долгосрочной цены поставки антрацита в размере 100 долларов США/тонну. 11 В рамках анализа не рассматриваются другие преимущества РОС, например, такие, как более высокий уровень комфорта. 12 тарифах на электроэнергию для бытовых потребителей в размере 2,25 центов/кВт/ч переход на отопление за счет РОС не будет привлекательным с финансовой точки зрения. Следовательно, чтобы на деле обеспечить указанную возможную экономию средств, необходимо либо повысить тарифы на электричество либо разработать программу стимулирования. Вкладка 3. Краткий обзор существующей системы отопления в Таджикистане Система РОС в Таджикистане имеется только в столице (Душанбе) и в Яванском районе. Система РОС в Душанбе включает электростанцию с комбинированным производством электроэнергии и тепла и ряд крупных и мелких котельных, расположенных в различных частях города. Некоторые из таких объектов по выработке тепловой энергии являются устаревшими и требуют модернизации. ТЭЦ в Яванском районе ранее поставляла тепло бытовым потребителям города Явана , однако в настоящее время она не работает. В таблице приведен перечень основных объектов по выработке тепловой энергии, часть которых могут поставлять тепло при условии наличия топлива: Проектная мощность Фактическая мощность Объект Вид топлива (МВт) (МВт) Душанбинска я ТЭЦ-1 газ/топливный мазут 98 145 Яванская ТЭЦ газ/топливный мазут 120 0 Западная котельная газ 760 348 Восточная котельная газ 80 40 6 работающих на угле котельных уголь 33 33 Другие мелкие газ и топливный котельные мазут 25 25 Новые котельные среднего размера газ и другое 8 80 ВСЕГО 1296 671 Система передачи и распределения тепловой энергии включает теплопроводы (125 км) и другие трубопроводы (414 км). Недостаточный ремонт и ненадлежащее техническое обслуживание, а также моральный износ системы обусловили высокий уровень потерь тепла, составляющий 40-50 процентов. Система нуждается в значительных инвестициях в модернизацию на уровне выработки, передачи и распределения тепловой энергии. Отсутствие в течение длительного времени централизованной подачи тепла и ограниченные меры по ремонту и техническому обслуживанию объектов привели к ухудшению состояния инфраструктуры на уровне зданий, при этом, требуется модернизация объектов, генерирующих тепло, и/или надлежащая теплоизоляция трубопроводов распределительной сети. Например, многие из жителей многоквартирных домов срезали трубы и радиаторы отопления, находившиеся в квартирах. 13 37. Переход на альтернативные виды топлива доказал свою эффективность в качестве стратегической меры в других странах (см. вкладку 43). Однако возможности Таджикистана в этом отношении более скромные, что объясняется следующими факторами:  70 процентов населения страны проживает в сельской местности, а его доля в совокупном потреблении электроэнергии составляет 38 процентов. Возможности для перехода на альтернативные виды топлива в сельской местности ограничены, а домохозяйства в первую очередь используют электроэнергию для отопления либо, если ее нет, применяют другие виды топлива (напр., навоз или дрова);  Значительные объемы инвестиций необходимы для увеличения объемов добычи угля; эти объемы необходимо довести с текущего уровня, составляющего 50-60 тысяч тон/год до уровня, достаточного для обеспечения топливом планируемых тепловых электростанций, работающих на угольном топливе, а также котельных, чтобы удовлетворить потребность домохозяйств, находящихся в городской местности. 38. Затраты на инвестиции: Согласно расчетным данным, для перехода 50 процентов домохозяйств, проживающих в городской местности, с электричества на обогрев помещений за счет отопительной сети, работающей на угольном топливе, необходимо в 2014 – 2021 гг. инвестировать 85 миллионов долларов США в период между 2014-2020 гг. Сказанное включает затраты на инвестиции для работающих на угле районных котельных, а также для инфраструктуры по распределению тепловой энергии. 39. Меры по повышению энергоэффективности: При проведении анализа были рассмотрены две категории мер по повышению энергоэффективности:  Дальнейшая программа по снижению технических потерь, что обеспечивает увеличение объема электроэнергии, поступающей конечному потребителю;  Меры по повышению эффективности использования электроэнергии путем регулирования спроса, что позволит снизить потребности в электричестве в зимнее время и при этом обеспечит возможности использования тех же услуг. 40. Сокращение потерь электроэнергии: Сокращение технических потерь с 18 процентов (что имеет место в настоящий момент) до 12 процентов позволит к 2020 году сократить спрос в зимний период на 771 ГВт/ч, или на 5 процентов. Согласно расчетным данным, технические потери электроэнергии в системе передачи и распределения (СПР) Таджикистана составляют 18 процентов от объема предложения.12 Это на 3-5 процентов больше по сравнению с потерями в системе передачи и распределения электроэнергии (ПРЭ) в других странах ЕЦА, имеющих такие же, как в Таджикистане системы ПРЭ с точки зрения срока эксплуатации и характеристик. ПРТ добилось определённых успехов в вопросах сокращения потерь в Душанбе при поддержке Всемирного банка в рамках Проекта по снижению потерь в энергетическом секторе (Energy Loss Reduction Project), и в настоящее время реализует дополнительный проект в Душанбе13 и в Согдийской области. В стране есть возможности расширения программы сокращения потерь с включением в нее других регионов. 12 За исключением «ТАЛКО», поскольку предприятие подключено только к высоковольтным сетям. 13 Всемирный банк оказывал поддержку в рамках Дополнительного финансирования по проекту снижения энергетических потерь. 14 Вкладка 4. Переход на альтернативные виды топлива в Армении В течение семи лет, с 2002 по 2009 гг., Армения сократила долю древесного топлива и электричества на нужды отопления многоквартирных жилых домов с 90 процентов до 26 процентов, и увеличила долю газа, используемого для отопления, с 13 процентов до 71 процента. Переход к более эффективной и более доступной системе отопления был обусловлен рядом мероприятий, организованных в рамках Стратегии Правительства по системе городского отопления, и реализованных при поддержке доноров. В 2001 году домохозяйства в городской местности Армении использовали только древесное топливо и электричество на нужды отопления. В качестве первого шага, способствовавшего внедрению эффективных, чистых, безопасных и доступных услуг по отоплению, правительство в 2002 году приняло Стратегию по системе городского отопления (СГО). СГО обеспечила стратегическую основу на краткосрочную, среднесрочную и долгосрочную перспективу для развития городской системы отопления, которая была доступной и экологически сбалансированной. Ниже перечислены основные факторы, которые способствовали быстрому переходу домохозяйств в городской местности к системе отопления с использованием газа (в первую очередь, индивидуальные газовые котлы):  Усовершенствование нормативно-правовой базы для поддержки мер по внедрению системы отопления с использованием газа;  Мобилизация частного сектора с целью поставок отопительного оборудования и услуг;  Предоставление финансирования для потребителей, чтобы они могли вкладывать средства в отопительные системы;  Предоставление капитальных грантов бедным слоям населения для подключения к системе газоснабжения;  Обеспечение быстрых темпов газификации в стране. ______________________________________________________________________________ Источник: Отчет по Армении о завершении реализации Проекта по городской системе отопления в Армении, Всемирный банк, 29 ноября 2011 года. 41. Повышение энергоэффективности посредством регулирования спроса: По сравнению с Сербией, Эстонией и Республикой Беларусь, Таджикистан считается страной со средними показателями энергоемкости (0,20 – 0,30 кг топлива в нефтяном эквиваленте/ВВП) на уровне 0,21 кг топлива в нефтяном эквиваленте /ВВП. Показатели энергоэффективности Таджикистана выше по сравнению с другими странами Центральной Азии; диапазон составляет 0,25-0,73 кг топлива в нефтяном эквиваленте/ВВП.14 42. Страны ЕЦА имеют определенный положительный опыт реализации мер по повышению энергоэффективности, которым Таджикистан может воспользоваться. Например, в 1990 – 2007 годах Беларусь, Литва и Румыния добились снижения энергоемкости приблизительно на 50 процентов посредством сочетания структурных изменений и инвестиций, направленных на повышение энергоэффективности. Основные меры политики, которые ПРТ необходимо рассмотреть для повышения энергоэффективности, включают, среди прочего, следующее: установление цен, которые отражают затраты на поставку электроэнергии, интеграцию вопросов энергоэффективности в правовую основу, разработку и успешную реализацию планов действий по повышению 14 База данных по показателям мирового развития, Всемирный банк, выборка от 10 августа 2012 года. 15 энергоэффективности и обеспечение стандартов энергоэффективности для оборудования и зданий (Вкладка 5).15 43. ПРТ информировало Всемирный банк о завершении реализации программы по замене старых ламп накаливания компактными люминесцентными лампами (КЛЛ) для всех домохозяйств в масштабах всей страны. Это является значительным достижением. Несмотря на то, что отсутствуют данные, позволяющие сделать расчеты относительно экономии электроэнергии в результате принятых мер,, отказ от использования ламп накаливания дает основания утверждать, что дальнейшие возможности для дополнительной экономии электроэнергии за счет освещения ограничены. ПРТ также внедряются различные техногогии энергосбережения в строительстве наряду с нормативными правовыми актами. При этом существует ряд альтернативных мер. В рамках данного исследования изучались такие вопросы, как: i. Энергоэффективность «ТАЛКО»; ii. Теплоизоляция жилых зданий; iii. Стандарты энергоэффективности; iv. Маркировка бытовых электроприборов и солнечные водонагреватели. 44. Расчеты о возможностях экономии электроэнергии в компании «ТАЛКО» производились на основе результатов проводимого исследования по энергоэффективности, проведенного при финансовой поддержке Всемирного банка в ответ на просьбу ПРТ. Данные об экономии в результате перехода на альтернативные виды топлива и реализации мер по повышению эффективности использования электроэнергии получены на основе обобщенных расчетов и в рамках данного исследования рассматриваются как базовый сценарий по энергоэффективности. 45. Повышение энергоэффективности «ТАЛКО»: Хотя объем электроэнергии, потребляемой в ТАЛКО снизился за последние три года, нынешний анализ потребдения элетроэнергии предлагает дальнейшее принятие мер по обеспечению энергоэффективности, что позволит к 2017 году снизить спрос на электроэнергию в зимний период на 531 ГВт/ч, или на 3 процента к 2018 году. 46. Производство алюминия является очень энергоемким; для осуществления процесса электролиза требуется 10-17 кВт/ч электроэнергии на один килограмм алюминия, в зависимости от срока эксплуатации и вида используемого оборудования. «ТАЛКО» потребляет около 17 кВт/ч для производства одного килограмма алюминия, что означает, что компания находится вверху диапазона для данной индустрии. Был определен комплекс мер по повышению энергоэффективности для «ТАЛКО»: (a) изменение технологических процессов (электролиз и анодное производство); (b) повышение эффективности автономной котельной; (c) улучшение теплоизоляции; and (d) замена осветительных приборов (см. подробное описание мер в приложении 4). Большинство указанных мер могут быть реализованы в течение четырех лет, что позволит существенно сократить дефицит электроэнергии в зимний период. Необходимо отметить, что уже через год после реализации указанных краткосрочных мер компания начнет получать отдачу в части экономии электроэнергии. 15 Источник: Стаггинс, Гэри; Александр Шарабарофф и Ядвига Семиколенова “Обобщение опыта успешной реализации программ по энергоэффективности”, Всемирный банк, 2012 год . 16 Вкладка 5. Обобщенный опыт успешной реализации мер по повышению энергоэффективности в Республике Беларусь, Литве и Польше Есть ряд аспектов, связанных с обобщением полученного практического опыта успешной реализации мер по повышению энергоэффективности в других странах ЕЦА и ЕС, включая Беларусь, Литву и Польшу. Указанным странам удалось снизить показатели энергоемкости почти на 50 процентов в 1990 – 2007 гг. В частности, ПРТ необходимо рассмотреть ряд мер, которые можно применить в Таджикистане с целью повышения энергоэффективности:  Повышение тарифов до уровня краткосрочной окупаемости затрат на поставку электроэнергии  Создание ведомства, отвечающего за руководство программой по энергоэффективности  Определение целевых показателей по энергоэффективности и разработка Национального плана по энергоэффективности  Усовершенствование нормативно-правовой базы для поддержки инвестиций в энергоэффективность  Определение стандартов для оборудования  Содействие в реализации программы сертификации зданий  Предоставление доступного финансирования для инвестиций в энергоэффективность  Содействие внедрению компаний предлагающих энергетические услуги (ESCO)  Разъяснительная работа среди населения о выгодах энергоэффективности В Беларуси показатели энергоемкости за период с 1990 по 2009 гг. снизились с 0,68 кг. топлива в нефтяном эквиваленте/ВВП до 0,24 кг. топлива в нефтяном эквиваленте /ВВП, что ниже среднего показателя по региону ЕЦА, составляющего 0,27 кг. топлива в нефтяном эквиваленте/ВВП. В период с 1996 по 2008 годы эти результаты были обусловлены высокой политической ответственностью (создание уполномоченного агентства по вопросам энергоэффективности, а также принятие и реализация Национальной программы по энергосбережению) и значительными инвестициями в энергоэффективность, которые оцениваются в 4,2 миллиарда долларов США. В Литве в 1990 – 2009 гг. показатели энергоемкости снизились с 0,37 кг. топлива в нефтяном эквиваленте/ВВП до 0,17 кг. топлива в нефтяном эквиваленте/ВВП. В Польше с 1990 по 2009 годы показатели энергоемкости снизились с 0,33 кг. топлива в нефтяном эквиваленте/ВВП до 0,16 кг. топлива в нефтяном эквиваленте/ВВП. В основе успеха программ по энергоэффективности в указанных странах лежит ряд общих составляющих, включая следующее: (a) быстрый рост тарифов на электроэнергию с целью обеспечения соответствия затратам на ее поставку; (b) создание уполномоченного агентства по вопросам энергоэффективности; (c) быстрое усовершенствование нормативно-правовой базы для обеспечения соответствия с ЕС; (d) определение нормативных положений в отношении зданий и (e) безвозмездное финансирование для поддержки инвестиций в энергоэффективность жилищного фонда. ____________________________________________________________________________________ Источник: Стаггинс, Гэри; Александр Шарабарофф и Ядвига Семиколенова “Обобщение опыта успешной реализации программ по энергоэффективности”, Всемирный банк, 2012 год. 47. Дальнейшее сокращение электроэнергии, потребляемой «ТАЛКО», может осуществляться при условии, что периодические работы по замене и техническому обслуживанию электролизеров будут производиться в зимние месяцы. Это обеспечит дополнительную экономию 150 ГВт/ч электроэнергии, которая в зимний период может быть направлена в жилой сектор, а также другим категориям конечных потребителей. При этом ПРТ необходимо провести детальную и комплексную оценку для определения технических возможностей для реализации таких мер, намечаемых поя компании «ТАЛКО» на зимний период (пример, долгосрочные контракты с поставщиками и покупателями). 17 48. ПРТ уже подтвердило согласие на осуществление мер по повышению эффективности использования электроэнергии в компании «ТАЛКО». В частности, к концу 2012 года ПРТ планирует издать постановление, включающее план действий с четко установленными сроками реализации рекомендаций по сокращению потребления электроэнергии на единицу продукции. Вкладка 6. Справочная информация по «ТАЛКО» Государственная компания по производству алюминия («ТАЛКО») является крупнейшим потребителем электроэнергии в Таджикистане; в разные годы доля предприятия в совокупном объеме потребления составляла 36-45 процентов. Завод был построен в начале 70- годов прошлого века одновременно с Нурекской ГЭС, которая поставляет электричество компании. «ТАЛКО» представляет собой крупнейший завод по производству алюминия в Центральной Азии и является основной составляющей индустриальной базы Таджикистана; на предприятие приходится 5-7 процентов ВВП страны и около 41 процентов экспорта. В компании занято приблизительно 10700 сотрудников. Основная часть сырья импортируется в Таджикистан; цены на них диктуются международными рынками. Основными факторами производства внутри страны являются электроэнергия и рабочая сила. Рентабельность «ТАЛКО» также зависит от мировых цен на алюминий и от основных факторов производства (в первую очередь, глинозема). При этом, рентабельность «ТАЛКО» в значительной степени зависит от тарифов на электричество, поскольку доля электроэнергии в суммарных производственных издержках составляет более 50 процентов. В 2011 году энергетические затраты «ТАЛКО» составили 108 миллионов долларов США (92 миллиона долларов на электроэнергию и 16 миллионов – на газ). Традиционно тарифы на электроэнергию для «ТАЛКО» были достаточно низкими; тем не менее, в 2007-2011 гг. тарифы были повышены и в 2012 году размер тарифов составил 1,8 цента/кВт/ч. Цены, по которым «ТАЛКО» получает электроэнергию, отражают затраты на поставку с Нурекской ГЭС, которая была построена для удовлетворения потребности алюминиевого завода в электричестве. Начиная с апреля 2012 года введены сезонные тарифы для «ТАЛКО», и теперь компания будет платить 1,3 цента/кВт/ч летом и 2,2 цента/кВт/ч в зимние месяцы. Это соответствует расчетной средневзвешенной тарифной ставке в размере 1,8 цента/кВт/ч. В 2011 году объем потребленного компанией природного газа составил около 46 миллионов кубометров) и 7,6 ГВт/ч эквивалента тяжелой нефти. Расходы на газ в 2009 – 2011 гг. увеличились с 13 миллионов долларов США до 16 миллионов долларов США в связи с повышением тарифов на газ , несмотря на снижение объемов потребления на 8 процентов.16 Цена, по которой «ТАЛКО» получает электроэнергию, сопоставима с ценами, действующими для алюминиевых заводов в Российской Федерации, но тариф для «ТАЛКО» приблизительно на 1 цент/кВт/ч ниже, чем средние мировые. При этом, производственные затраты «ТАЛКО» сравнительно выше в связи с перебоями в поставках электроэнергии, что приводило к остановке работы 60 из 900 электролизеров. Меры по повышению надежности поставок электроэнергии и инвестиции в энергоэффективность помогут в дальнейшем избежать подобных перебоев, что приведет к сокращению производственных издержек «ТАЛКО» и к более четкому отражению производственных норм в ценах. 49. Инвестиционные расходы: В 2013 – 2017 гг. совокупные инвестиционные расходы «ТАЛКО» на реализацию мер по повышению энергоэффективности оцениваются в 87 миллионов долларов США, в том числе 7 миллионов долларов США на краткосрочные меры и 80 миллионов долларов США на реализацию мер в среднесрочной перспективе. 16 Всемирный банк. Энергетический аудит «ТАЛКО» – таджикской алюминиевой компании. Всемирный банк, сентябрь 2012 года; расчетные данные Всемирного банка. 18 Расчетный период окупаемости по большинству принятых мер в среднем составляет два с половиной года; указанные меры являются для «ТАЛКО» эффективными и не требуют государственного финансирования. Себестоимость экономии электроэнергии составляет 0,1 цента/кВт/ч – для мер, рассчитанных на краткосрочную перспективу, и 2,2 цента/кВт/ч – для среднесрочных мер – что представляет собой один из наиболее экономичных вариантов решения вопроса по сокращению потребления электроэнергии. 50. Другие меры повышения энергоэффективности с целью сокращения спроса, включая теплоизоляцию жилых зданий/квартир, внедрение стандартов энергоэффективности и маркировку, а также обогрев за счет солнечной энергии, помогут к 2020 году сократить потребление в зимний период на 103 ГВт/ч, или на один процент от спроса в зимнем периоде, что потребует осуществления инвестиций в размере около 72 миллионов долларов США. i. Теплоизоляция жилых зданий. Обогрев помещений составляет 70 процентов от общегодового потребления электричества средней семьи, что делает необходимым улучшение теплоизоляции зданий. Опыт стран региона показывает, что улучшение теплоизоляции зданий позволяет повысить энергоэффективность за счет ее экономии на 30-40 процентов. Если к 2022 году 30 процентов семей, проживающих в городской местности, примут меры по улучшению теплоизоляции своих квартир, то к указанному сроку спрос на электроэнергию в зимний период можно сократить на 25 ГВт/ч17, или на 0,2 процента. Инвестиционные расходы: Данные по проектам повышения энергоэффективности в других странах ЕЦА позволяют утверждать, что стоимость работ по комплексной теплоизоляции зданий (в зависимости от размера жилой площади) составляет около 90 долларов США/квадратный метр. Однако, с учетом уровня доходов в Таджикистане, речь идет только об основных доступных в финансовом отношении мерах стоимостью 20 долларов США/квадратный метр с коротким сроком окупаемости. Такие инвестиции в работы по теплоизоляции кровли и уплотнению стыков для предотвращения утечки воздуха обычно позволяют сократить энергетические потери на 20 процентов. Международный опыт также свидетельствует о необходимости государственной поддержки для активизации работ по теплоизоляции зданий в дополнение к “обычным” нормам ремонта квартир или зданий, производимого жильцами. Таким образом, ПРТ необходимо проработать вопрос о проведении комплексного обследования жилого сектора в части энергоэффективности с использованием малозатратного или безвозмездного финансирования из финансовых источников, которые поддерживают такое общественное благо. ii. Внедрение стандартов энергоэффективности, маркировка для бытовых электроприборов. По мере экономического роста спрос на бытовые электроприборы будет повышаться, что представляет хорошую возможность с точки зрения принятия необходимых мер, чтобы убедить население в необходимости приобретения 17 Это представляет собой консервативную оценку с учетом того, что основное повышение энергоэффективности начнется с многоквартирных жилых домов в городской местности . Кроме того, вероятно, что фактическая экономия электроэнергии будет больше, поскольку, возможно, что средний объем потребления домохозяйств в городской местности больше. 19 энергосберегающих бытовых электроприборов.18 После успешного перехода к использованию компактных люминесцентных ламп в Таджикистане, дополнительная экономия может быть обеспечена при использовании энергосберегающих холодильников. Расчетные данные показывают, что лишь за счет использования энергосберегающих холодильников можно к 2020 году сэкономить 65 ГВт/ч, или 0,4 процента от спроса на электроэнергию в зимнем периоде. Инвестиционные расходы: В этом отношении единственные расходы, которые ПРТ необходимо будет финансировать, относятся к подготовке и реализации программ по внедрению стандартов и по маркировке электроприборов, и оцениваются в размере 5 миллионов долларов США. В любом случае, расходы на приобретение новых электроприборов будут нести граждане, которые будут приобретать новые или заменять существующие бытовые электроприборы. Решение по приобретению будет приниматься с учетом технических характеристик и общих расходов на период срока службы электроприбора, поэтому вопрос энергопотребления тоже будет приниматься во внимание. Себестоимость экономии электроэнергии от внедрения стандартов и маркировки, оценивается в размере 2 цента/кВт/ч. iii. Более интенсивное использование солнечных водонагревателей. Предположительно, воздействие солнечных водонагревателей на уровень потребления электроэнергии в зимний период по сравнению с электрическими водонагревателями, будет незначительным. В связи с уменьшением солнечной радиации в течение отопительного сезона, даже если 30 процентов домохозяйств установят солнечные водонагреватели, расчетные данные показывают, что к 2020 году это позволит сократить потребление электричества в зимний период лишь на 13 ГВт/ч, или на 0,1 процента. Инвестиционные расходы: Совокупные инвестиционные расходы на солнечные водонагреватели оцениваются в размере, как минимум, 47 миллионов долларов США. Себестоимость экономии за счет перехода на солнечные водонагреватели оценивается в размере 14 центов/кВт/ч. Имеется возможность сократить потребности в капитальных расходах, если установка солнечных нагревателей будет проводиться параллельно с инвестициями в новую систему отопления. Пока размеры тарифов на электроэнергию не изменятся по сравнению с действующими, инвестиции в солнечные водонагреватели не будут рассматриваться как целесообразные. В связи с этим, вероятно необходимы государственные программы поддержки для стимулирования инвестиций. 2.3.4 Прогноз спроса при условии реализации мер по регулированию тарифов, переходу на альтернативные виды топлива и энергоэффективности 51. Обобщенная информация о воздействии мер по повышению тарифов, по переходу на альтернативные виды топлива, а также полного комплекса мер по повышению эффективности использования электроэнергии приводится в таблице 2. В соответствии с представленными данными, к 2020 году возможное сокращение потребления в зимний период может составить 3250 ГВт/ч, или 20 процентов. Наиболее значительный эффект 18 В данном отчете приводятся расчеты только по экономии, получаемой за счет замены старых холодильников на новые модели энергосберегающих в связи с отсутствием данных относительно других бытовых электроприборов. 20 будет обусловлен повышением тарифов, в результате чего потребление энергеии в зимний период может сократиться на 9 процентов. За счет мер по снижению энергетических потерь и перехода на альтернативные виды топлива можно добиться сокращения потребления на 7 процентов, а за счет мер в рамках компании «ТАЛКО» – на 4 процента, и еще на 2 процента – посредством перенесения работ по техническому обслуживанию на зимний период. Потенциальный эффект указанных мер на решение проблем дефицита в зимнее время значительный: почти 50 процентов дефицита, прогнозируемого 6,800 ГВт/ч. на 2020 год, может быть устранено даже без сооружения новых генерирующих мощностей. Таблица 2: Экономия электроэнергии и расходы на реализацию мер по повышению эффективности использования электроэнергии Мера Прогноз Сокращение Совокупные Себестоимость зимнего спроса инвестиционные экономии к 2020 году расходы (млн. единицы (ГВт/ч) долл. США) электроэнергии (цент/кВт/ч) Повышение Увеличение до 7 1339 нет данных нет данных тарифов центов/кВт/ч к 2025 году Снижение Сокращение с 18 771 36 1 потерь в системе процентов до 12 передачи и процентов в 2020 году распределения «ТАЛКО» - Усовершенствование 359 7 0.1 краткосрочные процесса электролиза, меры анодного производства и обслуживания оборудования к 2014 году «ТАЛКО» - Дальнейшее 172 80 2 среднесрочные усовершенствование меры процесса электролиза, анодного производства и обслуживания оборудования к 2017 году «ТАЛКО» - Перенесение работ по 150 нет данных нет данных техническое техническому обслуживание в обслуживанию с лета на зимний период зимний период Переход от Увеличение доли 357 85 5 отопления на домохозяйств в электричестве на городской местности, уголь подключенных к централизованной системе отопления с 15 процентов до 65 процентов к 2021 году Изоляция зданий 30 процентов городских 25 20 5 домашних хозяйств теплоизолируют свои квартиры и дома до 2022 21 Мера Прогноз Сокращение Совокупные Себестоимость зимнего спроса инвестиционные экономии к 2020 году расходы (млн. единицы (ГВт/ч) долл. США) электроэнергии (цент/кВт/ч) года Стандарты и Внедрение стандартов 65 5 2 маркировка энергоэффективности и маркировки для бытовых приборов Солнечные Увеличение доли 13 47 14 водонагреватели солнечных водонагревателей ИТОГО 3250 280 52. Рисунок 3 иллюстрирует прогнозные спроса на период до 2020 года в двух вариантах: до и после реализации соответствующих мер; суммарные прогнозы представлены в Таблице 3. В полном объеме эффект от реализации большинства по повышению энергоэффективности будет достигнут к 2022 году, поскольку может потребоваться 8-10 лет для достижения намеченных годовых показателей по экономии электроэнергии. Воздействие мер по повышению энергоэффективности будет продолжаться и после 2022 года, так как целевые показатели сохраняются даже по мере роста спроса, хотя эффект в дальнейшем снижается. Рисунок 3: Воздействие мер по увеличению тарифов, по переходу на альтернативные виды топлива и по повышению энергоэффективности за счет регулирования спроса, 2012 – 2020 гг. Источник: Расчеты сотрудников Банка 22 Таблица 3: Показатели зимнего спроса до принятия и после принятия мер по увеличению тарифов, по переходу на альтернативные виды топлива и по повышению энергоэффективности (ГВт/ч) 2012 год 2013 год 2014 год 2016 год 2018 год 2020 год Зимний спрос до увеличения тарифов, до перехода на альтернативные виды топлива и до повышения энергоэффективности 11213 11705 12239 13215 14199 15181 Зимний спрос после увеличения тарифов, после перехода на альтернативные виды топлива и после повышения энергоэффективности 11200 11535 11706 11580 11738 11930 Сокращение зимнего спроса (в процентах) 0.1 1 4 12 17 20 Источник: Расчеты сотрудников Всемирного банка 53. Инвестиционные расходы: Совокупные расходы на реализацию вышеупомянутых мер по повышению энергоэффективности потребуют осуществления инвестиций в размере около 280 миллионов долларов США в 2013 - 2020 гг. Большинство из предложенных мер по повышению эффективности использования электроэнергии оценивается как экономически целесообразные, поскольку стоимость сэкономленной электроэнергии в расчете на кВт/ч ниже рассчитанной долгосрочной стоимости ее поставки более 10 цент/кВт/ч. Тем не менее, в рамках некоторых мер, таких как более интенсивное применение солнечных водонагревателей, как представляется, стоимость получаемого электричества выше рассчитанной долгосрочной стоимости ее поставки. 54. Необходимо отметить, что предлагаемые меры и оценки экономии электроэнергии носят ориентировочный характер. Несмотря на недавно проведенное исследование по вопросу энергоэффективности (например, Сводный план по энергоэффективности - офис ПРООН, 2011 год), база данных еще не полная и является недостаточной для проведения всестороннего количественного анализа. ПРТ необходимо рассмотреть вопрос о проведении детальной оценки возможностей повышения энергоэффективности и перехода на альтернативные виды топлива (в том числе районное отопление), чтобы принять обоснованные решения относительно экономической и финансовой целесообразности мер по повышению эффективности использования электроэнергии. 2.4 Экспортные возможности 55. ПРТ рассматривает экспорт электроэнергии как один из основных двигателей экономического роста и источников валютных поступлений. В летний период количество электроэнергии, вырабатываемой гидроэлектростанциями Таджикистана, превышает внутренний спрос. При условии экспорта указанных излишков электроэнергии, страна будет получать доход, который позволит сократить размер повышения цены на электроэнергию в будущем и который будет играть важную роль в деле улучшения финансового положения в энергетическом секторе. 56. В настоящее время Таджикистан имеет соглашение об экспорте электроэнергии в Исламскую Республику Афганистан, предусматривающее поставку гарантированной энергии в летний период с Сангтудинской ГЭС на подстанцию в Кундузе по двухцепной 23 линии напряжением 200 кВ с пропускной способностью в 300 МВт. Экспорт упомянутой гарантированной энергии в летнее время учитывается при подготовке прогнозов в отношении спроса, так как он представляет собой спрос, который должен быть удовлетворен. Указанный экспортный спрос не совпадает по времени с пиковой нагрузкой. 57. Объем излишков электроэнергии, которую энергосистема Таджикистана может генерировать после удовлетворения внутреннего спроса, и гарантированный экспортный спрос зависят от количества и размера гидроэлектростанций, рассматриваемых в рамках нескольких портфелей проектов. Какой объем излишков электроэнергии может экспортироваться, зависит от линий электропередач, соединяющих Таджикистан с потенциальным экспортными рынками в Южной Азии, в частности, с Афганистаном, Пакистаном и Индией, а также странами Центральной Азии. 58. В настоящее время различные проекты находятся на рассмотрении, в том числе CASA-1000, проект по региональному энергетическому рынку для Центральной и Южной Азии, который предусматривает планы по строительству линии напряжением 500 кВ между Кыргызской Республикой, Таджикистаном, Афганистаном и Пакистаном. Первый этап проекта CASA-1000 предусматривает поставки 1000 МВт электроэнергии в Пакистан и 300 МВт – в Афганистан только в летний период, характеризующийся пиком спроса в Пакистане. 59. Другой возможностью, которую необходимо принять во внимание, является экспорт в страны, объединенные Энергосистемой Центральной Азии (ЭСЦА), в частности, в Казахстан и Узбекистан. Это предполагает восстановление коммерческих поставок электроэнергии, которые постепенно прекратились после распада Советского Союза, когда страны приняли решение о сокращении взаимных поставок и стремились получить энергетическую независимость. Содействие развитию региональной торговли электроэнергией соответствует целям Конференции по центрально-азиатскому региональному экономическому сотрудничеству (ЦАРЭК). 60. Для целей данного исследования рассматриваются следующие экспортные маршруты:  Проект CASA-1000 (1300 МВт): максимальные годовые объемы экспорта электроэнергии - 4000 ГВт/ч, совместно (Кыргызская Республика [40 процентов] и Таджикистан [60 процентов = 2400 ГВт/ч], начиная с 2017 года и далее;  Проект CASA Этап 2 (1300 МВт): максимальные годовые объемы экспорта электроэнергии из Таджикистана - 4000 ГВт/ч, начиная с 2023 года и далее;  Экспорт через территорию Узбекистана в республики Центральной Азии: максимальные годовые объемы экспорта электроэнергии – 850 ГВт/ч, начиная с 2021 года и далее. 61. По проекту CASA-1000 рассматривается сумма в размере 250 миллионов долларов США в качестве вклада Таджикистана в капитальные инвестиции. По проекту CASA Этап 2, предполагается, что Таджикистан будет нести совокупные инвестиционные расходы в Таджикистане, Афганистане и Пакистане в размере 750 миллионов долларов США. Указанные расходы будут компенсироваться через систему тарифов. При экспорте через территорию Узбекистана будут использоваться существующие линии, для чего не потребуется каких-либо дополнительных вложений; это предполагает соответствующее разрешение вопросов, связанных с барьерами на пути развития торговли энергоресурсами, и 24 возможность обеспечить синхронизацию работы Энергосистемы Центральной Азии (ЭСЦА) к 2020 году. Принимая во внимание тариф на электроэнергию в размере 3,5 центов/кВт/ч с учетом тарифа, согласованного с Афганистаном и конкурентных расценок на поставляемые излишки электроэнергии в летний период, предполагается, что общие экспортные тарифы (включая возмещение издержек по электропередаче) будут составлять 4,4 цента/кВт/ч по проекту CASA-1000 и 6,2 цента/кВт/ч по проекту CASA Этап 2. Эти прогнозы показывают, что все экспортные поставки будут осуществляться за счет выработки излишков электроэнергии в летний период. За 2012-2020 годы, помехи, связанные с электропередачей, не оправдывают дополнительные инвестиций в новые электростанции, предназначенные для экспортного рынка. Устранение помех в сфере передачи электроэнергии позволит увеличить возможности для экспортных поставок в летнее время. Таблица 4: Возможности для экспорта согласно расчетным данным для Таджикистана Мощность Энергия Стоимость Год пуска в Экспортные тарифы (МВт) (ГВт/ч) инвестици эксплуатацию (цент/кВт/ч) й (млн. Электроэ Транзит Итого долларов нергия США) Проект CASA 1000 1,300 2400 250 2017 3,5 0,9 4,4 Проект CASA Этап 2 1300 4000 750 2023 3,5 2,7 6,2 Через Узбекистан в 250 850 -- 2021 3,5 0,5 3,5 Центральную Азию (расчетн.) Максимум 2850 7250 1000 25 3. АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ 3.1 Характеристика существующей электроэнергетической системы 62. В электроэнергетической системе Таджикистана преобладают гидроэлектростанции, большинство из которых построены в советское время. На гидроэлектростанции приходится 4750 МВт – 96% от общей установленной мощности. Тем не менее, генерирующая мощность недостаточна для удовлетворения расчетной пиковой нагрузки 3500 МВт из-за низкого уровня воды в реках в период пикового спроса в зимние месяцы. В зимнее время гарантированная мощность системы снижается до 2250 МВт, на 1250 МВт меньше, чем нужно. Эта проблема связана с двумя аспектами: (1) ограниченное количество мощности ТЭЦ, которая может функционировать полный рабочий день на полную мощность (загрузка мощности в базовом режиме), учитывая характеристики спроса; и (2) только одна гидроэлектростанция – Нурекская ГЭС – имеет водохранилище, в то время как все остальные ГЭС работают в естественном режиме реки, которые сталкиваются с низким уровнем притока в зимнем периоде. Дефицит в базовой мощности также вынуждает гидроэлектростанции эффективно функционировать в базовом режиме, что изначально не предусматривалось. 63. ПРТ уже приняты меры по укреплению энергообепеченности. Например, Сангтуда-1 ГЭС добавила дополниительные 670 Мвт мощности, а Сангтуда-2 (220 Мвт) согласно прогнозам в скором времени будет полностью сдана в эксплуатацию. Эти усилия сыграли решающую роль в смягчении нехватки электроэнергии в зимний период, тем не менее необходимы дополнительные меры для сбалансирования спроса и предложения в ближайшем будущем. 64. Нурекская ГЭС является краеугольным камнем энергетической системы Таджикистана. Мощностью 3000 МВт, гидроэлектростанция представляет более 60% от общей установленной мощности. Высота плотины 300 метров, самая высокая плотина в мире. Длина водохранилища 70 км, площадь зеркала водохранилища 98 км2. Первоначальная основная цель водохранилища обеспечивать воду для нужд ирригации с использованием энергии в качестве побочного продукта. 65. Потенциал существующего водохранилища недостаточен для удовлетворения потребностей страны в электроэнергии зимой. Потенциал водохранилища достаточен для удовлетворения еженедельных изменений спроса на электроэнергию, но не сезонных колебаний. В результате, Таджикистан находится в неблагоприятной ситуации, имея избыточную мощность летом с ограниченными возможностями рынка продажи электроэнергии. В течение лета вода сбрасывается с водохранилища, поскольку его объем недостаточем для накопления воды, чтобы полностью удовлетворить спрос на электроэнергию в зимние месяцы. Увеличение потенциала вместимости водохранилища для каскада станций на реке поможет смягчить эту проблему. 66. Меры по повышению энергоэффективности, описанные в Разделе 3 – важнейшие компоненты в балансировании спроса и предложения на электроэнергию. Однако они не достаточны. Для устранения дефицита электроэнергии зимой и удовлетворения растущего 26 спроса требуется новые источники энергоснабжения. В этой главе рассматриваются дополнения к энергоснабжению на основании ряда альтернатив: гидроэлектростанции, тепловые источники (например, уголь, природный газ и дизельное топливо), возобновляемые источники энергии, а также импорт электроэнергии (Разделы 3.2-3.5). Глава также охватывает важнейшие вопросы защиты потенциала существующих активов путем модернизации (Раздел 3.1). 67. Первоначальный список вариантов энергоснабжения составлен на основании обзора по инициативе Всемирного банка в качестве подготовительных работ для данного исследования.19 Подготовительные работы включали сбор данных существующих исследований, проектные предложения, планы расширения системы, оценку системы, данную ПРТ, Барки Таджик (БТ), партнерами по развитию и НПО. Кроме того, дана оценка другим вариантам, которые ПРТ/БТ пока не рассматривали, но которые могли бы быть потенциальными источниками энергии в будущем: возобновляемые источники энергии, газовые электростанции, аварийные дизельные электростанции и альтернативные варианты импорта электроэнергии. 68. В ходе предварительной проверки исключены альтернативы, реализация которых по техническим причинам весьма нереальна в течение следующих 10-20 лет. Во внимание приняты замечания ПРТ и БТ, а также результаты ряда встреч с представителями министерства экономического развития. Уточненный список альтернатив энергоснабжения подготовлен без вариантов, которые:  Либо не осуществлялись ПРТ/БТ вследствие определенных технических, экологических или социальных причин, или  Не разрабатывались, так как первоначально им была дана оценка в подготовленном десятилетия назад комплексном плане развития на высоком уровне и, следовательно, не представляет практичнуюинформацию о проекте. 69. Как уже упомяналось выше, данное исследования исключает варианты плотинных ГЭС с водохранилищами. По этой причине пересмотренный список включает ряд проектов ГЭС, но исключает проекты плотинных ГЭС с водохранилищами, в которых вода хранится в течение вегетационного периода, и которые могли бы повлиять или могли быть восприняты как способные повлеять на сток в соседние страны. Пересмотр привел к исключению четырех проектов из списка рассматриваемых вариантов, в том числе две станции с собственным водохранилищем сезонного регулирования: Рогунская ГЭС на реке Вахш в Таджикистане (по оценкам, установленная мощность составляет 3600 МВт) и Даштиджумская ГЭС на реке Пяндж на границе с Афганистаном (расчетная установленная мощность составляет 4000 МВт). 69. Новое варианты генерации оцениваются с точки зрения спроса на электроэнергию зимой, когда пиковый спрос высок, а речной сток низкий (январь – это месяц максимального спроса в Таджикистане). Таким образом, дополнительная генерирующая мощность измеряются и приоритезируется исходя из обеспеченной, а не установленной мощности. Кроме того, каждый вариант вырабатывающей станции оценивался по совокупности экономических, социальных, экологических и технических критериев, 19 Группа Всемирного Банка (2011 год), Приложение C к ,,Техническому заданию’’ для исследования альтернатив энергоснабжения. 27 разработанных на основе консультаций с Правительством Республики Таджикистан. Полный список альтернатив с характеристиками представлен в Приложении 6. 3.2 Модернизация гидроэлектростанций 70. Сохранение 4950 МВт существующей установленной мощности20 в таджикской системе имеет ключевое значение для удовлетворения спроса. Большинство гидроэлектростанций в Таджикистане (ГЭС) находятся в эксплуатации в среднем 45-50 лет без крупных инвестиций в модернизацию и реконструкцию. Это сопоставимо с отраслевыми нормами 25 лет экономичного срока службы гидроэнергетического оборудования и 50 лет - для строительных работ. Большинство старых ГЭС требуют модернизации или замены турбин, генераторов, трансформаторов и других ключевых элементов электромеханического оборудования. Эти ГЭС также нуждаются в реконструкции строительных работ, в том числе вывоз мусора и других завалов из нижних бьефов. Для некоторых электростанций, а именно Нурекской ГЭС заиление представляет столь же трудную задачу для эксплуатационного потенциала. 71. ПРТ осознает, что реабилитация гидроэлектостанций находящихся в эксплуатации является одним из приоритетных мер по восстановлению энергетической системы и обеспечению энергетической безопасности в стране. В этом году на стадии завершения находится модернизация Варзобской ГЭС-1, и продолжается строительство распределительного устройства-220 кВ на Нурекской ГЭС и модернизации 4-го гидроагрегата главного ГЭС. Проект строительства распределительного устройства -500 кВ на Нурекской ГЭС начат и должен быть завершен в промежутке 2013-2015 гг. В промежутке 2012 и 2016 годах, ПРТ отдает приоритет модернизации трех крупных ГЭС: Нурекской, Кайраккумской и Головной (Сарбанд). Определены источники финансирования для модернизации Кайраккумского и Головной ГЭС (по крайней мере, частично) (т.е. средства ЕБРР для Кайраккумской ГЭС (начало 2012) и средства АБР для Головной (в 2013 году)). Всемирный банк инициирует проведение оценки технико- экономического обоснования для модернизации Нурекской ГЭС в рамках дополнительного финансирования для Проекта сокращения потерь энергии, однако финансирование по необходимым работам еще не определено. 72. Предполагаемые меры по модернизации основаны на графике, предоставленным ПРТ. Если данные отсутствуют, то предполагается, что ремонт электростанций осуществляется в конце нормативного срока службы. При этих предположениях около 60% активов гидроэнергетики необходимо модернизировать к 2020 году, и почти 80% к 2030 году. Без модернизации гарантированная мощность ГЭС может упасть с нынешнего уровня в 2100 МВт до 760 МВт к 2030 году (рис.4). 73. Модернизация также предлагает возможность увеличить выработку электроэнергии на единицу воды. Модернизация может увеличить гарантированную мощность минимум на 2.5-5% или дополнительные 65 МВт, что может обеспечить дополнительные 260 ГВт выработки. Подробный список ГЭС для восстановительных работ и прогнозируемого увеличения гарантированной мощности, представлен в Приложении 5. 20 Общая установленная мощность составляет 4950 МВт, но гарантировання мощность существующей системы в настоящее время только 2270 МВт из-за низкого уровня воды в реках зимой и ограниченной загрузки в базовом режиме тепловой мощности. 28 74. Модернизация по сравнению с возведением новой электростанции, как правило, представляет собой более экономичный вариант. Тем не менее, существующие активы такие старые, что общая стоимость модернизации гидроэлектростанций оценивается в 1,1 млрд. долларов США в течение 2013-2020 года. Сейчас в процессе реализации находятся проекты по модернизации на сумму 400 млн. долларов США, которые, как ожидается, будут завершены к 2014 году. Объем ожидаемых работ в сочетании с присущей сложностью проектов по модернизации и необходимостью сохранения мощности в течение зимних месяцев заслуживает подробного плана, учитывающего приоритеты и непредвиденные расходы. Рисунок 4: Гарантированная гидроэнергетическая мощность и выработка электроэнергии "с" и "без" инвестиций в модернизацию21 Источник: Всемирный банк, Fichtner (2012 год) 3.3 Развитие гидроэнергетики 75. Таджикистан обладает огромным гидроэнергетическим потенциалом, из которой освоено только 5%. ПРТ определило для разработки 22 русловые ГЭС, суммарная установленная мощность которых по оценкам составляет 13000 МВт. Они расположены в бассейнах трех рек (Вахш / Зеравшан, Оби-Хингоу и Пяндж); их размер варьируется от 90 МВт до 2100 МВт.22 21 Данный рисунок включает влияние заиления в Нурекском водохранилище,но не включает воздействие увеличения потенциала за счет модернизации в ходе реабилитации на любой ГЭС. 22 . Сангтудинская ГЭС, расположенная на Вахшском каскаде, считается как введенный в эксплуатацию и следовательно включена в расчеты текущей поставки электроэнергии. 29 76. Несмотря на масштабы гидроэнергетического потенциала, ГЭС имеют ряд ограничений. Самое главное в том, что речные стоки в нижних бьефах и холодная погода уменьшают выработку электроэнергии зимой, особенно на ГЭС, не имеющих водохранилищ. В нынешней системе, зимняя выработка электроэнергии составляет около 70% от летней выработки; предполагается, что зимняя выработка электроэнергии на 22 новых русловых ГЭС составит около 40% летней выработки. 77. Гарантировання мощность оценивается на основании стока и месяцев наибольшего спроса (Вкладка 7), таким образом, вклад ГЭС в удовлетворение пикового спроса зимой ограничен. Например, несмотря на установленную мощность около 5000 МВт, существующая система может обеспечить гарантированную мощность только около 2200 МВт в зимний период. Влияние низкого стока также существенно для малых ГЭС. 60-70 проектов малых ГЭС с общей установленной мощности 35 МВт, в зимний период могут генерировать только 7 МВт. В некоторых случаях установленная мощность до 8- 10 раз больше расчетной гарантированной мощности (табл. 5). В среднем по определенным проектам гарантированная мощность равна 25 процентам установленной мощности. 78. С использованием лишь руслового режима реки для удовлетворения потребностей в обеспеченной мощности необходимо построить множество ГЭС, таким образом увеличивая потребности в финансировании. Это также приводит к высокой стоимости гарантированной мощности, что значительно превышает стоимость установленной мощности и, в некоторых случаях, стоимости тепловых электростанций. Как показано в таблице 5, удельная стоимость обеспеченной мощности колеблется от 10 центов/кВт/ч до более чем 36 центов/ кВт/ч, с четырьмя исключениями. Высокая установленная мощность должна поддерживать высокий уровень выработки во время высоких летних паводков. Однако, без доступных экспортных энергорынков, избыток электроэнергии в летний период продать невозможно, что влияет на финансовую рентабельность таких электростанций. 79. Лишь малочисленные проекты ГЭС готовы к инвестициям, потому что не имеют технико-экономических обоснований, которые отвечают международным стандартам. Следовательно, самое раннее, когда какая-нибудь ГЭС может быть полностью сдана в эксплуатацию - 2020 год.23 Кроме того, большая часть намеченных проектов находится на реке Пяндж, главного притока Амударьи, совместно используемого с Афганистаном, и могут возникнуть дальнейшие осложнения (такие как доля вырабатываемой электроэнергии) в связи с их приграничным характером. 80. ПРТ находится на стадии завершения комплексных исследований по оценке предлагаемого проекта Рогунской ГЭС, проект в 3600 Мвт на реке Вахш. В рамках исследования будут рассмотрены вопросы, связанные с производством электроэнергии, безопасности плотины, гидрологии, уровня приточности в низовье, воздействия на общество и окружающую среду, экономическая целесообразность и проект сроительства. Эти исследования планируется завершить в марте 2013 года, которые будут открыты для обсуждений и консультаций с общественностью до июня 2013 года. 23 Предполагаются следующие периоды строительства: МГЭС – 2 года; ГЭС от 10 до 100 МВт – 4 года; ГЭС от 201 до 1000 МВт - 5 лет; ГЭС от 1001 до 2000 МВт - 6 лет; ГЭС от 2001 до 4000 МВт -8 лет. 30 Исследования являются одним из составляющих в оценке жизнеспособности предлагаемого проекта в качестве вклада в энергетическую безопасность Таджикистана. В случае, если оценочные исследования продемонстрируют целесообразность реализации проекта с экономической, экологической, социальной и технической точек зрения, будут завершены обсуждения с прибрежными странами, и все элементы по разработке проекта будут осуществлены (технико-экономическое обоснование, проектные параметры, договоренность с правительствами прибрежных стран, обеспечение финансирования), ПРТ намерено построить гидроэлектростанцию в течение 12-14 лет, с первой выработкой электроэнергии в объеме 240 МВт планируемой в 2016 году, и 1000 МВт в 2018 году. Эта дополнительный потенциал поможет удовлетворить растущий спрос после 2016 года, тем не менее не будет доступен раньше для содействия в ликвидации дефицита электроэнергии до 2016 года. Вкладка 7. Оценка гарантированной мощности гидроэлектростанций В литературе обсуждаются различные определения гарантированной мощности гидроэлектростанций. Как правило, утверждается, что определение гарантированной мощности следует рассматривать в контексте спроса и периода времени, в течение которого система переходит от полного наполнения водохранилищ до минимального. В руководстве гражданского строительства по проектированию и строительству гидроэлектростанций американского общества инженеров- строителей надежная (гарантированная) мощность, исходя из метода критического месяца, определяется следующим образом: “Традиционное определение гарантированной мощности основывается на способности ГЭС выдавать мощность в условиях наиболее неблагоприятных с точки зрения нагрузки и стока. Таким образом, гарантировання мощность плотинной ГЭС с сезонным водохранилищем основана на его мощности в месяц высокого спроса в конце цикла спуска воды из водохранилища, когда мощность ГЭС сокращается в связи с уменьшением напора”. Используя это в контексте таджикской энергетической системы, если вторая половина зимнего периода определяется как период ближе к концу цикла спуска воды из водохранилища, январь с точки зрения спроса, будет соответствующим месяцем, так как в это время имеет место пиковый спрос. Располагаемая мощность Нурекской ГЭС в январе берется в качестве основы для определения гарантированной мощности. Чтобы соответствовать определению гарантированной мощности электростанций с водохранилищем, мощность русловых ГЭС оценивается на том же основании. Таким образом, гарантированная мощность берется как обеспеченная мощность в январе – месяц пикового спроса, даже если с чисто гидрологической точки зрения, самая низкая располагаемая мощность приходится на март, когда наблюдается самый низкий сток. Оценочные показатели гарантированной мощности, используемые в настоящем отчете, являются статическими, основанными на действующей структуре выработки электроэнергии в Таджикистане. Изменение структуры выработки в будущем изменит гарантированную мощность гидроэлектростанций. 81. Учитывая то, что в настоящее время продолжаются исследования по Рогунской ГЭС, и основываясь на мировом опыте, что реализация таких крупных и сложных гидроэнергетических проектов, даже если они считаются технически и экономически выполнимыми, сталкивается с долгим подготовительным периодом и задержками, в настоящее исследование не входит ни Рогунская ГЭС, ни другие крупные ГЭС с водохранилищем24. Напротив, параллельно оценочным исследованиям Рогунской ГЭС 24 В дополнение к Рогунской ГЭС, следующие проекты были исключены из рассмотрения: Даштиджумская ГЭС на реке Пяндж на границе с Афганистаном (приблизительная установленная мощность - 4000 МВт); Сангворская ГЭС (160 МВт на реке Оби-хингоу) и Oббурдонская ГЭС (120 МВт на реке Зарафшон). В последние годы технико-экономическое обоснование не проводилось ни по одному из этих трех определенных проектов. 31 было проведено исследование дефицита электроэнергии в Таджикистане в зимнем периоде. 82. В таблице 5 приводится перечень предлагаемых проектов гидроэлектростанций, рассматриваемых в рамках исследования. Таблица 5: Основные данные по ГЭС рассматриваемые в данном исследовании как варианты энергоснабжения (без учета проектов ГЭС с водохранилищем) Установ- Обеспе- Среднего- Ближайший Инвести- Удельная ленная ченная довая срок сдачи в ционные себестоимость2) Название ГЭС Река Тип мощность мощность выработка эксплуата- затраты1) цию МВт МВт ГВт/ч/год Год Млн.доллар цент/кВт/ч ов США Шуроб Вахш РЭС 850 99 3,043 2020 1,565 25.5 На реке РЭС Зарафшон 160 14 497 2020 327 36.2 Фандарье Сангистонская Зарафшон РЭС 140 27 647 2020 292 17.1 Айнская Зарафшон РЭС 160 30 729 2020 330 17.3 Яванская Зарафшон РЭС 160 25 664 2020 331 21.0 Дупулинская Зарафшон РЭС 90 10 319 2020 190 30.0 Баршорская Пяндж РЭС 300 28 763 2025 619 35.5 Андеробская Пяндж РЭС 650 58 1,577 2025 1,291 35.9 Пишская Пяндж РЭС 320 87 1,629 2025 655 12.0 Санободская Пяндж РЭС 125 125 1,088 2020 285 3.5 Язгуломская Пяндж РЭС 850 139 3,318 2025 1,662 19.2 Гранитные Пяндж РЭС 2,100 436 9,364 2028 4,020 17.1 ворота Ширговатская Пяндж РЭС 1,900 300 7,272 2026 3,659 20.7 Хоставская Пяндж РЭС 1,200 456 7,122 2026 2,309 8.6 Джумарская Пяндж РЭС 2,000 420 8,970 2026 3,769 15.2 Московская Пяндж РЭС 800 429 5,640 2025 1,501 5.6 Кокчинская Пяндж РЭС 350 82 1,664 2025 691 13.4 Оби- РЭС Урфатинская 160 48 940 2022 349 11.3 Хингоу Штиенская Оби РЭС 160 54 985 2022 349 10.0 Нурабад-2 Оби РЭС 120 38 723 2020 270 10.9 Нурабад-1 Оби РЭС 150 40 847 2021 310 12.0 Гармская Сурхоб РЭС 120 46 737 2022 249 8.4 Малые ГЭС Разные РЭС 35 7 175 2015 110 22.2 1) Включая издержки на подключение к сети передачи электроэнергии и расходы на переселение населения/смягчения экологических последствий, но без учета процента во время строительства. 2) Удельная стоимость гарантированной выработки электроэнергии: учитываются инвестиционные затраты, включая процент во время строительства, расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание, затраты на топливо, расходы на подключение к ближайшей энергосистеме, и издержки на смягчение экологических последствий. Общая сумма расходов в течение всего срока реализации проекта переводится в годовую 32 стоимость (аннуитет), а затем устанавливается в зависимости от ежегодной гарантированной выработки электроэнергии. Параметры гарантированной выработки электроэнергии представлены в Приложении 5. 83. Находящиеся в эксплуатации ГЭС расположены на реках Вахш/Заравшон. Строительство электростанций в новых областях требует расширения системы электропередачи для подключения электростанций к существующей энергосистеме. Это проблема особенно касается ГЭС на реке Пяндж, которые географически удалены от энергосистемы. 84. Инвестиционные затраты, которые не основываются на существующих исследования, оценены исходя из имеющихся данных недавно построенных электростанций в Таджикистане. Затраты на создание русловых электростанций (РЭС) оцениваются в 1,800 долларов США/кВт и 2,000 долларов США/ кВт в зависимости от величины. 3.4 Тепловые электростанции 85. Тепловые электростанции (ТЭС) имеют явное преимущество с точки зрения гарантированной выработки электроэнергии, поскольку они не подвержены сезонным колебаниям стока рек. Выработка тепловых электростанций не имеет сезонности, так что гарантированная мощность равна установленной мощности. Тепловые электростанции могут быть сданы в эксплуатацию быстрее при условии, что будут доступны запасы топлива. В настоящее время тепловые электростанции играют лишь незначительную роль в системе Таджикистана. Без внутреннего производства природного газа, тепловые электростанции зависят от угля. a) Уголь: Основываясь на предыдущих исследованиях, существуют, по крайней мере, три угольные шахты, которые можно использовать для снабжения ТЭС топливом в ближайшем будущем: месторождения Зидды, Шураб, Фон-Ягноб. Подтвержденные запасы угля этих шахт составляют около 500 млн. тонн, которые могли бы снабжать четыре новые станции общей мощностью 1,300 МВт (Душанбе-2, Шуроб-1 и Шуроб -2, и Фон-Ягноб). Таблица 6: Основные данные вариантов снабжения тепловой энергии Гаранти- Установ- Зимняя Ближайший Инвести- Удельная рованная ленная выработка срок сдачи в ционные себестоимость Название Топливо Тип мощность мощность эксплуата- затраты1) гарантиро- цию ванной энергии2) МВт МВт ГВт/ч Год Млн.доллар центы/ кВт. ч ов США Душанбе-2 Уголь ТЭЦ 200 200 1000 2013-16 349 8.7 Шуроб-1 ТЭС Уголь ТЭЦ 300 300 1,104 2018 523 9.9 Шуроб-2 ТЭС Уголь ТЭЦ 300 300 1,104 2020 523 9.9 Фон-Ягноб Уголь ТЭЦ 500 500 1,840 2020 1,051 11.2 ТЭЦ Аварийный дизель Дизельное 100 100 396 2014 40 28.8 топливо 1) Включая издержки на подключение к системе передаче электроэнергии и затраты на переселение населеняи/смягчение экологических последствий, но без учета процента во время строительства. 2) Удельная стоимость гарантированной выработки электроэнергии учитывает инвестиционные затраты, включая процент во время строительства, расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание, затраты 33 на топливо, расходы на подключение к ближайшей сети электропередачи, и издержки на смягчение экологических последствий. Общая сумма расходов в течение всего срока реализации проекта переводятся в годовую стоимость (аннуитет), а затем устанавливаются в зависимости от ежегодной гарантированной выработки электроэнергии. ТЭС Душанбе-2 и ТЭС Шуроб основана на технико-экономическом или предварительном технико-экономическом исследовании, проведенными китайскими фирмами; Фон-Ягноб применяет стандарты и расходы в соответствии с международной практикой 86. Эти станции включены в перечень приоритетов ПРТ с целью добавить столь необходимую обеспеченную мощность и поддержать экономическую независимость. Планируется, что Душанбе-2 будет сдана в эксплуатацию поэтапно. Первая выработка 50 МВт планируется зимой 2013 года, с дополнительными 50 МВт в следующем году. Выработка окончательного объема электрожнергии в 100 МВт зависит от удовлетворительной работы и подтверждения соответствия с природохранными защитными мерами/политикой, тем не менее может быть обеспечена в 2016 году. Шуроб-1 может быть сдана в эксплуатацию в 2018 году.. Эти новые станции компенсируют изъятие из эксплуатации Душанбе-1 в 2018 году, добавив 378 МВт в систему25. Согласно ускоренной программе, дополнительные 300 МВт могут быть добавлены с помощью Шуроб-2 в 2020 году. Получено подтверждение обеспечения углем четвертойя угольной электростанцииФон-Ягноб, и в настоящее время проводится обсуждение технико-экономического обоснования электростанции мощностью в 500 МВт. Если работа по проведению ТЭО пройдет быстро и будет обеспечено финансирование строительства станции, то в этом случае Фон-Ягнобская станция будет сдана в эксплуатацию к 2020 году или раньше. 87. Расходы, связанные с генерацией электроэнергии на угле, колеблется от 8.7 цента/кВтч (Душанбе-2) до 11.2 цента/кВтч (Фон-Ягноб). Эти расходы основываются на стоимости каменного угля – 100 долларов США/тонна. Инвестиционные затраты варьируются от 1,750 долларов США/кВт и 2,000 долларов США/кВт, отчасти из-за технологий и данных строительства: данные Душанбе-2 и Шуроб-1 основаны на предварительном технико-экономическом исследовании и технико-экономическом обосновании китайских компаний; оценка инвестиционных затрат станции Фон-Ягноб основаны на последних глобальных средних инвестиционных затратах26. Следует отметить, что при скромных дополнительных инвестициях, правительство могло бы также рассмотреть вопрос о создании тепловой электростанции, работающей на угле и газе. При наличии газа эксплуатационные расходы могут быть снижены. b) Природный газ: природный газ предлагает превосходное топливо для генерации тепловой энергии. Парогазовые электростанции (ПГУ) имеют более низкое воздействие на окружающую среду, чем угольные электростанции, и могут быть построены недалеко от городских центров. При нынешних ценах на импортируемый газ, себестоимость генерации электроэнергии на газе оценивается не больше 8 центов/кВт/ч27 по сравнению с 8.7-11.2 центами/кВтч для угольных электростанций. Обнаружение внутренних запасов природного газа может быть "поворотным моментом" для Таджикистана, что позволит использовать природный газ вместо уголя и импорта энергии. Рекомендуется 25 ПРТ планирует изъять из эксплуатации Душанбе-1 в 2015 году, чтобы согласовать с предполагаемой датой ввода в эксплуатацию Душанбе-2. Однако, учитывая риск задержки, а также тяжесть дефицита, анализ предполагает, что дальнейшее аварийное техническое обслуживание продлит изъятие до 2018 года. 26 ТЭО стоимостью в $1.2 млн.долл.США находится в рассмотрении. 27 Предполагаемая цена экспортного газа 250 долларов США/тысяча кубометров, если в Таджикистане обнаружат запасы природного газа. 34 проектировать угольные электростанции, работающие и на угле, и на газе, чтобы при необходимости возможно было использовать местный или импортируемый газ. 88. В настоящее время в Таджикистане нет известных, коммерчески привлекательных запасов природного газа. Ведутся некоторые разведочные работы с гипотетическими, но интересными результатами изысканий. Например, компания Tethys, проводящая разведку нефти и газа в Бохтарском районе, охватывающего около 35000 км², по контракту, предусматривающего раздел продукции между участниками, оценила валовую безрисковую среднюю величину извлекаемых запасов в 27.5 млрд. баррелей нефтяного эквивалента (3.2 триллиона кубических метров газа и 8.5 млрд. баррелей нефти и газового конденсата). Газпром осуществляет разведочные работы на четырех участках, достигнув примерно половины планируемой глубины. Геологическая служба США (USGS), при содействии афганской геологической службы и агентства США по торговле и развитию, предприняла в 2006 году энергетическое обследование в результате первой в истории оценки неразведонной афганской нефти и природного газа. В ходе обследовании подсчитано, что запасы, расположенные на севере страны (в бассейне реки Амударья на северо-западе и афгано-таджикском бассейне на северо- востоке), могут содержать эксплуатационные запасы в размере 1.596 млн. баррелей нефти и свыше 1 триллиона кубометров природного газа, в 18 раз больше нефтяных ресурсов и в три раза больше ресурсов природного газа, определенных ранее. Это обнадеживает, хотя эти выводы основаны на предварительных исследованиях. Например, оценка компании Tethys основана на анализе 2-мерных сейсмических данных, в том числе независимом обзоре, но разведочные скважины пробурены не были. Необходима значительно более детальная оценка технической и коммерческой жизнеспособности этих участков, чтобы рассматривать вложение инвестиций в новые отечественные газовые электростанции. c) Дизельное топливо: в кратчайшие сроки на основе аренды можно мобилизовать аварийные дизельные электростанции. Однако, из-за их высокой стоимости (около 29 центов/кВт/ч), они практичны только как временная альтернатива для удовлетворения спроса, так как стоимость энергоснабжения составляет примерно в четыре раз больше расчетной средневзвешенной готовности платить. 3.5 Импорт электроэнергии 89. Таджикистан был частью объединенной энергетической системы Центральной Азии с разводкой для своих соседей – Узбекистана и Кыргызской Республики, и Туркменистана через Узбекистан. При низкой стоимости газовых электростанций, тарифы на импортируемую электроэнергию были бы около 6 центов/кВт/ч. Рассматриваются различные маршруты импорта:  Импорт электроэнергии непосредственно из Узбекистана  Импорт электроэнергии из Туркменистана через Узбекистан  Импорт электроэнергии из Туркменистана через Афганистан  Импорт природного газа в Таджикистан из Узбекистана и Туркменистана для парогазовых электростанций (ПГУ). a) Импорт электроэнергии из Узбекистана: В настоящее время большинство линий электропередачи 220 кВ, соединяющих Таджикистан с Узбекистаном, выключены по различным причинам, таким как цель правительства в достижении энергетической 35 независимости и предотвращения незапланированного энергетического потока.. В настоящее время, между странами нет энергетического потока. 90. Основным соединением между Таджикистаном и Узбекистаном является связующее звено между Регарской подстанцией в РРП Таджикистана с Сурханской и Гузарской подстанциями на территории Узбекистана. Две ЛЭП 500 кВ использовались ежегодно для импорта около 1500 ГВт/ч электроэнергии в зимний период. Построена временная обходная подстанция Регар между Гузарской и Сурханской линиями на территории Узбекистана. Технически, линию Регар-Сурхан можно снова ввести в эксплуатацию и для этого потребуются незначительные расходы. Мощность линии достаточна для импорта до 950 МВт электроэнергии (около 4,000 ГВт/ч) по ЛЭП 500 кВ28. 91. Возможность импорта электроэнергии из Узбекистана ограничено сложными политическими и коммерческими барьерами. Несмотря на это, ПРТ через Барки Таджик и Министерство энергетики и промышленности поддерживает диалог с Координационным советом по вопросам энергетики Центральной Азии по рассмотрению возможностей воссоединения с Единой энергосистемой Центральной Азии для увеличения объема импорта в краткосрочной перспективе. Для оживления торговли необходимы дальнейшие усилия всех сторон. 92. Также признается тот факт, что импорт электроэнергии из Узбекистана в будущем может быть ограничен имеющейся в наличии генерирующей мощности. С увеличением внутреннего спроса, а также ряда электростанций, которые исчерпают свой ресурс в течение ближайших нескольких лет, Узбекистан не будет иметь избыточной мощности в зимний период. Тем не менее, некоторое количество гарантированной мощности (250 МВт) может быть доступно для Таджикистана в 2014 и 2015 гг. после введения в эксплуатацию новых электростанций в Узбекистане, но в дальнейшем, вероятно, оно будет ограничено. В период низкого (внепикового) спроса могут быть доступны дополнительные 300 МВт. Это может сэкономить воду в водохранилищах Таджикистана, которая будет использоваться в период наибольшей нагрузки для обеспечения эквивалента дополнительной гарантированной мощности. Кроме того, следует отметить, что импорт электроэнергии из Узбекистана может быть ограничен из-за существующих контрактов по экспорту газа. В частности, имеющаяся информация о контрактах экспорта узбекского газа предполагает, что прогнозируемое производство газа будет достаточно для удовлетворения внутреннего спроса и выполнения экспортных обязательств, однако необходимы данные об имеющихся объемах газа для выработки электроэнергии на экспорт. 29 93. Основным препятствием торговле является создание соответствующей основы для импорта и экспорта и преодоление политических препятствий эффективности в торговых отношениях. Коммерческие проблемы включают неконтролируемые потоки мощности, плохую платежную дисциплину и ценообразование. Они могут быть частично учтены в техническом проекте30. Тем не менее, решение фундаментальных вопросов торговли между двумя странами – и несомненно среди всех стран Центральной Азии – потребует времени и совместных усилий. В целом, в центрально-азиатской системе энергоснабжения (ЦАСЭ) отсутствуют механизмы контроля, дисциплины и управления энергетическими потоками. Рыночное ценообразование находится в зачаточном состоянии и концепции, которые 28 Дополнительные линии электропередачи 220 кВ на севере имеют дополнительную мощность 450 МВт. 29 Анализ Всемирного банка 30 См. часть текста, заключенного в рамку 3, приложение 2. 36 помогают реализовать выгоды, такие как тарификация электроэнергии в зависимости от времени суток, стоимость дополнительных услуг, а также требования резерва мощности, не включены в инвестиционный план или планирование мероприятий. Эти трудности отягощаются политическим нежеланием принять участие в открытой торговле. 94. Несмотря на политические барьеры, возобновление торговли может принести регионам значительную пользу. Два недавних исследования Всемирного банка и Азиатского банка развития (АБР) пришли к выводу, что расширение торговли электроэнергией в Центральной Азии могло бы сэкономить до 2 млрд. долларов США в течение трех лет, с незначительными инвестициями. 95. Активизация энергетического обмена и синхронных операций через границы облегчит импорт электроэнергии в Таджикистан в зимний период из стран, в которых преобладает тепловая энергия (Узбекистан и Туркменистан), а также экспорт излишков таджикской энергосистемы с преобладанием гидрогенерации в летний период. Преимущества для Таджикистана были бы достигнуты в плане сокращения дефицита зимой, повышения поступлений в иностранной валюте, в то время как все страны Центральной Азии также выиграют от стабилизации энергосистемы, экономии расходов на топливо и снижения затрат на электроэнергию в летний период (Вкладка 8). 96. До Вкладка 8. Выгоды, связанные с торговлей энергоносителями достижения свободных и Выгоды от региональной торговли электроэнергией в Центральной Азии открытых рынков оцениваются около 2 млрд. долларов США в течение трех лет. Экономическая в странах выгода получается в результате: (1) снижения использования первичных Центральной энергоресурсов (прежде всего газа и угля), избегая нерационального Азии, следует использования гидроэнергии; (2) сбалансирования структуры выработки предпринять электроэнергии гидроэлектростанциями/генерации тепловой энергии, что постепенные шаги обеспечивает больше возможностей для гибкости в распределении нагрузки; (3) снижения спроса из-за диверсификации спроса (часы максимальной в создании нагрузки в разных странах бывают в разное время); (4) совместной работы, небольшой, позволяющей более широкое использование возобновляемых источников контролируемой энергии, уменьшая воздействие на окружающую среду; (5) увеличения торговли, чтобы надежности энергоснабжения; (6) снижения потребности в инвестициях за создать доверие и счет повышения надежности системы, а также (7) возможностью сооружения получить опыт крупных генерирующих станций с целью достижения экономии за счет торговли в масштабов. современных _________________________________________________________________ Источник: Mercados Energy Markets International (2010). Распределение нагрузки и коммерческих анализ внештатных ситуаций энергетической системы Центральной Азии. условиях. Подготовлено Всемирным Банком Например, во избежание проблемы несоответствий спроса и предложения, заключенные Таджикистаном соглашения о закупке электроэнергии (PPAs) могут лечь в основу конкретной, управляемой торговли конкретными объемами электроэнергии. Хорошо структурированные PPA определили бы схему оплаты, включая счета условного депонирования или аккредитивы. Энергоснабжение может осуществлять одна из близлежащих тепловых электростанций в северном Узбекистане, электрически изолируя ее и подключая к нагрузкам в Таджикистане. b) Импорт электроэнергии из Туркменистана через Узбекистан: Импорт электроэнергии из Туркменистана через Узбекистан: Таджикистан и Узбекистан заключили договоры на энергоснабжение в течение нескольких лет; однако, приемлемая 37 договоренность транзита ("хода") электроэнергии через Узбекистан не может быть решена. 97. Использование обширных запасов газа Туркменистана для производства электроэнергии и экспорта оживили бы эти прошлые усилия по заключению договора туркмено-таджикской торговли энергоресурсами посредством существующих линий. Однако о положении со снабжением в Туркменистане имеется мало достоверной информации. Существуют некоторые ограничения по свободной генерирующей мощности в Туркменистане,31 хотя предполагается, что примерно 100 МВт станут доступны к 2015 году, исходя из анонсированной инвестиционной программы страны. В долгосрочной перспективе, Туркменистан обладает богатыми запасами газа для снабжения дополнительных электростанций с целью экспорта электроэнергии в случае благоприятных условий торговли. 98. Несмотря на существование линий электропередачи, Туркменистан не синхронизирован с энергосистемой Центральной Азии. Изолированные операции возможны, но потребуют соглашения, состоящего из двух частей посредством Узбекистана, при этом торговля Туркменистана и Узбекистана осуществляется при условии, что между Узбекистаном и Таджикистаном происходит равноценная торговля. С договором на основании PPA между Туркменистаном и Таджикистаном, можно построить конверторную станцию для ВЛПТ на границе Туркменистана для снабжения Узбекистана асинхронно. Это успешно работает в других странах региона ЕЦА (например, такие ВЛПТ конверторные станции были запланированы для грузинского экспорта электроэнергии в Турцию). c) Импорт электроэнергии из Туркменистана через Афганистан: Линия электропередачи через Афганистан (Андхой, Пули-Хумри) могла бы стать альтернативой или дополнительным маршрутом для импорта электроэнергии в Таджикистан. Этот вариант энергоснабжения зависит от своевременного наличия инфраструктуры передачи электроэнергии в Афганистан и строительства одной или нескольких газовых электростанций в Туркменистане специально для экспорта электроэнергии. Наиболее быстрым вариантом с низкими затратами является объединение текущих усилий по расширению торговой инфраструктуры Туркменистана и Афганистана, подход который потребует новые инвестиции и координацию с туркмено-афганским проектом, который мог бы обеспечить 150 МВт электроэнергии. Новая линия электропередачи между Туркменистаном и Таджикистаном, представленный на заседании RECCA проведенного в Душанбе в 2012 году, могла бы обеспечить дополнительные 300 МВт, предусмотренные для Таджикистана. Хотя предполагается, что производство электроэнергии на электростанциях с комбинированным циклом будет вариантом тепловой электростанции низкой стоимости, стоимость инфраструктуры передачи электроэнергии и отсутствие рынка летней энергии может подтолкнуть импортные тарифы по выделенной линии к относительно высокому уровню. 99. В таблице 7 приведены возможные альтернативы импорта электроэнергии. Только 300 МВт, вероятно, будут доступны сразу с дополнительной мощностью 100 МВт к 2015 году на основании новых мощностей в Туркменистане. Временные 250 МВт в 2014 могут быть доступны из Узбекистана. Однако, учитывая неопределенность положения со спросом и предложением в Узбекистане, этот импорт снизится до нуля к 2019 году. Новые 31 Консультанты компании Fichtner, личное общение в августе 2012 года. 38 электростанции Туркменистана и линии электропередачи через Афганистан могли бы увеличить импорт до 450 МВт к 2018/2019 гг.. 100. В долгосрочной перспективе, поскольку Центральная Азия все больше объединяется с Южной Азией, а китайские рынки стимулируют развитие энергетики, альтернативные возможности таджикского импорта и экспорта может быть пересмотрены. Расширение связей с Россией на севере, с Китаем на юге и востоке, с Ираном на западе будет способствовать диверсификации торговли, снижению рисков и увеличению возможностей по разделу суммарной выгоды энергии, вырабатываемой гидроэлектростанциями. Это долгосрочное видение, требующее значительного развития энергетических рынков и взаимосвязей, но в большей степени взаимосвязи с Республикой Кыргызстан, более сложного энергетического менеджмента и инвестиций Казахстана, и большей экономической интеграции с Афганистаном и Туркменистаном. Таблица 7: Основные данные альтернатив энергоснабжения за счет импорта Установлен- Электро- Ближайшая Инвестиционные Расчетная Название Тип ная энергия дата затраты 1) удельная мощность зимой доступности стоимость2) Млн.долларов центы/кВт/ч МВт ГВт/ч Год США Импорт из Узбекистана в IMP 300 400 2013 0 6.0 Регар Импорт из Узбекистана в IMP 250 450 2014/5 (3) 0 6.0 Регар Импорт из Туркменистана IMP 100 400 2015 0 6.0 в Регар Импорт из Туркменистана IMP 150 570 2018 0 11.8 через Афганистан Импорт из Туркменистана IMP 300 1,140 2019 0 11.8 через Афганистан 1) Включая издержки на подключение к сети передачи электроэнергии и переселения/смягчения экологических последствий, но без учета процента во время строительства. 2). Удельная стоимость гарантированной выработки электроэнергии учитывает инвестиционные затраты, включая процент во время строительства, расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание, затраты на топливо, расходы на подключение к ближайшей сети электропередачи, и издержки на смягчение экологических последствий. Предполагается, международная цена на природный газ в размере 250 долларов США /тысяча кубометров. 3) Предположительно снизится до 0 к 2019 году. d) Импорт природного газа: В настоящее время единственным источником природного газа в Таджикистане является его импорт. В 2011 году в страну было импортировано всего 180 млн. м3 природного газа по сравнению в среднем 600-700 млн. м3 в 2000-2007 гг. Общая емкость магистральных газопроводов составляет более 7 млрд. м3, оставляя неиспользованными значительную пропускную способность трубопровода. Эта резервная мощность может питать 450 МВт ПГУ. Предполагая мировую цену на топливо, оценочная стоимость строительства и эксплуатации тепловых станций на природном газе в Таджикистане составляет менее 8 ц/ кВт/ч, один из вариантов с самой низкой стоимости энергии для Таджикистана. 101. Туркменистан и Узбекистан имеют значительные запасы природного газа. Узбекистан недавно заключил долгосрочные договора с Китаем и указал политическую цель – увеличить экспорт до 30 млрд. кубометров к 2014 году и увеличить долю угля в энергетическом балансе, чтобы увеличить экспорт газа. Тем не менее, возможность 39 немедленного приобретения природного газа не ясна; Солгасно узбекской стороне, одной из причин ограничения поставок в Таджикистан, при завершении договора с Таджикистаном в апреле 2012 года, является нехватка природного газа. 102. Одно из основных препятствий для возобновления поставок газа в Таджикистан заключается в приемлемом коммерческом условии. Учитывая прошлые трудности, коммерческие риски для Таджикистана и Узбекистана, связанные с оплатой и доставкой, должны быть решены путем исполнения положений договора о цене, основанной на международных ценах (стоимость экспорта) на газ. Готовность и осмотрительность инвестирования в новые ПГУ в Таджикистане будет зависеть от надежности импорта газа. 3.6 Негидроэнергетические возобновляемые источники энергии (ВИЭ) 103. В рамках анализа, предпринятого в ходе предыдущих этапов исследования, проведена оценка различных технологий ВИЭ с учетом потенциала краткосрочного и среднесрочного развития в Таджикистане. Результаты этой оценки следующие:  Энергия ветра: на основании существующих исследований и оценок энергии ветра в Таджикистане, потенциал жизнеспособных электростанций ограничен. Участки со средней скоростью ветра 5 м/с и выше, расположены, как правило, в отдаленных и горных районах, где подключение к энергосети по разумной цене реализовать невозможно. Энергия ветра, следовательно, рассматривается как технология децентрализованных решений, работающих в режиме изолированного участка, и поддерживается накоплением и хранением энергии. Для целей данного исследования, энергия ветра не рассматривается как существенный потенциал альтернативных источников. Тем не менее, рекомендуется рассматривать возможности разработки автономной энергии ветра с целью снабжения энергией отдаленные сельские районы.  Солнечная энергия (для производства электроэнергии): Что касается солнечной энергии, фотовольтаика (PV) рассматривается как потенциальный вариант, который может получить дальнейшее развитие в Таджикистане, где благоприятные климатические условия. Солнечное облучение особенно высокое в горных районах. Потенциал страны оценивается приблизительно в 25 млрд. кВт/ч/год. Тем не менее, фотоэлектрическая солнечная энергия (PV) не может обеспечить гарантированную мощность без хранения и имеет лишь ограниченное положительное влияние на зимний дефицит из-за низкого уровня радиации в это время года. Как правило, в контексте планирования системы энергоснабжения, солнечная энергия играет главную роль в экономии энергии, так как невозможно полагаться на ее доступность. Потому что топливо в виде газа, нефти или угля играет лишь очень незначительную роль в Таджикистане, солнечная энергия не рассматривается в качестве приоритетного варианта энергоснабжения. Тем не менее, поскольку фотоэлектрическая солнечная энергия (PV) технически возможна, она рассматривалась как вариант энергоснабжения со следующими техническими параметрами:  установленная мощность: 50 МВт (выделено более пяти участков  обеспеченная мощность: 0 МВт  среднегодовая энергия: 77 ГВт/ч  ближайшие сроки: 2015 40  капитальные затраты: 152 млн. долларов США  удельная себестоимость: 64 цента/кВт (на основе энергии в зимнее время). 104. Другие технологии, такие как геотермальная энергия или выработка энергии с использованием отходов лишь ограниченный потенциал и непомерно высокие издержки. Независимые консультанты рассматривают выработку энергии с использованием отходов слишком дорогой для Таджикистана в ближайшей и среднесрочной перспективе. Перспективы геотермальной энергии неопределенны. Однако, учитывая специфику геологии страны, ПРТ может рассмотреть вопрос о проведении наземных исследований для выявления перспективных геотермальных участков, которые могли бы поддержать геотермальные электростанции. 41 4. СОКРАЩЕНИЕ ДЕФИЦИТА ЭНЕРГИИ 105. Непосредственная задача развития энергетики в Таджикистане заключается в устранении зимнего дефицита энергии. Составляя примерно 24% от зимнего спроса, дефицит приводит к социальному и экономическому ущербу. Последствия этого дефицита не предсказуемы, поскольку спрос на электроэнергию и доступность воды для нужд гидроэнергетики меняется в зависимости от погодных условий. Зимний дефицит энергии в 2012 году оценивается в 2700 ГВт.ч; может превысить 6800 ГВт/ч к 2020 году. 106. На основании мер спроса и предложения мер, определенных в главах 2 и 3, в этой главе определяются пакет или портфель энергоэффективности и альтернатив энергоснабжению для устранения дефицита. Альтернативы выбраны с целью удовлетворения пикового спроса на энергию зимой с наименьшими затратами среди определенного набора возможных альтернатив: это сочетание вариантов, которые минимизируют инвестиционные и эксплуатационные затраты при учете доходов от экспорта.32 107. Описание плана по удовлетворению спроса до 2020 года с указанием времени и источников, необходимых для устранения текущего дефицита представлено в разделе 4.1. Также обсуждаются дополнительные меры, которые могут ускорить снижение дефицита. Затраты, доступность и финансовая возможность ликвидации дефицита описаны в разделе 4.2, тогда как проблемы и возможности рассматриваются в разделе 4.3. 4.1 Альтернативы на период до 2020 года 108. Единственного решения проблемы зимнего дефицита электроэнергии в Таджикистане не существует. Многошаговый подход, охватывающий комплексную программу энергоэффективности и ценообразования, быстрое сооружение тепловых электростанций, и увеличение импорта сможет, тем не менее, почти полностью сбалансировать предложение и спрос в секторе энергетики к 2016 году. Специфика необходимых краткосрочных мер приведена в таблице 8. 109. Как показано, энергосбережение, переход на альтернативный вид топлива и повышение тарифов способны внести самый большой вклад в энергетическую безопасность путем снижения спроса на энергию в зимнем периоде на 1635 ГВт/ч, или почти на 40% ожидаемого дефицита в 2016 (в случае отсутствия каких-либо мер). Часть этого включает 418 ГВт/ч/год возможного энергосбережения в течение зимнего периода и другая часть 150 ГВт/ч/год за счет перехода эксплуатацмм в ТАЛКО от зимнего режима к летнему до 2016 года. Новые источники внутреннего электроснабжения – генерирующие станции 200 МВт – обеспечат еще около 1000 ГВт.ч/год (24%)соответственно и импорт из ЭСЦА и Туркменистана через Афганистан обеспечит дополнительные 1,550 ГВт.ч/год (37%) к 2016 году. ГВт/чГВт/чГВт/ч 32 ‘Наименьшая стоимость’ определена в рамках набора альтернатив для данного исследования, а именно все варианты, исключая проекты водохранилищ. 42 Таблица 8: Меры для удовлетворения спроса на энергию к 2020 году Категория Альтернативы Дополне- Дополни- Дата ввода Инвестицион- Нормирован- энергоснабжения ния к тельная в эксплуата- ные затраты к ная стоимость существу- энергия цию 2020 году (центы/кВт/ч ющей зимой (ГВт/ч (Млн. мощности в 2020 году) долларов) в 2020 году Energy Повышение тарифов, <], efficiency/Fuel сокращение потерь в 1,108 МВт 3,250 начало 2014 как группа switching СПР, спрос на года 280 энергоэффективность, управление нагрузкой, переход на альтернативные виды топлива Новое ТЭЦ Душанбе-2 200 МВт 1,000 2015 349 8.7 энергоснабжение ТЭЦ Шуроб-1 300 МВт 1,104 2018 523 9.9 ТЭЦ Шуроб-2 300 МВт 1,104 2020 523 9.9 Русловая ГЭС Санобод 125 МВт 539 2020 285 3.5 Итого 925 МВт 3,747 2020 1,680 Импорт Дополнительный импорт 100 МВт 400 2013 6.0 электроэнергии электроэнергии ЭСЦА33 100МВт 400 2015 Включено в 6.0 удельную себестоимость Импорт электроэнергии 150 МВт 570 2018 11.8 из Туркменистана 300 МВт 1,140 2019 11.8 (TURK) Итого 650 МВт 2,510 2019 ЛЭП для экспорта 360 n/a Модернизация Включена в текущее 1,105 производство Всего 2683 МВТ 9507 ГВт 3,425 млн.долл.США 110. Таблица 9 сравнивает дополнения к энергоснабжению и варианты уменьшения спроса на фоне нехватки энергии. Как показано самые быстрые решения – импорт электроэнергии и экономия от программ энергосбережения, и первоначальный перевод отопительных систем на уголь. Эти два источника остаются единственным вкладом в сокращение дефицита до 2016 года, когда планируется ввести в эксплуатацию первую угольную электростанцию. Таблица 9: Ликвидация дефицита электроэнергии зимой 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Дефицит без принятия мер, в т.ч. модернизаци ю ГВт/ч 2,700 3,170 3,640 4,100 4,510 5,000 5,410 6,300 6,800 Меры по снижению 33 . Предполагается, что дополнительные 250 МВт будут получены из Узбекистана только в 2014 и 2015 годах, постепенно прекращая поступление к 2019 году. 43 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 дефицита Энергоэф- Повышение ГВт фективность тарифа 0 30 102 276 464 665 877 1,101 1,339 Снижение ГВт потерь согласно СПР 13 96 186 295 409 498 586 677 771 ГВт ТАЛКО 0 0 0 359 418 475 531 531 531 Управление ГВт спросом 0 0 7 14 22 41 61 82 102 Программа Переход на ГВт технического зимнее обслуживани техобслужи я ТАЛКО вание 0 0 150 150 150 150 150 150 150 Переход с ГВт Виды газа на топлива уголь 0 44 88 130 172 214 255 296 357 Новая ГВт Тепловая 0 250 500 500 1,000 1,000 2,104 2,104 3,208 выработка Гидроэнерги ГВт я 0 0 0 0 0 0 0 0 539 Импорт ГВт Узбекистан 0 400 1,400 1,400 1,150 900 650 400 400 электроэнерг Туркменист ГВт ии ан 0 0 0 400 400 400 970 2,110 2,110 Дефицит после ГВт принятия - - мер 2,690 2,350 1,210 580 320 660 -770 1,150 2,710 * Угольная электростанция и импорт электроэнергии, как предполагается, действуют в базовом режиме в течение 6 месяцев и на 50% в течение двух месяцев в общей сложности 5,000 часов/год. 111. Можно принять дополнительные меры по дополнительному ускорению управления дефицитом энергии. Эти варианты приводят к дополнительному уровню неопределенности или риска, что требует дальнейшего детального изучения.  Более амбициозные меры по повышению энергоэффективности: большее сокращение спроса на электроэнергию зимой можно достигнуть, если ПРТ: (а) установит более высокие цели внедрения отопления на угольной основе (80% вместо 65% при базовом сценарии) и ускорит степень проникновения РСО на угле; и (b) настойчиво будет способствовать теплоизоляции жилых зданий (40% зданий вместо 30% в рамках базового сценария ). Это ускоренная программа повышения энергоэффективности позволит снизить зимний спрос дополнительно на 1%, или 110 ГВт/ч к 2020 году.  Сезонные регулирование потребления электрической энергии на алюминиевом заводе “ТАЛКО”: Тщательное планирование ремонта и технического обслуживания в процессе плавки на ТАЛКО могут придать значительный краткосрочный стимул зимнему энергоснабжению. Процесс электролиза, используемый в алюминиевой промышленности, осуществляется непрерывно с ваннами, которые отключаются, ремонтируются и возвращаются на производственную площадку как можно быстрее. Капитальный ремонт ванн занимает 3-4 месяца, при этом несколько ванн ремонтируются одновременно. Планировать капитальный ремонт ванн в зимний период технически 44 возможно, в результате чего больше ванн функционируют в летний период и меньше зимой. Кроме того, также технически возможно уменьшить силу тока в зимний период без ущерба электролизеру для производства алюминия с целью снижения потребления энергии. Если производители алюминия вынуждены сокращать энергопотребление, международная практика заключается в уменьшении силы тока на ванну, по опыту русских производителей в 1990 году. Низкие цены на алюминий привели к сокращению использования энергии на алюминиевых заводах в недавнем прошлом, а некоторые заводы сократили или закрыли производства (см. вкладку 9). Такие варианты управления не без риска. Ремонт требует подходящего места для хранения поврежденных ванн, а пуско-наладочные потребности должны принимать во внимание местный климат и другие энергетические потребности завода. Чтобы качество ремонта не нарушало в целом восстановление ванн в конце зимнего сезона, для этого необходим квалифицированный персонал. Чтобы уменьшить силу тока, весь энергетический баланс ванн следует пересчитать и контролировать в ваннах, чтобы избежать препятствующей операции и предотвратить замену узлов. В целом процесс снижения силы тока трудоемкий и требует значительной подготовки. В обоих случаях зимнего сохранения энергии, общее производство может оказать влияние на расходы и доходы, что будет иметь очевидные социальные последствия для большого количества трудовой силы, средства к существованию и экономическая стабильность которых зависят от завода. Вкладка 9. Мировая алюминиевая промышленность – Последние тенденции За последние годы мировая алюминиевая промышленность сталкивается с продолжающейся тенденцией низких цен. Цены на алюминий стали исключением при восстановлении мирового рынка товаров. На мировом рынке алюминия в прошлом году спрос превысил на 1.6 миллионов тон, удерживая цены ниже 2,000 долларов США/за метрическую тонну (MT). Снижение спроса и увеличение производства алюминия в Китае, выросшее с 2.8 миллионов MT в 2000 году до 17.8 миллионов MT в 2011году1 считается основным фактором, оказывающим влияние на такую тенденцию. В 2011 году завод ТАЛКО произвел 280,000 MT. Несколько международных алюминиевых компаний начали реагировать на ситуацию с низкими ценами, применяя различные стратегии. Компания Rusal сократила производство до 150,000 MT в 2012 году; компания Alcoa закрыла свои заводы в Италии и Испании; компания Rio Tinto закрыла свой завод Lynemouth в Великобритании; Компания Norsk Hydro законсервировала свой завод в Австрии; компания Klesch закрыло производство в Нидерландах; компания Bosnia’s Aluminij Mostar объявила о сокращении продукции на 12.5%; компания Ormet планирует закрыть шесть линий электролиза в США и, возможно, закроет больше в зависимости от результатов переговоров о ценах на электроэнергию. Китай модернизировал энергетическую эффективность своего производства при работе с электролизерами на 500,000 ампер по сравнению с 300,000 ампер на новейшем заводе компании Rusal. Гана отреагировала на низкие цены на алюминий, эксплуатируя только одну из пяти линий электролизера на своем алюминиевом заводе VALCO. ТАЛКО, возможно, пожелает рассмотреть вопрос о принятии подобных мер. Оборудование этой компании старое и неэффективное и может привести к снижению потребления энергии до 1,180 ГВт/ч в год за счет реализации мер по повышению энергоэффективности. Сокращение производства линий электролизера во время зимнего периода, когда цены на алюминий низкие, позволит свести к минимуму негативное воздействие на потери производства. Кроме того, зимой, когда энергоснабжение не может удовлетворить спрос, эти меры могли бы принести пользу другим потребителям в Таджикистане, сократив ограничение нагрузок. Беспроигрышная ситуация может создаться для Таджикистана и ТАЛКО повысит эффективность и будущую прибыльность; минимизируется сокращение нагрузок и станет меньше проблем с ограничением нагрузок. . 45 Тем не менее, скорейшая реализация этих мер может обеспечить одну из немногих возможностей существенного сокращения дефицита в ближайшие несколько зим, пока в настоящее время сооружаются новые источники энергоснабжения. Необходимы подробные технико-экономические оценки, которые выходят за рамки этого исследования, чтобы лучше оценить возможности, риски и выгоды / затраты такого подхода.  Увеличение мощности в результате проведения модернизации: Модернизация предполагает незначительное увеличение мощности электростанции на 2.5% - 5% в результате осуществления технологической модернизации. В энергетическом секторе наблюдается увеличение мощности ниже 2.55 и более 15%. К примеру, ПРТ намерено увеличить мощность Нурекской ГЭС до 360-400 МВт (более 10%). Однако, возможное увеличение мощности в значительной степени зависит от характерных технологических особенностей каждого агрегата и ГЭС и очень сложно делать какие-либо прогнозы при отсутствии детального технико-экономического обоснования. Если есть возможность удвоить мощность, в существующей гидроэнергетической системе будут доступны дополнительные 250 ГВт.  Надежные поставки природного газа: В настоящее время импортируется около 25% от среднегодового импорта газа в 2000-2007 годы, оставляя значительную пропускную способность трубопровода для импорта газа в Таджикистан. Надежный источник природного газа может оправдать новую ПГУ в Таджикистане, которую можно построить быстро и по низкой стоимости. Резервная пропускная сбособность магистральных трубопроводов может питать по меньшей мере 450 МВт ПГУ (добавляя более 2000 ГВт/ч), что поможет заменить более дорогие источники, такие как импорт из Туркменистана через Афганистан и Шуробскую ТЭС в 2018 и 2020 годах соответственно, выработкой на природном газе. Природный газ может также использоваться в системе централизованного теплоснабжения. На основании недавнего примера, готовность и благоразумие инвестирования в новые ПГУ в Таджикистане, будут зависеть от надежности импортных поставок газа. Необходимы более подробные оценки добычи газа в Узбекистане и Туркменистане.  Малые ГЭС и дизель-генераторы: пакет малых ГЭС может быть введен в эксплуатацию в течение нескольких лет. Тем не менее, их вклад в обеспечение гарантированной мощности не значителен (7 МВт) и при высокой стоимости (22 цента/кВт/ч) из-за своего размера и ограничений стока в зимний период. Автономные дизель-генераторы можно арендовывать в качестве временного решения для клиентов наиболее высокого риска, таких как больницы. Тем не менее, это очень дорогое решение стоимостью свыше 28 центов/кВт/ч и способствует загрязнению окружающей среды. Хотя они имеют незначительное влияние на ликвидацию дефицита, малые ГЭС и дизель-генераторы могут быть актуальными в конкретных обстоятельствах (изолированные общины, отдельные здания), как часть программы управления нагрузкой.  Увеличение импорта электроэнергии: Как уже отмечалось выше, существует значительный потенциал линии электропередачи от ЭСЦА в Таджикистан. Базовый анализ предполагает, что только 200-450 МВт будут доступны, учитывая неопределенность в отношении строительства новых мощностей в Узбекистане и 46 Туркменистане. Возможно обсуждение непосредственной торговли, в том числе условия контрактов для генерации и передачи электроэнергии, чтобы добавить дополнительные генерирующие мощности ПГУ с целью более полного использования существующей линии с пропускной способностью 950 МВт. 112. Диверсифицированный электроэнергетический сектор: Увеличение импорта природного газа и электроэнергии, а также инвестирование в угольные электростанции, может коренным образом изменить структуру энергетического сектора в Таджикистане. Добавление 1,450 МВт тепловых ресурсов к 2020 году (925 МВт отечественной тепловой энергии и 650 МВт за счет импорта) обеспечит надежное энергоснабжение зимой, поможет сбалансировать нестабильность существующей гидроэнергетической системы, и введет возможную оптимизацию системы в предоставлении тепло-и гидро услуг в целях дальнейшей стабильности системы и экономии средств. Как следствие, доля отечественной тепловой энергии может увеличиться до 20%, как и возможно импорт. При отсутствии существенных дополнений, энергия, вырабатываемая гидроэлектростанциями, сократится примерно до 60% обеспеченной мощности.34 4.2 Затраты, доступность и финансовые возможности а) Экономическая стоимость удовлетворения спроса на электроэнергию 113. Экономические затраты на удовлетворение прогнозируемого спроса на электроэнергию охватывают меры спроса и предложения, которые обсуждались в предыдущих главах. Меры со стороны спроса охватывают инвестиции в сокращение потерь в сети передачи и распределения электроэнергии и повышение эффективности конечного использования электроэнергии.35 На рисунке 5 в разделе 3 показано прогнозируемое воздействие данных мер на потребление. Расходы, связанные с увеличением мощностей охватывают следующие категории: инвестиции в новые генерирующие мощности; модернизация существующих генерирующих станций, необходимая для предотвращения уменьшения выработки; эксплуатацию и техническое обслуживание генерирующих мощностей и сети передачи и распределения энергии; расход топлива для генерации; и экологические последствия производства электроэнергии. Для целей настоящего исследования с целью изучения возможных путей решения энергетического кризиса в Таджикистане зимой, экологические расходы не были монетизированы и поэтому не включены в оценку экономической стоимости. Тем не менее, выбросы отмечены в натуральных единицах в рамках анализа по множеству критериев и для всего диапазона возможных решений должны проводиться дальнейшие исследования. 114. Мерой экономической стоимости электроэнергии в Таджикистане является оценочная величина долгосрочных средних дополнительных затрат (LRAIC) удовлетворения прогнозируемого роста спроса на электроэнергию, исходя из долгосрочной программы развития энергетики, выбранной в соответствии с экономически эффективным спросом на электроэнергию (Раздел 2.2). Определение термина LRAIC дается во вкладке 10. 34 . Доля гидроэнергетик долю от общей установленной мощности остается выше, на уровне 75%, учитывая возможность дополнительной мощности в летнее время. Однако, как отмечалось ранее, эта мощность из-за низких водотоков невозможна зимой. 35 ). Влияние снижения спроса на электроэнергию путем повышения тарифов не входит в эту экономическую стоимость, потому что нет инвестиций, необходимых для этой меры (за исключением расходов на обеспечение социальных гарантий для домохозяйств с низкими доходами). 47 Вкладка 10. Определение LRAIC энергии Долгосрочные средние дополнительные затраты (LRAIC) на удовлетворение прогнозируемого роста спроса на электроэнергию – это соотношение (дисконтированная текущая стоимость потока дополнительных инвестиций со стороны спроса и предложения и затрат на эксплуатацию и техническое обслуживание, в том числе затраты на модернизацию и вложения в ЛЭП) к (дисконтированной стоимости потока дополнительного потребления электроэнергии в рамках прогноза спроса на электроэнергию). Период дисконтирования начинается с ( i) первого года планового периода до последнего года планового периода, и (ii) включает истекший период в 30 лет, начиная с года, следующего за последним годом, что позволяет включить в анализ выработку новых электростанций в течении всей экономически полезной эксплуатационной жизни посл конечного года. Годовые значения, используемые для истекшего периода – это затраты и стоимость энергии за последний год планового периода. Термин "дополнительные" относится к увеличению количества поставляемой энергии, или расходам, понесенным для всей системы энергоснабжения в год в течение планового периода, над количеством поставляемой энергии, или расходам, понесенным в первый год планового периода. Использование дополнительных расходов отражает принцип использования в экономическом анализе только запланированных в настоящее время затрат и выгод. Прошлые расходы и настоящие обязательства по финансированию исключены из данного анализа. Для экономического анализа, используется ставка дисконтирования равная расчетной упущенной выгоде от альтернативного использования капитала в Таджикистане, и предполагается равной 10 процентам. 115. Эта оценка экономической стоимости энергии сравнивается со средним тарифом в 2012 году в размере 2.25 цента/кВтч. Таким образом, LRAIC следует преобразовать в эквивалентную стоимость за выставленный счет киловатт-часа с учетом технических потерь в таджикских сетях энергоснабжения и дополнительных расходов на эксплуатацию, техническое обслуживание и расширения передающих и распределительных сетей. 116. Таблица 10 показывает расчет LRAIC по двум сценариям. Один из них исключает доходы от экспорта излишков гидроэнергии в летнее время, потому что такой экспорт пока не происходит. Другой сценарий включает в себя прогнозируемые доходы от экспорта, чтобы показать важность доходов от экспорта для смягчения затрат таджикских потребителей и, следовательно, его роль в политике развития энергетики Таджикистана. Экономическая стоимость составляют 11,7 центов/кВт/ч без учета доходов от экспорта и 10,4 центов/кВт/ч потребляемой энергии, включая доходы от экспорта. Следующий раздел поясняет последствия этих значений LRAIC на возмещение затрат и доступность по цене. 117. Высокие значения этих оценок LRAIC отражают затраты на новую установленную генерирующую мощность среди существующих возможностей расширения в Таджикистане, которые варьируются в порядке 2,000 долларов США за кВт установленной мощности. Они также отражают существенные затраты на восстановление и новые активы по передачи, которые не оказывают существенное влияние на дополнительное производство. Эти расходы смягчаются включением находящихся на стороне спроса мер, которые дают экономию энергии при очень низких средних затратах36. 36 Средняя ("нормированная") стоимость составляет приблизительно 0,43 цента/кВт/ч за сокращение потерь в сети передачи и распределения электроэнергии (T&D) и около 1.7 центов/кВт/ч за меры по повышению эффективности конечного использования энергии. Если бы расчет LRAIC производился исходя из затрат только на новые мощности энергоснабжения без учета мер, находящиеся на стороне спроса, то LRAIC составлял бы 16.4 цента за кВт/ч без учета доходов от экспорта и 14.1 кВт/ч с учетом доходов от экспорта. 48 Таблица 10: Расчет долгосрочных средних дополнительных затрат (LRAIC) на развитие энергетического сектора Таджикистана в период до 2020 года Составляющая LRAIC Приведенная стоимость Приведенная стоимость @ @ 10% без учета доходов 10% в том числе доходы от экспорта от экспорта Дополнительная внутренняя энергия, Распределенные 44862 Распределенные 44862 поставленная потребителю ГВт/ч ГВт/ч За вычетом потерь в сети передач и Распределенные 4787 ГВт/ч Распределенные 4787 ГВт/ч распределения электроэнергии1 Дополнительная внутренняя энергия, Потребление 40076 чГВт- Потребление 40076 ГВт/ч потребляемая потребителем Дополнительная экономическая цена 3679 млн. долларов США 3679 млн. долларов США за снабжение За вычетом дополнительных доходов - 746 млн. долларов США от экспорта Добавить: Инвестиции на передачу - 224 млн. долларов США электроэнергии для экспорта Чистое увеличение стоимости 3679 млн. долларов США 3157 млн. долларов США снабжения LRAIC до затрат на сети передачи и 9.2 цента за потребляемый 7.9 цента за потребляемый распределения электроэнергии (T&D) кВт/ч (2) кВт/ч Добавить: инвестиции T&D + 2.5 цента за потребляемый 2.5 цента за потребляемый эксплуатация и техническое кВт/ч кВт/ч обслуживание (O&M ) (3) LRAIC 11.7 цента за потребляемый 10.4 цента за потребляемый кВт/ч кВт/ч Примечание: 1.Потери T&D = 10.7% распределенной энергии (=11.9% потребляемой энергии). 2 = 3679/40076 б) Доступность по цене 118. Доступность увеличения энергообеспечения отражается в разнице между оптимальными затратами на увеличение энергообеспечения и готовности потребителей электроэнергии платить (ГП) за больший уровень потребления. Средневзвешенная стоимость 7 центов/кВт/ч потребляемой энергии, т.е. расчетной готовности потребителей платить прогнозируемую сумму за потребление электроэнергии в ближайшие несколько лет почти в три раза превысит нынешний средний тариф, но это около 60% LRAIC без учета доходов от экспорта и приблизительно 67% LRAIC с учетом доходов от экспорта. Этот результат указывает на то, что тарифы на электроэнергию могут быть существенно повышены – возможно, чтобы покрыть не меньше половины оптимальных затрат счет увеличения энергообеспечения – в пределах доступности ограничений для потребителей и социально ответственным образом. Это также означает, что значительная часть – возможно до половины – этих затрат должна покрываться из других источников с целью получения экономической выгоды от увеличения потребления энергии. 119. Анализ ГП предлагает, что клиенты возможно готовы платить за электроэнергию больше, что является важным результатом, обеспечивая экономическую основу для долгосрочной тарифной политики. ПРТ повысило тарифы в 2006-2011 годах на 250%, а затем еще на 12% в 2012 (в пересчете на сомони). Хотя тарифы не обеспечивают будущие 49 инвестиции, они сейчас почти соответствуют нынешним переменным затратам энергообеспечения. Тем не менее, повышение тарифов в текущем контексте значительного дефицита мощности может показаться потребителям парадоксальным и может вызвать отрицательную реакцию общественности. Рассмотрение тарифной политики выходит за рамки данного исследования, но тщательная оценка подходов к соответствующим признакам рыночной конъюнктуры и распределение расходов должны стать приоритетными в ближайшем будущем. Необходимо приложить усилия, чтобы объединить тарифную политику с другими мерами, рекомендованными в данном исследовании, в том числе амбициозную программу энергосбережения и повышение качества энергетических услуг. Как отмечалось ранее, должное внимание уязвимым и малообеспеченным потребителям потребует адекватной системы социальной защиты, как части любой тарифной политики. 120. Даже при некоторой тарифной реформе, доступность ставит вопрос о субсидии на потребление энергии, в частности, кто должен их получать и кто должен их предоставлять. Здесь также возникает необходимость проводить различие между субсидиями в экономическом смысле и финансовом смысле. Эти два смысла существенно отличаются по своей концепции. Анализ, проведенный для данного исследования, может дать описание экономической субсидии, которая может быть задействована (разница между затратами, которые покрывает тариф и LRAIC),но не может предоставить обоснованных оценок финансовым субсидиям.37. a) Проблемы финансирования 121. Для финансирования долгосрочного расширения энергоснабжения в Таджикистане необходимо найти некоторые формы компромисса между экономическими принципами и финансовой реальностью. Компромисс должен обязательно включать целый комплекс мер, которые снижают спрос на электроэнергию за счет повышения эффективности энергоснабжения и эффективности конечного использования энергии, повышения тарифов на электроэнергию, сокращение расходов на потребление энергии за счет лучшего планирования и выбора мощности, и улучшает возмещение затрат потребителями за счет повышения коммерческой практики и лучше спланированных тарифов. В нынешней ситуации, вероятно, сохранится большой дефицит финансирования, однако, даже если и когда все эти экономические меры использованы полной мере. 122. Таблица 11 обобщает потребности в инвестициях на ближайшие восемь лет до 2020 года. Требования выражены в долларовых ценах 2012 года и пропускают инфляцию издержек. Они также пропускают процент в процессе строительства и таджикские налоги на товары и услуги, используемые для этих инвестиций. Они составляют почти 3.4 млрд. долларов США в этих материальных условиях, и, следовательно, составляют около 380 млн. долларов США в год. Этот "счет" финансирования состоит из новых генерирующих мощностей (49%) и затрат на модернизацию существующей системы (32%), с остатком (19%), охватывающих программы по рациональному использованию энергии и строительству линий электропередачи для экспорта электроэнергии. 123. Несмотря на возможность повышения тарифов, большая часть инвестиционных потребностей должна быть получена за пределами энергетического сектора. Учитывая, что 37 Это потому, что будущие финансовые субсидии зависят от факторов, непознаваемых в настоящее время, включая условия финансирования, подготовленные для инвестиций в новые мощности энергоснабжения, и налоги и сборы, взимаемые с энергоснабжения и потребления. 50 инвестиционный климат слишком слаб, чтобы привлечь значительные частные инвестиции в этот сектор, средства должны быть получены из кредита, предоставленного ПРТ. Официальные финансовые учреждения могут быть ключевыми для предоставления определенной части средств. Таблица 11: Инвестиционные потребности в 2012 - 2020 гг (2012 млн. долл. США) year 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total New hydro generating capacity 0 0 0 0 43 100 86 57 240 525 New thermal generating capacity 122 140 87 183 209 314 209 131 0 1396 Rehabilitate generating capacity 56 261 274 205 100 210 0 0 0 1105 Reduce system energy losses 0 44 46 46 53 39 39 39 46 350 Investments in end-use efficiency 0 6 6 6 6 3 3 3 3 36 Transmission for power export 0 0 0 0 360 0 0 0 0 360 Total investment requirements 178 451 413 441 771 665 336 229 288 3772 124. Чтобы лучше понять сложную задачу мобилизации такого масштаба инвестиций, потребности в финансировании сравниваются с прогнозируемым ВВП, оба термина выражены в постоянных долларах.38 Как показано в таблице 12, инвестиционные фонды, необходимые для финансирования дополнений электроэнергии составляют 4.8% от прогнозируемого ВВП за период с 2012 по 2020 год. Более того, пропорции поднимаются до высоких пиков в некоторые года, в частности, около 9% в 2016 году. 125. Это очень высокие и длительные тарифы для одного сектора экономики. В плане финансирования необходимо дать оценку и развивать государственно-частное партнерство, искать механизмы привлечения ограниченных бюджетных средств, и координировать свою деятельность с тарифной политикой и распределением полномочий и обязанностей. Инициирование и управление инвестиционной программой такого размера также потребуют пристального внимания к управлению и потенциалу Барки Таджик и министерства энергетики. Например, в настоящее время усилия по укреплению системы управления и доверительного процесса в Барки Таджик будут ключевыми элементами в создании и реализации программы инвестиций в энергетику. Таблица 12: Инвестиционные потребности в 2012 – 2020 гг (2012 2012 млн. долл. США) year 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Projected GDP growth rate 7.0% 7.2% 7.3% 6.0% 6.0% 6.0% 5.0% 5.0% 5.0% Projected GDP ($million) 6379 6838 7337 7777 8244 8739 9176 9634 10116 Investment ($million) 178 451 413 441 771 665 336 229 288 Investment as %GDP 2.8% 6.6% 5.6% 5.7% 9.4% 7.6% 3.7% 2.4% 2.9% 126. В настоящее время цены на электроэнергию примерно соответствуют для удовлетворения эксплуатационных расходов, но недостаточны, чтобы предоставить финансирование для новых инвестиций. В других странах, хорошо управляемые, финансово устойчивые энергетические компании, которые в состоянии удовлетворить свои 38 Этот прогноз ВВП основан на фактическом ВВП Таджикистана, который в 2010 году составил 5.64 млрд. долларов США и 5.7% роста в 2011 году. Рост ВВП прогнозируется на уровне 4.0% в год с 2031 по 2040 год для прогноза потребления электроэнергию 51 инвестиционные потребности, финансируют около 40% новых инвестиций за счет внутренних поступлений денежных средств; остальное – финансирование долга. При потребности в инвестициях в энергетический сектор около 380 млн. долларов США в год, внутреннее генерирование денежных средств БТ должно составлять около 150 миллионов долларов США в год. Для достижения этой цели при объеме продаж (без учета ТАЛКО) около 14.5 млрд. кВт/ч/год и 10% коммерческих потерь, цены на электроэнергию необходимо будет увеличить на 1.0 цента/кВт/ч. Оставшийся пробел 230 млн. долларов США в год долгового финансирования также будет непрост, но его можно заполнить с помощью донора или финансирования МФО или поставщика финансирования. 127. Финансирование инвестиций по энергоэффективности около 30 млн. долларов США в год тоже сложная задача. Многое из этого должно быть коммерчески жизнеспособным, как оцениваются предлагаемые инвестиции по энергоэффективности в ТАЛКО со сроками окупаемости менее 2 с половиной лет. Уровень финансирования зданий более сложный и для успеха необходима поддержка комплексного плана и обязательство правительства высокого уровня. Программу повышения энергоэффективности следует начинать с низкой стоимости, высокого возврата инвестиций с учетом ограниченного потенциала домашних хозяйств для финансирования таких проектов. Предполагая, что домохозяйства финансируют 10% стоимости и финансирование грантов доступно для 30% стоимости, остальные 60%, или 18 млн. долларов США в год, нужны на финансирование долга, которое вероятно будут осуществляться донорами и/или МФУ. 4.3 Задачи и возможности 128. Портфель для устранения нехватки энергии представляет многочисленные проблемы и некоторые возможности. 129. Наиболее существенным риском являются расходы. Общая стоимость инвестиций составит почти 3.4 миллиарда долларов США к 2020 году. Потребуется тщательно проанализировать приоритеты, согласованные с тарифной политикой для разделения нагрузки с потребителями, а также предпринять усилия, направленные на создание условий участия частного сектора, чтобы дополнить национальные ресурсы и содействовать развитию. Чистые поступления иностранной валюты от экспорта электроэнергии, которые оцениваются примерно в 650 миллионов долларов за 2013 -2020 годы, могли бы сыграть важную роль в гарантировании новых инвестиций. 130. Во-вторых, устранение политических барьеров по восстановлению торговли электроэнергией между Туркменистаном, Узбекистаном и Таджикистаном могло бы позволить получение до 450 МВт тепловой энергии в зимний период уже с начала 2013 года. В то время как переход к более открытой торговле электроэнергией по всей Центральной Азии может быть выгодным для всех участников, необходимы постоянные усилия для развития рынков и решения вопросов, связанных с политическими рисками. Между тем, следует предпринять усилия для определения и тщательной реализации выбранных видов торговли с четкими положениями договора и привлечением механизмов третьей стороны. Такие виды торговли будут сосредоточены, по крайней мере, в краткосрочный период, на обеспечении большего контроля и защиты обеих сторон. 131. В-третьих, электростанции, работающие на угле и природном газе, будут влиять на окружающую среду, увеличивая загрязнение, в том числе парниковые газы ( Таблица 13). Кроме того, прямое воздействие на окружающую среду и человека, озабоченность 52 международного сообщества на изменение климата и необходимость сокращения глобальных выбросов могут ограничить доступ к финансированию новых угольных производителей электроэнергии. Таблица 13: Выбросы от новых тепловых станци (до 2020) Выбросы Выбросы в денежном выражении Единица Единица CO2 миллионы тон 8.7 191 SOx тысячи тон 11 ЧПС, млн. долларов 1 США NOx тысячи тон 12 ЧПС, млн. долларов 8 США Всего ЧПС, млн. долларов 200 США, миллион 53 5. ДОЛГОСРОЧНАЯ ПЕРСПЕКТИВА 132. Вслед за приобретением независимости среда развития сферы энергетики в Таджикистане резко изменилась, в которой наблюдается значительный рост спроса на энергию, но и также потери источников тепловой энергии в зимнее время. Несмотря на то, что устранение дефицита энергии является первостепенной задачей, необходимо направить усилия в создании прочной основы для будущего и не допустить повторения нынешнего кризиса. В перспективе, после 2020 года, гидроэнергетика останется основой энергосистемы Таджикистана, тем не менее для максимизирования полезности необходимы новые подходы в определении, разработке и реализации проектов. Кроме того, уровень зависимости от импортируемых ресурсов, отраженный в краткосрочном плане может быть снижен путем согласованных усилий в развитии природных ресурсов внутри Таджикистана и создания новых торговых маршрутов за пределами Таджикистана. 133. В данном разделе описаны два направления с целью создания прочной основы для устойчивого развития энергетики в Таджикистане: (i) максимизирование полезности гидроэнергетики и (ii) обеспечение водного и теплового баланса. 5.1 Максимизация полезности гидроэнергетики 134. В отличие от акцента на тепловые ресурсы ближайшей перспективы (новые тепловые электростанции и импорт), после 2020 года в инвестиционных потребностях внимание акцентируется на гидроэнергетические ресурсы страны. На основе определенных проектов, на русловую гидроэнергетику приходится почти весь объем дополнительных поставок электроэнергии после 2020 года. Варианты проектов тепловой энергии ограничены в силу наличия проблем, связанных с доступностью топлива, а другие варианты возобновляемой энергии ограничены в масштабах. 135. Несмотря на техническую возможность удовлетворения растущего спроса на базе тепловых и русловых гидроэнергетических ресурсов, в настоящем исследовании отмечаются некоторые беспокойства относительно роли гидроэнергетики в долгосрочной перспективе. 136. Во-первых, как уже говорилось ранее, из-за значительно сокращения объема водных ресурсов в зимний периоде, для удовлетворения спроса на энергию зимой можно использовать всего лишь одну треть потенциала ГЭС от их установленной мощности. В результате, из общего объема выработки 14000 МВт установленной мощности гидроэнергетической системы, который может быть добавлен к 2040 году (основываясь на существующий пакет определенных проектов), только 4600 МВт доступно в качестве гарантированной мощности - более 9000 МВт будет вырабатываться только летом и осенью, когда высок уровень приточности рек, что фактически не способствует устранению зимнего дефицита электроэнергии. Как следствие, удельные затраты гарантированной мощности многих гидроэлектростанций превышают тепловые эквиваленты и таким образом в значительной степени увеличивают экономическое бремя удовлетворения спроса. 137. Во-вторых, экспорт представляет как возможность, так и риск. Анализ включает в себя рассмотрение двух значительных инвестиционных проектов линий электропередач, направленных на преобразование летней выработки электроэнергии в доходы за счет экспорта электроэнергии в летнее время на рынки Южной Азии: в настоящее время 54 рассматривается проект CASA-1000 и строительство второй линии эквивалентной протяженности, которая может быть введена в эксплуатацию в 2023 году. Ввод в эксплуатацию этих двух линий, а также повторное подключение к энергосистеме Центральной Азии приведет к увеличению экспорта примерно до 7 млрд. кВт/ч к 2025 году по сравнению с текущим незначительным уровнем, а также к использованию дополнительных линий электропередач в полном объеме. Согласно оценке СПИДП, последующие доходы послужат важным источником инвестиционных средств. Тем не менее, после 2025 года, могут возникнуть проблемы с поиском маршрутов экспорта дополнительного объема электроэнергии, вырабатываемого помимо летней выработки. В результате, возможно будет необходимо производить сброс воды, что подорвет экономическую целесообразность эксплуатации ГЭС и скомпрометирует привлечение частных инвестиций и представит финансовый риск ПРТ. 138. В-третьих, для удовлетворения спроса после 2020 года потребуется эксплуатация русловых гидроэлектростанций на реке Пяндж для 85% новых поставок. После 2025 года зависимость возрастет. В действительности, русловые гидроэнергетические проекты на реках Таджикистана обеспечивают только 340МВт гарантированной мощности и не достаточны для удовлетворения спроса до 2040 года. Превалирование реки Пяндж частично обусловлено благоприятной гидрологии, большим количеством электростанций, и более высокими факторами нагрузки, что приводит к снижению затрат гарантированной мощности, чем те проекты, определенные на других реках Таджикистана. Трансграничные проекты могли бы быть полезны для обеих стран, но в то же время могут возникнуть трудности в их разработки и привести к снижению гарантированной мощности или большего времени необходимого для разработки, чем это предполагается в данном анализе. 139. Учитывая центральную роль гидроэнергетики в стремлениях и возможности развития страны, оптимизация эксплуатации и согласование с внутренними потребностями и экспортными возможностями будет способствовать максимизации полезности ресурсов. Следующие подходы предлагаются для развития гидроэнергетики:  Правильная оценка требуемых гидроэнергетических мощностей: большие затраты в гидроэнергетической отрасли могут быть результатом проектирования электростанций на основе установленных мощностей с целью использования высокого уровня приточности в летнее время. Этот подход считался реалистичным, когда в летнее время был гарантирован экспорт электроэнергии посредством бывшей Единой энергетической системы. Тем не менее, в современных условиях, проектирование и строительство на основе установленной мощности означает, что электростанции способны вырабатывать электричество с использованием лишь части своей мощности в период зимнего дефицита электроэнергии, в то время как при низком уровне стока значительный объем мощности не используется. Кроме того, как показывает анализ, не всегда имеется возможность экспортировать излишки выработанной электроэнергии в летнее время, что приводит к повышению затрат на каждый киловатт час электричества, производимого в зимний период. Пересмотренный подход, смена критерия планирования для удовлетворения внутреннего спроса при наименьших затратах, поможет привести инвестиции и объем проекта в соответствие с зимним притоком в реке, то есть посредством соответствия планируемой мощности спросу и наличию воды. Это снизит капитальные затраты без подвержения риску выработки необходимого объема электроэнергии в зимний период. Это позволит избежать простой мощности в течение зимних месяцев и сброс воды в 55 летние месяцы. В результате будет достигнуто снижение общих затрат и более привлекательная доходность инвестиций. Проекты с подобранным соответствующим объемом могут способствовать более быстрому развитию и будут стоить меньше.  Планирование экспорта в комплексе с внутренними потребностями: Пересмотр планирования устанавливаемых гидроэнергетических мощностей не исключает возможности для экспорта. Скорее, он перестраивает инвестиции в энергетику с учетом развития стабильных рынков экспорта электроэнергии. Таджикистан удачно расположен рядом с крупными рынками с высоким уровнем спроса на электроэнергию в летнее время. Учитывая значительный технический потенциал гидроэнергетики в Таджикистане и на реке Пяндж, создание соответствующей инфраструктуры для доставки электроэнергии этим клиентам, а также обеспечение возможности финансирования будут решающими вопросами развития.  Целенаправленное развитие ГЭС: оценку вариантов энергоснабжения в этом исследовании можно рассматривать как первый шаг на пути к более целенаправленному развитию наиболее перспективных вариантов ГЭС в стране. Информация о приблизительной стоимости гарантированной электроэнергии, а также другая информация, такая как гарантированная мощность, вопросы подключения к сети, и т.д. помогут ПРТ и BT в выборе ГЭС, что будет в центре внимания среднесрочного планирования энергосистемы. Три фактора предполагают, что может быть гарантирована более всеобъемлющая оценка гидроэнергетических ресурсов.  Во-первых, рекомендуется пересмотр мест на реке Пяндж для того, чтобы уменьшить зависимость от граничных проектов, которые расположены сравнительно далеко от существующей сети передачи электроэнергии и центров спроса (со сопутствующими рисками издержек и предложения).  Во-вторых, текущий перечень русловых альтернатив на реках Таджикистана ограничен, чего недостаточно для удовлетворения внутреннего спроса и, вероятнее всего, не представляет потенциал составляющий 60,000 МВт.  В-третьих, добавка тепловых станций в энергосистему Таджикистана приведет к изменению роли гидроэнергетики от базовой нагрузки на услуги с более высокой добавленной стоимостью, такие как энергоснабжение в часы высокого спроса в системе. Эта добавленная стоимость возможна, поскольку для гидроэлектростанций намного дешевле следить за изменениями спроса, чем для тепловых электростанций. Для того, чтобы использовать эту добавленную стоимость, необходимо исследовать возможность проектирования гидроэнергетических проектов с запасом воды (водохранилище), наряду с обращением внимания на беспокойства и отношения с прибрежными странами (в том числе международных стандартов управления трансграничными водными ресурсами).Способность учета нагрузки, а также использования добавленной стоимости гидроэнергетики не требует сезонного или многолетнего забора воды; меньшее хранение может обеспечить хоть какую-то ценность. 56 5.2 Обеспечение баланса между тепловой и гидроэнергетической выработкой 140. В долгосрочной перспективе, поддержание баланса с тепловой выработкой будет иметь важное значение. С целью обеспечения доступа к тепловым ресурсам можно предпринять несколько действий в качестве дополненительных мер по развитию гидроэнергетики.  Внутренние запасы природного газа: анализ включает в себя значительное количество выработки электроэнергии на базе угля. Несмотря на свои преимущества надежного электроснабжения, угольные электростанции вызывают беспокойство в отношении выбросов CO2 и других вредных веществ в окружающую среду. Природный газ обеспечивает превосходным топливом для тепловой выработки электроэнергии в плане стоимости, надежности и воздействия на окружающую среду. Как отмечалось в Разделе 3, получение доступа к внутренним источникам природного газа может «изменить правила игры» для Тажикистана, заменяя как уголь, так и импорт. Ускоренная разведка потенциальных месторождений гарантирует определение объема и коммерческой целесообразности потенциальных запасов, опираясь на спекулятивные, но интересные результаты опроса.  Диверсифицированный импорт природного газа: В настоящее время Таджикистана имеет доступ к природному газу только через территорию Узбекистана. Тем не менее, ускорение темпов интеграции стран Центральной Азии с Южной Азией открывает альтернативные возможности. Одна из таких возможностей - строительство газопровода из Туркменистана в Китай через территорию Афганистана и Таджикистана было определено Государственной Китайской национальной нефтегазовой корпорацией (КННК) в июле 201239 года в рамках увеличения объемов импорта Китая через Центральную Азию40. Обходя текущие транзитные страны как Узбекистан и Казахстан, трубопровод через Таджикистан можно рассматривать как диверсификацию маршрутов транспортировки газа в Китай. Такой трубопровод будет обеспечивать доступ к столь необходимому природному газу для Таджикистана, и обеспечит источник иностранной валюты в качестве транзитной страны. Хотя официальные переговоры между Таджикистаном и Китаем не были обнародованы, КННК подписало базовое соглашение о сотрудничестве с Туркменэнерго относительно увеличения более чем вдвое передачи газа из Туркменистана по сравнению с текущей мощности в 30 млрд. куб.41. Предложение также обсуждалось между КННК и Президентом Афганистана Карзаем. Доступ к импорту природного газа из Туркменистана может обеспечить относительно недорогим источником гарантированной энергии, по цене около 9 центов/кВтч по сравнению с четвертым ТЭЦ на угле по цене 11 центов/кВтч. Так как Центральная Азия далее интегрируется с Южной Азией, а рынки Китая стимулируют развитие энергетики, можно продолжить рассмотрение альтернативных возможностей импорта электроэнергии и природного газа в Таджикистан. ЭСЦА предоставляет отличные возможности извлечения выгоды четырем странам Центральной Азии. Кроме того, расширение связей с Россией на севере, с Китаем на юге и на востоке, с Ираном на западе будет способствовать диверсификации торговли, снижению рисков и расширению возможностей 57 совместного использования гидроэнергетических преимуществ до более широкой и комбинированной энергосистемы. Это представляет собой долгосрочное видение, что требует значительного развития энергетических рынков и взаимосвязей, что в большей степени реалистично посредством общего развития с Республикой Кыргызстан, более современного управления энергии и инвестиций со стороны Казахстана, большей экономической интеграции с Афганистаном и Туркменистаном, и интереса Китая в новых маршрутах газопровода через Центральную Азию. 58 6. ПРИОРИТЕТНЫЕ ДЕЙСТВИЯ 141. Таджикистан сталкивается с кризисом в обеспечении энергетической безопасности с серьезными экономическими и социальными последствиями. Ограниченные доступные внутренние ресурсы, разрыв связей в Центральной Азии в сфере торговли электроэнергии, устаревшая энергетическая инфраструктура, а также несоответствие между экономическими затратами и ценами ограничило возможности Таджикистана в ежегодном обеспечении электроэнергией своих граждан. В 2012 году зимний дефицит электроэнергии оценивался в 2700 ГВт. В отсутствие каких-либо компенсирующих мер, этот дефицит может увеличиться до 6800 ГВт и 2550 МВт до 2020 года. Без принятия срочных мер, энергетический кризис в Таджикистане может повлиять на стабильность в стране и регионе. 142. Единого решения кризиса нет. Ликвидирование разрыва между спросом и предложением потребует осуществления ряда инициатив, которые помогут: (i) контролировать спрос; (ii) обеспечить дополнительным предложением; (iii) оживить импорт, и (iv) управлять издержками этих инициатив. Учитывая условия, в которых находится Таджикистан, нехватка электронергии не будет устранена сразу, однако проблема может быть решена при согласованных усилиях до 2016 года. ПРТ также должно рассмотреть новую основу для долгосрочной безопасности энергоснабжения путем внесения изменений в политику энергетической сферы и развития гидроэнергетических ресурсов. Планирование энергоснабжения и расширение должны быть направлены на дефицит во внутреннем электроснабжении в краткосрочной перспективе с проектами, разработанными надлежащим образом для зимних гидрологических условий, в то время как развитие экспорта должно быть направлено на укрепление возможности вывода поставок через новых линии электропередач, такие как CASA-1000. 143. Таблица 22 объединяет меры по устранению дефицита и подготовки к долгосрочной перспективе в четыре основные категории:  Энергоэффективность для подготовки кoмплексный план по снижению бремени на энергосистему и привлечение ТАЛКО в управление энергоэффективности и энергосбережения.  Подготовка инвестиций для новых объемов поставок, реабилитации, торговой инфраструктуры и, в меньшей степени, программ повышения энергоэффективности. Эта категория также включает подготовку финансового плана с учетом 3,8 млрд. долл. США ожидаемых расходов в период до 2020 года.  Торговые отношения для начала активизации торговли с Энергосистемой Центральной Азии и разработки нетрадиционных маршрутов для торговли электроэнергией и импорта природного газа.  Энергетическая политика для балансирования выработки энергии для внутренних и экспортных целей, пересмотра тарифной политики, в том числе льготы для малоимущих и уязвимых групп и укреплении анализа и оценки ресурсов для адаптирования проекта гидроэлектростанции к новым экономическим условиям и ускорения поисков внутренних источников природного газа, которые вместе принципиально определят будущее энергетической безопасности Таджикистана. 59 . Tаблица 14: Альтернативные варианты энергоснабжения для Таджикистана – ПРИОРИТЕТНЫЕ ДЕЙСТВИЯ до 2020 года Действие Электроэнергия Инвестиции c/кВт в зимний (миллионов период (ГВт) долл.США) Энергоэффективность Поощрение экономии через 1,339 - - ценообразование (тарифы) Ускорение реализации 771 36 <1 программ снижения потерь электроэнергии в рамках СПР Укрепление мер повышения 634 144 <1, как энергоэффективности с точки группа зрения спроса (в т.ч. ТАЛКО) Отделение спроса на 357 100 5 отопление от электричества Программа эксплуатации 150 - - ТАЛКО в зимнее время Итого 3,250 280 Подготовка Подготовка финансового не имеет инвестиций плана отношения Восстановление – защита не имеет 1,105 не имеет существующих отношения отношения гидроэлектростанций с приоритетом на Нурекскую ГЭС ТЭЦ Душанбе -2 (на двойном 1,000 349 8.7 топливе) ТЭЦ Шуроб-1/2 (на двойном 2,208 1046 9.9 топливе) Санобад (русловая 539 285 3.5 гидроэлектростанция) Итого 3,747 2,785 Содействие торговле Повторное подключение к 800 незначительные 6.0 энергосистеме Центральной Азии Развитие энергетических 1,710 Включены в тариф 11.8 связей с Туркменистаном /Афганистаном Строительство линий 360 не имеет электропередач для экспорта отношения электроэнергии Диверсификация торговых Расчеты Расчеты маршрутов на юг и север отсутствуют отсутствуют Итого 2,510 360 Энергетическая Развитие экспорта наряду со не имеет не имеет политика внутренними потребностями отношения отношения Переоценка гидроэнергетики Потенциальная экономия в (соответствующий подбор расходах объема, новые участки, хранение) Ускорение разведки газовых не имеет не имеет месторождений отношения отношения Пересмотр тарифной политики не имеет не имеет (в т.ч. социальной защиты) отношения отношения Итого n/a n/a n/a 60 ПРИЛОЖЕНИЕ 1: МЕТОДОЛОГИЯ Общий подход Определение альтернатив энергоснабжения включает в себя три основных этапа:  Первый этап включает прогнозирование будущего спроса на электроэнергию в Таджикистане. Этот прогноз учитывает экономический рост и экономическую эффективность посредством тарифной политики и принятия возможных мер повышения энергоэффективности. Он включает в себя оценку спроса, который в настоящее время не удовлетворен из-за дефицита в энергоснабжении.  Второй этап состоит из оценки различных вариантов энергоснабжения. В рамках этой деятельности будет определен и описан целый ряд возможных отдельных вариантов энергоснабжения.  Эти две инвестиции формируют основу оценки портфеля, в котором варианты энергоснабжения и энергоэффективности объединены в портфели для удовлетворения спроса и экспортных возможностей. Портфели сравниваются по ключевым целям и критериям. Рисунок 1: Основные компоненты анализа портфеля 1. Power 3. Анализ Demand спроса Analysis на электроэнергию 2. Power 2. Варианты Supply Options энергоснабжения 8000 Load (MW) 6000 4000 2000 0 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 1. Оценка 3. портфеля Portfolio Assessment 7000 6000 5000 Load (MW) 4000 3000 2000 1000 0 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Методология прогнозирования спроса Прогнозирование спроса является основой для анализа портфеля и оказывает существенное влияние на его результаты. Чрезмерно оптимистичный прогноз спроса может привести к неоправданно большим инвестициям в генерирующую мощность и недостаточному использованию гидроэлектростанций, что привдет к неэффективному использованию ресурсов. Слишком низкий прогноз спроса может привести к недостаточному объему 61 инвестиций, в результате чего продолжится дефицит энергии. Прогнозы спроса на электроэнергию в Таджикистане охватывают период с 2012 по 2040 год. Спрос прогнозируется в отношении электрической энергии (ГВт) отдельно для спроса на электроэнергию в летнее время (с апреля по сентябрь) и зимой (с октября по март) и в условиях пиковой нагрузки (МВт). Спрос далее разбит по категориям клиентов и секторам: промышленность, ирригация, сельское хозяйство без учета ирригации, государственный сектор, население, другие, и алюминиевый завод ТАЛКО. Прогноз спроса основан на анализе Всемирного банка, специально подготовленного для этого исследования компанией SNC Lavalin. Текущий зимний дефицит электроэнергии в Таджикистане имеет два важных последствия для анализа спроса и оценки альтернатив. Во-первых, прогнозирование на основе текущего уровня потребления не даст точную оценку потребности в электроэнергии, если не будет учтен объем неудовлетворенного спроса. Объем неудовлетворенного спроса (также известный как необслуженный спрос) оценивается на основе градусо-дней и текущего объема выработки (SNC Lavalin, 2011). Во-вторых, нехватка происходит только в зимний период, когда понижается температура и снижается выработка электроэнергии на ГЭС в связи с гидрологическими условиями. При планировании дополнительного снабжения, акцент делается на зимний период и периоды высокого (пикового) спроса. Пиковый спрос используется для планирования инвестиций с тем, чтобы обеспечить доступность электроэнергии по мере необходимости в течение дня, и переведен на энергоснабжение для оценки воздействия на зимний дефицит. Уровень спроса также зависит от мер контролирующих спрос - мер по уменьшению общей нагрузки на энергосистему. Меры по энергосбережению (в том числе отключение потребителей) позволит снизить как средний, так и пиковый спрос. Центром внимания данного исследования является единая энергетическая сеть, которая в Таджикистане обслуживает около 99% населения. Энергоснабжение оставшегося 1% включает в себя будущие подключения к основной системе или местные небольшие источники энергии. Этот компонент спроса не включен в исследование. Методы прогнозирования спроса не является совершенными; на них оказывают влияние многочисленные факторы неопределенности (такие как экономический рост и промышленное развитие) и качество данных в отношение текущего спроса. Кроме того, пробелы в данных, которые имеют место в настоящее время, накладывают дополнительные ограничения. Нынешний подход прогнозирования нагрузки является удовлетворительным для целей долгосрочного прогнозирования, тем не менее его необходимо будет доработать для конкретных технико-экономических обоснований. Определение альтернатив энергоснабжения Спрос (после принятия мер по повышению энергоэффективности) может удовлетворяться за счет целого ряда источников электроэнергии, которые могут обеспечить мощность и/или энергию. Варианты снабжения включают гидроэлектростанции (как водохранилища, так и русловые гидроэлектростанции), тепловые электростанции, возобновляемые источники энергии и импорт электроэнергии. Восстановление существующих источников энергии также рассматривается как вариант энергоснабжения; реабилитация включает в себя восстановление генерирующей мощности и технологическую модернизацию по увеличению мощности. Первоначальный список вариантов снабжения был получен в результате обзора деятельности по инициативе Всемирного банка в качестве подготовительных работ для 62 данного исследования и обновлен консультантом. Подготовительные работы включали в себе сбор существующих исследований, проектные предложения, планы расширения системы и оценки системы от ПРТ, Барки Таджик, партнеров по развитию и НПО. Кроме того, проанализированы другие варианты, которые пока не рассмотрены ПРТ/БT, но которые, по мнению консультанта, могут быть потенциальным источником энергии в будущем. В связи с этим, компания Fichtner провела оценку возобновляемых источников энергии, газовых электростанций, аварийных дизельных электростанций и альтернативных вариантов импорта. В ходе проведения предварительного скрининга, были исключены варианты, реализация которых по техническим причинам в течение следующих 10 до 20 лет нереалистична, в том числе варианты гидроэлектростанций с водохранилищем, которые могут потенциально иметь влияние на уровень притока в соседние страны. Результатом данного пересмотра стало исключение четырех проектов из списка приемлемых вариантов, в том числе двух крупных гидроаккумулирующих электростанций: Рогунская ГЭС на реке Вахш в Таджикистане и Даштиджумская ГЭС на реке Пяндж, расположенная на границе с Афганистаном42. По каждому варианту снабжения собрана информация согласно ряда критериев планирования для создания базы данных экономических, социальных, экологических и технических характеристик каждой альтернативы. Разработка и оценка портфелей Портфель представляет собой сочетание спроса и альтернатив повышения энергоэффективности, которые удовлетворяет потребность в электроэнергии. Первоначально рассмотрен баланс спроса/ предложения до 2040 года, но позже внимание было сосредоточено до 2020 год, учитывая: (i) актуальность нынешнего энергетического кризиса зимой, и (ii) неопределенность проектных данных после 2020 года. В частности, портфели разработаны с целью решения проблемы зимнего дефицита электронергии, посредством выбора альтернатив обеспечения гарантированной мощности (вместо установленной мощности). Портфели могут быть подготовлены на основе различных целей и сравнены/оценены согласно ряда критериев развития. Данное исследование рассматривает портфель, который удовлетворяет пикового спрос в зимний период при наименьших затратах. Наименьшие затраты представляют собой сочетание альтернатив, которые минимизируют инвестиционные и эксплуатационные затраты при учете возможных доходов от экспорта43. 42 По Рогунской ГЭС, самой крупной ГЭС в настоящее время проводятся технико-экономические, экологические/социальные оценочные исследования. В результате этих исследований будут обновлены данные 2009 года, которые обеспечат дополнительным дизайном и стандартами. Данные по Рогунской ГЭС в настоящее время не доступны. Даштиджумская ГЭС мощностью в 4000 МВт представляет собой не разработанный проект на реке Пяндж на границе с Афганистаном; Данные связанные с планированием не доступны. Обе рек впадают в Аму-Дарью (на реку Вахш приходится 30% притока, в то время как на реку Пяндж приходится остальные 70%). 43 Обратите внимание, что наименьшие затраты определяются во множестве альтернативах для данного исследования, а именно все варианты, за исключением проектов гидроаккумулирующих электростанций. Рассматриваемые портфели могут или не могут быть с наименьшими затратами в целом. Так как проекты гидроаккумулирующих электростанций обеспечивают гарантированную мощность, необходимы данные по Рогунской и Даштиджумской ГЭС с тем, чтобы подтвердить портфель с наименьшими затратами для Таджикистана. 63 Кроме того, второй портфель исследует сочетание вариантов спроса и предложения для устранения дефицита в кратчайшие сроки. Тем не менее, разногласия с основным портфелем не были значительными и включали варианты очень высоких затрат. Вместо этого, определены дополнительные меры, которые могли бы ускорить сокращение дефицита при условии более тщательного анализа. К ним относятся увеличение проектной мощности ТЭЦ Душанбе-2, дополнительное управление нагрузкой в зимний период на ТАЛКО, реализация более амбициозной программы энергоэффективности и расширения импорта. Портфель отражает наименьшие затраты среди приемлемых альтернатив. Однако, анализ также даёт описание каждого портфеля с точки зрения экологических и социальных критериев, а также критериев развития. Конкретный набор критериев был разработан на основе планирования энергоснабжения и консультаций с ПРТ, БT, неправительственными организациями и Всемирным банком. Эти критерии подробно описаны в пяти категориях в следующей таблице. Результаты представлены отдельно для каждого критерия, они не взвешены и не сгруппированы. Полная база данных для каждого варианта (см. Приложение 5) также включает в себя техническое описание проектов, таких как выполнение проектирования, установленная и гарантированная мощность, и среднегодовая выработка. 64 Таблица 1A: Критерии выбранные для описания альтернатив энергоснабжени Категория Задача Критерий # Показатель Единица Экономичес Наименьшие затраты Затраты 1 Чистая приведенная стоимость Миллион долл.США кая (ЧПС) затрат в период эффективно планирования, в том числе сть стоимость необслуженной энергии 2 Чистые поступления в твердой валюте Минимальное время Время до 3 Годы с необслуженной энергией Количество лет для устранения устранения зимнего дефицита зимнего электроэнергии дефицита электроэнергии Социально- Минимальные Вынужденное 4 Количество людей, которые будут Количество людей экономическ негативные переселение переселены за планируемый ие последствия период (непересчитанные) последствия Максимальные Занятость 5 ЧПС прямой занятости созданной Человек, годы положительные за планируемый период последствия Экологическ Минимальные Потребность в 6 Площадь водохранилища Гектары ое негативные земельном воздействие последствия/ участке Максимальные 7 Площадь для захоронения отходов Гектары положительные Гидрологические 8 Сгруппированные критерии Шкала 1-5 последствия последствия Стратегической экологической оценки Наземные 9 Влияние на охраняемые зоны на Шкала 1-5 экосистемы национальном или международном уровне/национальный парк/участок Рамсар Исчезающие 1 Возможное появление редких или Шкала 1-5 виды 0 исчезающих видов в охраняемой зоне Выбросы 1 ЧПС выбросов парниковых газов за тонны CO2/кВтч 1 планируемый период 1 ЧПС выбросов загрязнителей тонны NOx/кВтч 2 воздуха за планируемый период тонны SOx/кВтч, тонны частиц/кВтч Управление Минимальное Трансграничное 1 Влияние на страны низовья на % изменения притока водными трансграничное воздействие 3 соответствующих реках на границе в течение ресурсами воздействие вегетационного периода Возможность Дополнительное 1 Дополнительное использование Кол-во многоцелевых многоцелевого использование 4 воды для : станций использования воды для водоснабжения/орошения/управлен неэнергетически ия наводнениями и засухой х целей Безопасност Минимальная Зависимость от 1 Импортируемый потенциал в % от Потенциал импорта в % ь снабжения зависимость от импорта 5 пикового спроса (средний и от пиковой нагрузки импорта максимальный за период планирования) Надежность Соответствующи 1 Предел резерва: предел % пиковой нагрузки энергосистемы й предел резерва 6 установленной мощности в течение пиковой нагрузки и предел гарантированной мощности во время пиковой нагрузки (средний и минимальный за планируемый период) 65 ПРИЛОЖЕНИЕ 2: ТОРГОВЛЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ В ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ Предыстория Торговля электроэнергией является одним из важнейших вариантов, который может помочь Таджикистану (учитывая географическое расположение страны) в преодолении изначально ассиметричного характера системы энергоснабжения с летними излишками и зимним дефицитом электроэнергии. Несоответствие между возможностями предложения, которые в значительной степени уменьшаются в зимний период и спрос, который резко растет зимой из-за потребности в отоплении, является основной причиной возникновения подобных сезонных излишек и дефицита. При добавлении новых мощностей за счет значительных затрат, в средне-и долгосрочной перспективе дефицит электроэнергии может быть смягчен, но объем летних излишек также увеличится и пока не найдется способ их экспортирования, привлекательность таких инвестиций будет снижаться. Таким образом, экспорт летних излишкек и удовлетворение спроса в зимнее время за счет импорта является финансово устойчивым вариантом для Таджикистана. Этот принцип был применен на практике в период когда Таджикистан являлся членом Энергосистемы Центральной Азии (ЭСЦА), состоявшей из Южного Казахстана (КАЗ), Кыргызстана (КИР), Таджикистана (Таджикистан), Узбекистана (Узбекистан) и Туркменистана (ТРК), и которая функционировала в синхронном режиме (рис. 1). 66 Рисунок 1: Карта территории ЭСЦА 67 Ранее энергосистема Таджикистана состояла из двух отдельных частей: северная часть с большим спросом на электроэнергию была соединена с северной частью Узбекистана и Киргизстана и южная часть, с большей частью выработки была соединена с южной частью Узбекистана. Поскольку эти две части не были связаны между собой, Таджикистан направлял большую часть своей вырабатываемой энергии на южную часть Узбекистана и получал от северной части Узбекистана эквивалентный объем или необходимую электроэнергию на бартерной основе. Это удовлетворяло Узбекистан, поскольку большая часть электроэнергии вырабатывалась на северо-востоке страны, а основная часть спроса на юге. Также в течение 2007-2009 годов, Таджикистан получил 1,2 млрд. кВт/ч электроэнергии в зимний период из Туркменистана через Узбекистан. Туркменистан выделил одну из своих электростанций и осуществлял поставку электроэнергии через системы Узбекистана. Это позволило снизить дефицит электроэнергии в Таджикистане до начала 2009 года. С 1 января 2009 года, из-за технических проблем на Каракульской подстанции Узбекистан приостановил поставки туркменской электроэнергии в Таджикистан. В 2008-2009 годах произошло два важных события. Во-первых, в Таджикистане была построена линия электропередачи Север-Юг мощностью 500 кВт, которая соединила ранее разделенную северную и южную часть системы. Это устранило необходимость в поставках большого объема электроэнергии через Узбекистан.. Во-вторых, в условиях необычайно холодной зимы согласно заявлениям Таджикистан, Кыргызстан и Узбекистан получали чрезмерно большой объем электроэнергии из региональной сети, намного больше чем тот объем на который они имели право. Это в свою очередь поставило под угрозу стабильность поставокк электроэнергии по Казахской линии Север-Юг мощностью в 500 кВт и создало серьезный дефицит электроэнергии в Южном Казахстане. Казахстан сразу же вышел из ЕСЦА: за ним последовал Узбекистан. Впоследствии Казахстан, Кыргызстан и Узбекистан заново присоединились к ЕСЦА, в основном из-за сложных водно-энергетических связей в бассейне Сырдарьи и практически переплетенного характера систем Кыргызстана и Узбекистана. Однако Таджикистан был полностью изолирован от ЕСЦА, что сделало невозможным импорт электроэнергии из Туркменистана. К сожалению, из-за отсутствия порядка использования электрической сети Таджикская система осталась изолированной от ЭСЦА. Таджикистан продолжал получать определенный объем электроэнергии из Узбекистана в течение 2010 и 2011 годов для своих районов, расположенных на севере страны, которые не были соединены с основной энергосистемой. Впоследствии Таджикистан подключил эти районы к своей энергосистеме, и больше не импортирует электроэнергию из Узбекистана. Изоляция Таджикской энергосистемы от ЭСЦА сделала проблемы Таджикистана еще более острыми, чем раньше. Из-за неспособности экспортировать излишки электроэнергии в летнее время, на Нурекской ГЭС ежегодно сбрасывается объем воды достаточного для выработки 3 млрд. кВт/ч электроэнергии (без выработки электроэнергии). Экспорт электроэнергии составляет до 600 ГВт/в год в Афганистан в течение летнего сезона. Рост объема экспорта в Афганистан будет зависеть от того, насколько быстро будет развиваться распределительная сеть и линии электропередачи в северо-восточной части Афганистана. Он также конкурирует с Узбекистаном, который обеспечивает круглогодичную поставку электроэнергии в Афганистан. Афганистан также сотрудничает с Туркменистаном по увеличению объемов импорта электроэнергии для северного региона. Без импорта электроэнергии, зимний дефицит в Таджикистане оценивается в пределах от 2,5 до 2,75 млрд. кВт/ч в течение зимних месяцев (соответствует примерно около 1200 МВт, гарантированной мощности). 68 В долгосрочной перспективе для устранения зимнего дефицита будут построены дополнительных мощности по выработке гидро или тепловой электроэнергии44. До присоединения Таджикистана к ЭСЦА, проблема должна решаться через комплекс мер, в том числе увеличение импорта газа для теплоснабжения зданий, повышение эффективности использование энергии, корректировка производственного графика Таджикского алюминиевого завода, принятие мер по управлению спросом, включая эффективную корректировку тарифов и импорт электроэнергии с помощью специальных средств. Именно в этом контексте в настоящее время обсуждаются возможности торговли электроэнергией. Движение в направлении комплексных и сложных механизмов торговли через несколько небольших шагов возможно представляет собой разумную стратегию. Было бы полезно начать с торговли электроэнергией на основе коммерческих СПЭ, где оплата обеспечивается и предложение ограничено объемом зафиксированным в СПЭ. При условии достижения таких договоренностей, можно будет рассмотреть определенные варианты импорта из Узбекистана и Туркменистана (через Узбекистан и Афганистан). Учитывая преобладание тепловых электростанций и их типов, узбекская система всегда сталкивалась с проблемами пикового спроса, особенно в зимний период и полагалась на пиковой обмен электроэнергией с Таджикистаном и Кыргызстаном. С отделением Таджикской энергосистемы проблемы стали ощущаться более остро. Узбекистан устанавливает новые ГТКЦ и угольные электростанции для удовлетворения внутреннего спроса. После установки этих теплоэлектростанций, Узбекистан будет в состоянии обеспечить непиковый экспорт электроэнергии в Таджикистан в зимний период и улучшить использование производственных мощностей своих новых электростанций. Вкладка 1: Энергетический профиль Узбекистана На конец 2011 года Узбекистан обладал подтвержденными запасами газа в размере 1600 млрд. кубометров, и коэффициент подтвержденных запасов газа к объему добычи на 28,1 лет. Считается, что Узбекистан располагает дополнительными запасами газа, которых еще предстоит открыть, особенно в Ферганской области. В 2011 году страна произвела 57 млрд. кубометров газа (1,7% от мирового производства), потребление составило 49,1 млрд. кубометров (1,5% от мирового потребления), а остаток экспортирован в Россию, Кыргызстан и Таджикистан. В республике имеется более чем 171 открытых месторождений нефти и газа, из которых 52 производят газ. Сжигание попутного газа в 2010 составило по оценкам 1,9 млрд. кубометров, однако в продолжается реализация программ по его использованию. Ряд китайских и российских операторов имеют СПЭ и капиталовложения в данном секторе. Узбекистан также заключил контракт с Китаем на экспорт газа (на 10 млрд. кубометров в год) начиная с 2014 года, когда пропускная способность газопровода Туркменистан-Казахстан-Узбекистан будет расширена. Узбекистан планирует утроить объемы экспорта к 2020 году. Поступают сообщения о внутренней нехватки газа особенно в зимний период, но полагается, что Узбекистан может преодолеть эти трудности с предлагаемым набором мер, таких как переход выработки электроэнергии на более эффективных газотурбинных агрегатах комбинированного цикла, увеличение доли выработки электроэнергии на основе угля вместе с соответствующей ценовой реформой. В 2011 году Узбекистан обладал общей установленной мощностью выработки около 12500 МВт вырабатывая около 51,5 млрд. кВт/ч для удовлетворения пикового спроса около 8500 МВт. Его пиковый спрос, по прогнозам, будет расти на 3% в год до 15030 МВт к 2030 году. В то же время объем экспортируемой энергии, как ожидается, вырастет на 2,7% в год до 88,3 ТВт. 44 Таджикистан обладает значительными запасами угля, которые можно развивать. Кроме того, в июле 2012 года Канадская компания Тетис заявила об обнаружении большого объема нефти (8.5 миллион баррелей) и газа 114 TCF или 3.23 TCM) в Ферганской долине Таджикистана. 69 Таким образом, если Таджикистан мог бы предложить хорошую цену и СПЭ с жесткими временными рамками и ценовыми параметрами, Узбекистан, вероятно, может рассмотреть вопрос о предоставлении в пределах от 200 до 250 МВт в течение пяти месяцев. Ежедневное расписание поставок должно быть согласовано заранее наряду с мерами в случае отклонения от пределов указанного диапазона. Обеспечение безопасности оплаты, через такие механизмы как счет условного депонирования в иностранном банке в твердой валюте или посредством безотзывного и делимого аккредитива, позволит повысить устойчивость торговых операций. СПЭ также может быть предметом международного арбитража и отвечать положениямДоговора к Энергетической Хартии, так как обе страны являются членами ДЭХ. Туркменистан обладает достаточными ресурсами газа для обеспечения своих электростанций и даже сейчас имеет некоторый избыток генерирующей мощности для поставки от 200 до 300 МВт электроэнергии в Таджикистан. В течение 2007-2009 годов страна ежегодно поставляла 1,2 млрд. кВт/ч в зимний период в Таджикистан. Он может с относительной легкостью установить дополнительные ГТ или ГТКЦ, в случае наличия выгодных контрактов (Вкладка 2. Энергетический профиль Туркменистана). Туркменистан стремится к диверсификации рынков по экспорту энергоносителей через заключение сделок на поставку газа и электроэнергии. (Вкладка 2. Энергетический профиль Туркменистана). Вкладка 2: Энергетический профиль Туркменистана Обладая подтвержденными запасами газа в объеме 24,3 трлн. кубометров, Туркменистан занимает четвертое место по объему запасов газа в мире после России, Ирана и Катара. Его добыча в 2011 году составила 59,5 млрд. кубометров, а потребление всего лишь 25 млрд . кубометров. Остальные 34,6 млрд. кубометров газа страна экспортировала (14,3 млрд. кубометров в Китай, 10,2 млрд. кубометров в Иран и 10,1 млрд. кубометров в Россию). На конец 2011 года Туркменистан имел установленную мощность в 4110 МВт, из которых около 1790 МВт приходилось на крупногабаритные современные газовые турбины. Последнее дополнение мощностей включало: (а) ГТ мощностью 254 МВт в Дашогузе (2007), (б) ГТ мощностью 254 МВт в Ахале под Ашхабадом (февраль 2010 года), (в) ГТ мощностью 254 МВт в Авазе вблизи Каспийского моря (апрель, 2010) и (г) ГТ мощностью 2 х 127,1 МВт в Балканабате. Выработка электроэнергии в 2011 году составила 18.3 млрд. кВт/ч. Из них 2,5 млрд. кВт/ч экспортировано в Иран, Афганистан, Армения и Азербайджан. Экспорт в Афганистан в 2011 году составил около 50 МВт (354 ГВт) через две линий электропередач 110 кВ общей мощностью 80 МВт. В соответствии с планами правительства, общий объем выработки увеличится до 27,4 млрд. кВт/ч к 2020 году и до 35,5 млрд. кВт/ч к 2030 году. Экспорт, как ожидается, составит около 6 млрд. кВт/ч в 2020 году. При вводе в эксплуатацию этих четырех новых газовых турбин, используемых в комбинированном цикле будет добавлена общая мощность в 1496 МВт. 70 Ежегодный объем выработки электроэнергиии и экспорта Туркменистана Объем валового внутреннего потребления Объем экспорта Установленная мощность Туркменистан планирует увеличить объем экспорта электроэнергии в Афганистан до 1,2 ТВт к 2014 году строительством новой электростанции, новой линии электропередач 500 кВт до афганской границы и восстановлении существующей ЛЭП 110 кВт. В случае заключения контракта на основе СПЭ на 500 МВт между Туркменистаном и Таджикистаном, Туркменистан мог бы обеспечить экспорт электроэнергии в Таджикистан с использованием любых из следующих трех способов:  Как это было в 2007-2009 годах, Туркменистан может обеспечить поставку 500 МВт на подстанцию Каракуль системы Узбекистана в изолированном режиме. Этот объем будет использован южной частью энергосистемы Узбекистана, которая на основании договоренности по обмену, может поставить эквивалентный объем электроэнергии из северо-восточной части в северную часть Таджикистана, опять же в изолированном режиме. Проведение такой операции в южной части Узбекистана может быть сложным. Кроме СПЭ между Туркменистаном и Таджикистаном, для этой сделки необходимо заключить соглашение по обмену электроэнергией с Узбекистаном. Трехстороннее соглашение также может быть альтернативой.  Туркменистан может построить преобразователь переменного и постоянного тока 500 МВт на своей границе и асинхронно подключиться к узбекской энергосети и подавать электроэнергию в Узбекистан. Узбекистан может затем построить аналогичный преобразователь переменного и постоянного тока 500 кВт на своей северо-восточной границе и подавать асинхронно электроэнергию в Таджикистан. Таким образом, в рамках этого варианта связь между Туркменистаном, Узбекистаном и Таджикистаном будет асинхронным. Это даст возможность Туркменистану и Узбекистану осуществлять контроль и поставлять электроэнергию только в случае соответствия объема и оплаты с СПЭ и соглашениями по обмену электроэнергией.  Третий вариант включает экспорт электроэнергии из Туркменистана в Таджикистан через Афганистан. В этом случае необходимо продолжить строительство линии напряжением 500 кВ из Туркменистана в в Афганистан с Андхой вплоть до Пули - 71 Хумри, где можно было бы подключить её к запланированной линии постоянного тока CASA-1000 через высоковольтный преобразователь переменного и постоянного тока. Тогда можно было бы подавать туркменскую электроэнергию в Таджикистан в зимний период и в Пакистан в течение оставшихся семи месяцев. Другим вариантом может быть размещение преобразователя ближе к Туркменистану и строительство линии электропередачи Андхой-Пули-Хумри как линию постоянного тока. Рисунок 2: Карта с указанием тепловых электростанций в Туркменистане и линий электропередачи в Афганистан и Узбекистан. С учетом сложности развития Афганской энергосети, третий вариант кажется маловероятным. С технической точки зрения, параллельное асинхронное соединение высоковольтных линий переменного и постоянного тока между Туркменистаном, Узбекистаном и Таджикистаном может быть надежным решением, что позволит устранить проблемы синхронизации и возможности чрезмерного отбора электроэнергии. Это также может способствовать укреплению доверия между странами-участницами. Такие станции преобразователи переменного и постоянного тока были запланированы для экспорта грузинской электроэнергии в Турцию. Они использовались в различных частях Индии для соединения различных регионов и государственных сетей. Они имеют модульную конструкцию и их мощность может быть увеличена поэтапно, без значительных расходов. Стоимость таких параллельных преобразователей за последние несколько лет значительно снизилась. Однако их роль после того как Таджикистан синхронизируется с ЭСЦА путем строительства линии Датка-Худжанд напряжением 500 кВ не ясна. В этом случае, как Узбекистан, так и Таджикистан будут в единой ЭСЦА и работать в синхронном режиме, однако никакой прямой связи между Таджикистаном и Узбекистаном не будет. Сроки строительства линии Датка-Худжанд также не уточнены, хотя Кыргызстан настаивает, чтобы линия была построена в рамках проекта CASA-1000. Возможно, такие параллельные станции преобразователи переменного и постоянного тока для соединения энергосетей 72 Туркменистана и Узбекистана, а также Узбекистана и Таджикистана в долгосрочной перспективе пойдет на пользу системы ЭСЦА, даже в случае полного восстановления и модернизации ЭСЦА. Структурирование сделки с целью обеспечения оплаты Туркменистану и гарантирования того, что Узбекистан действительно будет поставлять в Таджикистан электроэнергию, получаемую из Туркменистана является достаточно сложным. Вероятнее всего, следует заключить трёхсторонний договор, в соответствии с которым: (а) за электроэнергию поставленную в Узбекистан, Туркменистан сможет требовать оплату из аккредитива открытого Таджикистаном на основе показателей систем учета электроэнергии, и (б) после того как один раз такая поставка будет произведена, тогда обязательства по поставкам или оплате перейдут от Туркменистана к Узбекистану. Кроме того, Таджикистану, возможно, придется открыть отдельный аккредитив в пользу УзбекЭнерго для получения сборов на основе своп-соглашения, которые могут быть несколько ниже, чем стандартные транзитные тарифы, так как сделка облегчает перегруженность энергосети Узбекистана. Также будет разумно включить в сферу объем договора пиковый импорт электроэнергии из Туркменистана для потребления в Узбекистане. Только для этой части Узбекистану, возможно, придется открыть аккредитив в пользу Туркменистана (Вкладка 3). Вкладка 3: Основные элементы СПЭ Объем электроэнергии поставляемой по часам в рабочие и праздничные дни должен быть полностью указан в таблице учета. График поставок «на сутки вперед», фактическая поставка и отбор должны соответствовать графику выполнения контракта. Из-за условий СПЭ обозначенных как «бери или плати» и «производи поставку или плати», не следует ожидать никаких изменений в фактической подаче или отборе. В случае согласия, стороны могут согласиться допустить незначительные отклонения (до одного процента) от договора, графика и включить его в СПЭ. Стороны должны договориться о таких определениях как «пиковые» и «непиковые» часы и цена, подлежащая уплате за кВт за поставку в течение таких часов и поставку в назначенную подстанцию Таджикистана в случае заключения двустороннего договора с Узбекистаном, а также для поставки до сети Узбекистана в случае заключения договор между Таджикистаном, Туркменистаном и Узбекистаном. Точно так же, также должны быть согласованы сборы за обмен электроэнергии, уплачиваемых Таджикистаном Узбекистану. Покупателю (Таджикистан) необходимо открыть безотзывный, но делимый аккредитив в пользу продавца (Туркменистан или Узбекистан), сроком на пять месяцев поставки для каждого зимнего сезона в долларах США в банке Нью-Йорка (также можно рассматривать альтернативные валюты и банки страны ОЭСР). Продавец будет в состоянии перевести средства из аккредитива после указанной поставки на основе протокола показателей счетчика, а также цен включенных в СПЭ. Аналогичные меры будут применяться для сборов за обмен электроэнергии или транзитных тарифов. Возможно, предоставление льготного кредита или гранта Международными финансовыми учреждениями (МФУ) или двусторонними донорами поможет Таджикистану открыть аккредитив в течение первого года. Выручка от потребителей может быть использована для последующих лет. Участие МФУ в той или иной форме в сделке может быть очень полезной для соблюдения договора всеми сторонами. Можно изучить возможность гарантирования оплаты со стороны МФУ. 73 Риск, связанный с оплатой предусматривается положением «бери или плати», который поддерживается механизмом аккредитива. Риск, связанный с поставкой предусматривается условием «производи поставку или плати». Обязательства по поставке или оплате в отношении объема такой поставки переходят Узбекистану, в момент когда Туркменистан поставляет электроэнергию в Узбекистан. Сделка должна соответствать законодательству (за исключением местного), предпочтительно в рамках английского права, и должна быть предметом международного арбитража. Комиссия может состоять из представителя покупателя и продавца и представителей соответствующих МФУ или арбитраж может руководствоваться Договором к Энергетической хартии, членами которой является все три страны. В этом Приложении предлагаются промежуточные варианты для решения энергетического кризиса в Таджикистане в краткосрочной перспективе. Единственным устойчивым долгосрочным решением является функционирование ЭСЦА с присоединием Таджикистана и развитием эффективной и синхронной работы, в рамках которой поставки электроэнергии основаны на СПЭ и жестких условий оплаты. Эти СПЭ, подлежащие исполнению будут включать в себя одобрение договоренностей и соглашений с точки зрения конкретных цен за подачу, вызванные необходимостью балансирования системы в реальном времени. Необходимо создать орган, который может приводить в исполнение соблюдения правил и порядка использования энергосистемы путем интернационализации правовой структуры, штатного расписания и управления Единого диспетчерского центра (ЕДЦ). Будут необходимы современные правила и ЕДЦ, потребуется техническое оборудование и полномочия для дистанционного отключения систем или уменьшения объем передачи электроэнергии, если одна из сторон нарушает правила использования энергосети (по аналогии с возможностями smart grid). Важно помнить, что в рамках UCTC (теперь ЕСОСПЭ) основное правило гласит, что каждый член должен обладать потенциалом выработки для удовлетворения собственного спроса, и что этот потенциал должен быть значительным, включающий страну-члена и частично СПЭ с другими странами. Другими словами, ни одна страна не может быть членом без достаточного собственного потенциала и без ПСЭ с тем, чтобы полностью удовлетворить внутренний прогнозируемый спрос (за исключением лишь минимальных потоков, вызванных потребностями в балансировании в реальном времени). Порядок использования энергосети подсказывает, что как только спрос превысит имеющийся потенциал необходимо избавиться от избыточной нагрузки, чтобы избежать случаи незаконного отбора и системных нарушений. Решения по импорту электроэнергии на основе параллельных преобразователей переменного и постоянного тока, рекомендуемые в данном исследовании, могут стать частью операционной процедуры реформированной ЭСЦА. 74 ПРИЛОЖЕНИЕ 3: ГОТОВНОСТЬ ПЛАТИТЬ Готовность платить (ГП) является экономическим понятием, которое используется для выражения стоимости относимой потребителем на товары или услуги, такие как электричество в денежном выражении. ГП ограничена способностью потребителей платить, таким образом, она зависит от дохода потребителя, а также объема электроэнергии, которого покупает потребитель. Иными словами, уровень ГП для определенного объема электроэнергии выше для потребителей с более высокими доходами, чем для потребителей с низкими доходами. Таким образом, определение готовности платить за электроэнергию требует надежную оценку спроса потребителей на электроэнергию, которая представлена в качестве функции спроса, демонстрирующая как объем электроэнергии, требуемой потребителем изменяется в зависимости от цены на электроэнергию, с которой сталкивается потребитель. На одном конце этой функции, потребитель должен быть готов платить высокую цену за потребление небольшого объема электроэнергии, потому что потребитель будет использовать тот объем, который имеет наибольшее значение для потребителя. В соответствии с этой функцией спроса (в соответствии с принципом снижения предельной полезности на языке экономистов), ГП потребителя за дополнительную единицу электроэнергии снижается по мере возрастания объема потребляемой электроэнергии. Общий объем электроэнергии, требуемый потребителем определяется точкой, в которой функция спроса достигает фактической цены оплаченной за электроэнергию, которая является точкой функции спроса на уровне которой ГП падает до уровня цен на электроэнергию. Функция спроса может быть использована для оценки экономической выгоды от определенного объема потребления электроэнергии. В анализе этого отчета используется функция спроса на электроэнергию, который объединяет спрос всех потребителей на электроэнергию с функцией спроса на уровне энергосистемы. Анализ представляет этот спрос в виде следующих полулогарифмических соотношений между ценой электроэнергии и величины спроса: Qn = an + bn*logPn здесь Pn является средним предельным тарифом в постоянной стоимости, с которой сталкивается потребитель в годе n планируемого периода; Qn представляет спрос на электроэнергию системой в году n по цене Pn; an и bn представляют постоянные величины. Площадь под этой функцией за объем электроэнергии между двумя значениями для Qn решается с использованием предположения о значении ценовой эластичности спроса на электроэнергию. Средний уровень ГП на данную сумму расчитывается исходя из стоимости за данную площадь, разделенную на объем электроэнергии. 75 ПРИЛОЖЕНИЕ 4: ПЕРЕХОД НА ДРУГИЕ ВИДЫ ТОПЛИВА И ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ Экономия электроэнергии за счет принятия мер по переходу на другой вид топлива и повышению энергоэффективности оценивается с помощью следующих общих предположений: Tаблица 1: Предположения по внедрению энергоэффективности и краткое изложение экономии электроэнергии Предположения по 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 внедрению энергоэффективности Переход на другой вид 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 85% 100% 100% топлива Повышение 36% 59% 80% 100% 100% 100% 100% 100% 100% энергоэффективности в ТАЛКО Изоляция зданий 0% 3% 10% 17% 25% 40% 55% 70% 85% 100% Стандарты 0% 5% 10% 15% 30% 45% 60% 75% 90% 100% энергоэффективности, маркирование и солнечные водонагреватели Расчетная экономия 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 электроэнергии за счет энергоэффектиности в зимний период Переход на другой вид 44 88 130 172 214 255 296 357 419 419 топлива Повышение - 223 365 499 621 621 621 621 621 621 энергоэффективности в ТАЛКО Изоляция зданий - 1 4 6 9 14 20 25 30 35 Стандарты - 5 11 16 32 47 62 78 93 103 энергоэффективности, маркировка и солнечные водонагреватели Расчет экономии электроэнергии за счет энергоэффективности вышеуказанных мер приводится в следующих таблицах: 76 Tаблица 2: Расчет экономии электроэнергии за счет перехода на другой вид топлива и изолирование зданий Общее количество домохозяйств 1,100,000 Количество городских домохозяйств 330,000 Доля отопления с использованием электроэнергии в 85% городских домохозяйствах в 2012 году Доля отопления с использованием электроэнергии в 35% городских домохозяйствах до 2022 года Предполагаемый ежегодный спрос на электроэнергию в 3191 кВтч/год среднем на одно домохозяйство Предполагаемый ежегодный спрос на электроэнергию в 2234 кВтч/год среднем на одно домохозяйство для отопления % существующих жилых домов модернизированных к 30% 2022 г Предполагаемое снижение спроса на отопление 30% Поправочный коэффициент для корректировки доли 35% домохозяйств с отоплением на основе электроэнергии Предполагаемый объем экономии электроэнергии в 419 ГВтч зимний период за счет перехода на другой вид топлива Предполагаемый объем экономии электроэнергии в 35 ГВтч зимний период за счет изоляции зданий Таблица 3: Расчет экономии электроэнергии за счет внедрения стандартов энергоэффективности и маркировки Уровень доступности холодильников в 2012 году 33 Уровень доступности холодильников в 2022 году 75 Предполагаемый средний годовой расход 720 кВтч/год электроэнергии холодильником в 2012 году Предполагаемое повышение эффективности до 2022 года 50% Предполагаемый средний годовой расход 360 кВтч/год электроэнергии холодильником в 2022 году Предполагаемое повышение эффективности без 25% политики маркирования до 2022 года Предполагаемый объем экономии электроэнергии в 83 ГВтч зимний период с учетом стандартов и политики маркирования 77 Tаблица 4: Расчет экономии электроэнергии за счет увеличения использования солнечных водонагревателей Доля домохозяйств с электрическими водонагревателями 30% Мощность электрического водонагревателя в среднем 2.5 кВ Замена/дополнение солнечных водонагревателей 20% Среднегодовое количество часов работы 500 часов водонагревателей Количество домохозяйств с дополнительными 66,000 солнечными водонагревателями Спрос на подогрев воды покрытый солнечными 60% водонагревателями Предполагаемая экономия электроэнергии в зимний 20 ГВтч период за счет солнечных водонагревателей В следующей таблице представлен обзор мер повышения энергоэффективности, определенных в рамках энергоаудита ТАЛКО, большинство из которых можно осуществить в течение 1-4 лет, в зависимости от технической сложности мер, а также графика технического обслуживания алюминия ванн на ТАЛКО. Эти меры, отмеченные (*) не требуют дополнительных исследований или инженерных работ до их осуществления. 78 Tаблица 5: Описание потенциальных кратко и долгосрочных мер по обеспечению энергоэффективности в ТАЛКО Область Меры по обеспечению энергоэффективности со Меры по обеспечению энергоэффективности Меры по обеспечению сроком окупаемости <1 года со сроком окупаемости 1-3 лет энергоэффективности со сроком Группа 2 окупаемости 3-6 лет Группа 1 Группа 3 Процесс - Очистка стволового пучка контактного анода * - Установка загрузочного устройства электролиза - Улучшение сварки между анодным стволом и глинозема, замена электролита, щелевых хомутом анодов - Увеличение размера хомута/заглушки - Change-over to truck-mounted supply of alumina - Замена и ремонт поврежденных анодных стволов * to the pot-room silos - Увеличение размера шин * - Использование регулировочных шин анодного пучка - Предварительный нагрев катодов углеродных блоков до чугунной отливки * - Измерение электрического сопротивления катодных углеродных чушек * - Улучшение геометрии заглушки – снижение контактного сопротивления* - Улучшение связи между стояком и анодной балкой - Увеличение размеров существующей балки - Использование длинного углеродного катода - Улучшение связи между катодных коллекторных чушек и шин - Уменьшение токовой цепи Производство - Модернизация объектов поддержки I - Улучшение состояния объектов обжига II - Улучшение состояния объектов анода - Увеличение толщины изоляции на битумных - Установка двух дополнительных устройств обжига III емкостях* рекуперации тепла для производства горячей - Перевозка кокса только в крытых вагонах нефти - Перекладка внутренней огнеупорной для обжига - Установка датчиков температуры в чугунных печи литейных цехах* Техническое - Термоизоляция труб и задвижек * - Модернизация наружного освещения * - Модернизация внутреннего обслуживание - Внедрение системы управления энергией - Повышение эффективности автономной освещения * завода котельной с котлами Е-1/9 - Реконструкция центральной котельной - Преобразователи частоты для насосов мощностью 250 кВт на закрытых систем водоснабжения 79 В таблице ниже представлен расчет стоимости перехода на другой вид топлива, меры повышения энергоэффективности в ТАЛКО, теплоизоляция зданий, внедрение стандартов энергоэффективности/маркировки и солнечных водонагревателей. Tаблица 6: Стоимость мер по повышению энергоэффективности Изоляция Центр.тепло- Солнечные Кратко- Средне- Политика зданий снабжение на водонагрева- срочные меры срочные меры маркирования (основные угле тели ТАЛКО ТАЛКО меры) Установленная МВт 193 н/т н/т н/т н/т н/т мощность Потери в сети, 12% 12% 12% 12% 3% 3% электричество Снижение потребления ГВтч/год 419 56 166 35 134 1,053 электроэнергии Эффективность 85% Спрос на топливо ГВтч/год 440 Инвестиционные $/кВ 500 затраты Всего инвестиций миллион $ 97 53 5 23 2 87 Процентная ставка 10% 10% 10% 10% 10% 10% Срок амортизации год 25 10 25 40 20 20 Инвестиционные миллион 9.66 7.81 0.50 2.15 0.21 9.29 затраты $/год Энергетическая МВт/т 6.20 ценность Стоимость топлива $/т 100.00 1,022 Стоимость топлива $/МВтч 16.13 миллион Затраты на топливо 7.10 - - - - - $/год Специф. экспл. % инв.затрат 3% затраты, постоянные Специф. экспл. $/кВт 15.00 80 Изоляция Центр.тепло- Солнечные Кратко- Средне- Политика зданий снабжение на водонагрева- срочные меры срочные меры маркирования (основные угле тели ТАЛКО ТАЛКО меры) затраты, постоянные Эксплуат. затраты, миллион 2.90 2.00 постоянные $/год Эксплуат. затраты, % затрат на 5% переменные топливо Эксплуат. затраты, миллион 0.35 переменные $/год миллион Экспл. затраты 3.25 - 2.00 - - - $/год миллион Постоянные затраты 12.56 7.81 2.50 2.15 0.21 9.29 $/год миллион Переменные затраты 7.45 - - - - - $/год миллион Общие затраты 20.01 7.81 2.50 2.15 0.75 8.54 $/год Удельные затраты Долл. США экономии в центах 4.8 14 1.5 6.1 0.09 2.2 электроэнергии /кВт/ч 81 ПРИЛОЖЕНИЕ 5: ВОССТАНОВЛЕНИЕ СУЩЕСТВУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В таблице ниже представлены приоритетные проекты по реабилитации гидроэлектростанций, определенные правительством на период 2012-2025 г.г. Список составлен на основе информации, полученной от Правительства. Таблица 8: Приоритетные проекты по восстановлению гидроэлектростанций45 Доступная мощность Гарантированн Реабилитацион Энергоснабжен Инвестиционн ые затраты на ая мощность ные затраты ие в зимний Мощность после восстановления эффективности Установленная Название ГЭС эксплуатацию период Повышение Год ввода в мощность МВт До восст После До восст После восст восст млн.долл Год МВт МВт % МВт МВт МВт ГВтч ГВтч долл$/кВт . Нурекская ГЭС Агрегат 1 1972 333 331 5% 350.0 128 134 510 536 300 100 Агрегат 2 1972 333 331 5% 350.0 128 134 510 536 300 100 Агрегат 3 1973 333 331 5% 350.0 128 134 510 536 300 100 Агрегат 4 1976 333 331 5% 350.0 128 134 510 536 300 100 Агрегат 5 1977 333 331 5% 350.0 128 134 510 536 300 100 Агрегат 6 1977 333 331 5% 350.0 128 134 510 536 300 100 Агрегат 7 1979 333 331 5% 350.0 128 134 510 536 300 100 Агрегат 8 1979 333 331 5% 350.0 128 134 510 536 300 100 Агрегат 9 1979 333 331 5% 350.0 128 134 510 536 300 100 Итого 3,000 2,979 3,150 1,152 1,210 4,592 4,822 900 Кайраккумская ГЭС 45 Данные по отдельным агрегатам могут не соответствовать общему количеству по ЭС или каскада ГЭС из -за округления 82 Агрегат 1 1956 21 21 2.5% 21.5 9 9 37 38 500 11 Агрегат 2 1956 21 21 2.5% 21.5 9 9 37 38 500 11 Агрегат 3 1956 21 21 2.5% 21.5 9 9 37 38 500 11 Агрегат 4 1957 21 21 2.5% 21.5 9 9 37 38 500 11 Агрегат 5 1957 21 21 2.5% 21.5 9 9 37 38 500 11 Агрегат 6 1957 21 21 2.5% 21.5 9 9 37 38 500 11 Итого 126 126 129 52 53 222 227 63 Головная (Сарбанд) ГЭС Агрегат 1 1962 35 34.8 3% 35.9 26 27 102 105 500 18 Агрегат 2 1962 35 34.8 3% 35.9 26 27 102 105 500 18 Агрегат 3 1962 35 34.8 3% 35.9 26 27 102 105 500 18 Агрегат 4 1963 45 44.7 3% 46.1 33 34 131 135 500 23 Агрегат 5 1963 45 44.7 3% 46.1 33 34 131 135 500 23 Агрегат 6 1963 45 44.7 3% 46.1 33 34 131 135 500 23 Итого 240 238.3 246.0 178 182.7 700 717.6 120 Перепадная ГЭС Агрегат 1 1958 10.8 8.1 3% 11.1 7 7 27 28 500 5 Агрегат 2 1960 10.8 8.1 3% 11.1 7 7 27 28 500 5 Агрегат 3 1960 8.4 6.3 3% 8.6 6 6 21 22 500 4 Итого 30.0 22.5 30.7 20 20.4 75 77.2 15 Центральная ГЭС Агрегат 1 1964 7.6 7.5 3% 7.7 4.1 4.2 14 14 500 4 Агрегат 2 1964 7.6 7.5 3% 7.7 4.1 4.2 14 14 500 4 Итого 15.1 15.0 15.5 8.3 8.5 27 27.9 8 83 Каскад Варзобской ГЭС ГЭС-1 /Агрегат 1 1936 3.7 3.7 34% 5.0 0.4 0.6 3 5 500 2 ГЭС-1/Агрегат 2 1936 3.7 3.7 34% 5.0 0.4 0.6 3 5 500 2 ГЭС-2/Агрегат 1 1949 7.2 3.6 2.5% 7.4 0.7 0.7 5 5 500 4 Итого 14.6 11 1.5 1.9 11 15 8 ВСЕГО 1,410 1,475 5,616 5,872 1,114 84 ПРИЛОЖЕНИЕ 6: ОПИСАНИЕ АЛЬТЕРНАТИВ ПОСТАВОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Гидроэлектостанции Шуро Гранит Фондар Оббурд Сангист Баршо Aндаро Санобо Язгуло Ширго Единица бская Aйни Ёвон Дупули Пиш ные ё он он р б д м ват ГЭС ворота Общая информация Речной бассейн /каскад Вахш Зарафшон Зарафшон Зарафшон Зарафшон Зарафшон Зарафшон Пяндж Пяндж Пяндж Пяндж Пяндж Пяндж Пяндж Тип руслов руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. STO . Расчетный расход м3/с 1,326 125 113 190 25 159 160 Установленная мощность МВт 850 160 140 160 160 90 300 650 320 125 850 2,100 1,900 Гарантирован. мощ-сть МВт 99 14 27 30 25 10 28 58 87 125 139 436 300 Среднегодовая выработка ГВт 3,043 497 647 729 664 319 763 1,577 1,629 1,088 3,318 9,364 7,272 Гарант.энергоснабж. ГВт 865 123 233 259 215 86 244 504 766 1,095 1,214 3,821 2,628 Инвестицион. затраты млн.долл. США 1,565 327 292 330 331 190 619 1,291 655 285 1,662 4,020 3,659 Себестоимость выработки центы электроэнергии в среднем США 7.2 9.0 6.1 6.2 6.8 8.1 11.3 11.5 5.6 3.5 7.0 7.0 7.5 /КВт Критерии Себестоимость центы гарантрирован.электроэн. США 25.5 36.2 17.1 17.3 21.0 30.0 35.5 35.9 12.0 3.5 19.2 17.1 20.7 /КВт Раняя дата год 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2025 2025 2025 2020 2025 2028 2026 Вынужденное переселение кол-во 0 0 0 100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 населения Созданные рабочие места чел-год 16,000 6,500 6,500 6,500 6,500 3,500 16,000 16,000 16,000 6,500 16,000 47,500 26,000 Потребность в земельной гектары 150 площади (водохран.) Утилизация отходов гектары Совокуп. критерии SEA шкала 1-5 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 Участки всемир. наследия/национальные шкала 1-5 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1 парки /шкала Рамсар Возмож. появления редких или исчезающих шкала 1-5 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 2 видов в проектной зоне Выбросы парниковых тонн 7.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 газов CO2/ГВт Выбросы загряз. веществ тонн NOx/ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 в атмосферу ГВт Выбросы загряз. веществ тонн SOx/ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 в атмосферу ГВт 97 Выбросы загряз. веществ тонн в атмосферу частиц / 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ГВт Изменения в выработке на ГЭС, расположенных ГВт 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 вниз по течению Возможность выполнения нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет да/нет нет нет дополнительных услуг Воздействие вниз по % притока 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 течению Дополнительное использование воды да/нет да нет нет нет нет да нет нет нет нет нет нет нет неэнергетических целей 98 Гидроэлектростанции Хоста Даштид Джум Нурабад Единица Москов Кокча Сангвор Урфайн Штиён Нурабад-1 Гарм СГЭС в жум ар -2 Общая информация Речной бассейн /каскад Пяндж Пяндж Пяндж Пяндж Пяндж Вахш Вахш Вахш Вахш Вахш Вахш Тип руслов руслов руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. руслов. STO . STO . Расчетный расход м3/с 88 90 138 170 291 Установленная мощность МВт 1,200 2,000 800 350 160 160 120 150 120 35 Гарантирован. мощ-сть МВт 456 420 429 82 48 54 38 40 46 7 Среднегодовая выработка ГВт 7,122 8,970 5,640 1,664 940 985 723 847 737 175 Гарант.энергоснабж. ГВт 3,993 3,682 3,756 721 419 473 336 352 406 61 Инвестицион. затраты млн.долл. США 2,309 3,769 1,501 691 349 349 270 310 249 110 Себестоимость выработки центы США 4.8 6.3 3.7 5.8 5.0 4.8 5.1 5.0 4.6 5.0 электроэнергии в среднем /КВт Критерии Себестоимость центы США 8.6 15.2 5.6 13.4 11.3 10.0 10.9 12.0 8.4 12.0 гарантрирован.электроэн. /КВт Раняя дата год 2026 2026 2025 2025 2022 2022 2020 2021 2022 2015 Вынужденное переселение кол-во 0 0 0 0 0 0 50 0 0 0 населения Созданные рабочие места чел-год 26,000 26,000 16,000 16,000 6,500 6,500 6,500 6,500 6,500 20,300 Потребность в земельной гектары площади (водохран.) Утилизация отходов гектары Совокуп.критерии SEA шкала 1-5 2 3 2 2 2 2 2 2 2 1 Участки всемир.наследия/национальн шкала 1-5 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ые парки /шкала Рамсар Возмож.появления редких или исчезающих видов в шкала 1-5 2 2 2 1 2 2 2 2 2 1 проектной зоне Выбросы парниковых газов тонн 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 CO2/ГВт Выбросы загряз.веществ в тонн NOx/ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 атмосферу ГВт Выбросы загряз.веществ в тонн SOx/ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 атмосферу ГВт Выбросы загряз.веществ в тонн частиц/ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 атмосферу ГВт Изменения в выработке на ГВт 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ГЭС, расположенных вниз по 99 течению Возможность выполнения нет нет нет нет нет нет нет нет нет да/нет нет дополнительных услуг Воздействие вниз по течению % притока 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Дополнительное нет нет нет нет нет нет нет нет нет использование воды да/нет нет неэнергетических целей ТЭЦ ВЭ Импорт Импорт Солнеч ТЭЦ ТЭЦ ГТКЦ ГТКЦ Сроч.по Импорт Импорт из Душанб ФонЯгн ная Импорт из Туркменчерез Единица Шуроб- Шуроб импорт внутр ставки из УЗБ из УЗБ Туркме е-2 об I энергия АФГ 1 -2 газа .газ дизтоп. в Регар в Регар нчерез (PV) АФГ Общая информация Топливо уголь уголь уголь уголь газ газ дизель солнеч. импорт импорт импорт импорт Тип CHP ТЭЦ ТЭЦ ТЭЦ ТЭЦ ТЭЦ ТЭЦ ВЭ ИМП ИМП ИМП ИМП Расчетный расход м3/с Установленная мощность МВт 200 300 300 500 300 300 100 50 250 250 150 300 Гарантирован. мощ-сть МВт 200 300 300 500 300 300 100 0 250 250 150 300 Среднегодовая выработка ГВт 736 1,104 1,104 1,840 1,164 1,164 396 77 450 450 570 1,140 Гарант.энергоснабж. ГВт 736 1,104 1,104 1,840 1,164 1,164 396 0 450 450 570 1,140 Инвестицион. затраты млн.долл . США 349 523 523 1,051 347 347 0 152 0 0 0 0 Себестоимость выработки центы 8.7 9.9 9.9 11.2 9.4 6.8 28.8 25.8 6.0 6.0 11.8 11.8 электроэнергии в среднем США /КВт Критерии Себестоимость центы 8.7 9.9 9.9 11.2 9.4 6.8 28.8 63.6 6.0 6.0 11.8 11.8 гарантрирован.электроэн. США /КВт Раняя дата год 2015 2018 2020 2020 2017 2017 2013 2015 2016 2020 2018 2019 Вынужденное переселение кол-во населени 0 0 0 0 0 я Созданные рабочие места чел-год 9,500 14,248 14,248 18,000 4,500 4,500 20 675 Потребность в земельной гектары площади (водохран.) Утилизация отходов гектары 40 60 60 100 0 0 0 Совокуп.критерии SEA шкала 1- 4 3 3 4 2 2 3 1 1 1 1 1 100 5 Участки всемир. шкала 1- наследия/национальные 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 парки /шкала Рамсар Возмож. появления редких шкала 1- или исчезающих видов в 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 5 проектной зоне Выбросы парниковых тонн 1,016 1,308 1,308 818 367 367 672 0 0 0 0 0 газов CO2/ГВт Выбросы загряз. веществ в тонн атмосферу NOx/ 1.66 1.66 1.66 0.08 1.00 1.00 16.75 0 0 0 0 0 ГВт Выбросы загряз. веществ в тонн 1.61 1.32 1.32 0.09 0 0 - 0 0 0 0 0 атмосферу SOx/ ГВт Выбросы загряз. веществ в тонн атмосферу частиц/ 0.16 0.16 0.16 0.0016 0 0 0.2 0 0 0 0 0 ГВт Изменения в выработке на ГЭС, расположенных вниз ГВт по течению Возможность выполнения нет нет нет нет нет нет нет нет да/нет да да да да дополнительных услуг Воздействие вниз по % течению притока Дополнительное нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет нет использование воды да/нет неэнергетических целей 101 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Посольство Республики Таджикистан в США (20 апреля 2012). Ежегодное послание Президента Республики Таджикистан г-на Эмомали Рахмон Мадждиси Оли Республики Таджикистан. Журнал энергетической безопасности (ноябрь, 2012). Китайское нашествие в Центральную Азию – фокус на нефть и газ. Источник: Всемирный банк ( 2011) ссыл. Молдова – Проект по укреплению эффективности системы социальной защиты” Документ по оценке проекта, Всемирный банк, Вашингтон Mercados Energy Markets International (2010). Распределение нагрузки и анализ внештатных ситуаций энергетической системы Центральной Азии. Подготовлено для Всемирного банка. SNC Lavalin (2011). Исследование спроса на электронергию в Таджикистане. Подготовлено для Всемирного банка. Стаггинс, Г., Шарабарофф, A., и Семиколенова, Я. (2012). “Обобщение опыта успешной реализации программ по энергоэффективности”, Всемирный банк, 2012 год ПРООН (2011). Генеральный план энергоэффективности для Таджикистана. Всемирный банк (2008). Обзор экономической и бизнес среды. Всемирный банк (2011). Молдова – Повышение эффективности проекта системы социальной защиты, Документ по оценке проекта, Всемирный банк, Вашингтон. Всемирный банк (29 ноября 2011 года). Очет о завершении реализации проекта по городской системе отопления в Армении. База данных показтелей мирового развития, Всемирный банк, доступ использован 11 августа 2012 г. Всемирный банк (сентябрь 2012 года). Энергетический аудит «ТАЛКО» – алюминиевой компании Республики Таджикистан. 74