Отчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США




НазваниеОтчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США
Дата конвертации30.01.2013
Размер244 Kb.
ТипОтчет




3 марта 2011г.

ПРОЕКТ ДЛЯ ОБСУЖДЕНИЯ

Данный отчет подготовлен TetraTech Es, Inc. в рамках Программы USAID RESET. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию USAID или Правительства США.



ОЦЕНКА СЕБЕСТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ





ОЦЕНКА СЕБЕСТОИМОСТИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ


Disclaimer


The authors’ views expressed in this publication do not necessarily reflect the views of the United States Agency for International Development or the United States Government



Оглавление


Disclaimer 2

Краткое содержание 5

1. Задача 7

2. Охват задания 7

3. Запрос данных и связанные с этим ограничения 7

4. Технический подход 8

5. Предварительные результаты анализа 11

5.1 Сценарий 1: Дальнейшее ухудшение состояния энергетического сектора 11

5.2 Сценарий 2: Восстановление бесперебойного электроснабжения за счет проведения срочных ремонтных работ и замены оборудования 17

Глоссарий


ВАЛЮТНЫЙ ЭКВИВАЛЕНТ

(на 20 февраля 2011г.)



Денежная единица - кырг.сом

1.0 кырг.сом - 0.022 долл.США

1.00 долл.США - 46.0 кырг.сом


ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ

МВт (мегаватт) - 1,000,000 Ватт

ГВтч (гигаватт-час) - 109 ватт-час

МВтч (мегаватт-час) - 106 ватт-час

кВтч (киловатт-час) - 103 ватт-час


км - километры

кВ - киловольт


Краткое содержание



В отчет на просьбу Министра энергетики КР от 28 января 2011г. была проведена экспресс-оценка себестоимости электроэнергии в Кыргызстане. В этом разделе вкратце обобщаются предварительные результаты, представленные министру 19 февраля 2011г.


Себестоимость электроэнергии зависит от уровня и качества электроснабжения потребителей. С помощью методологии, применяемой Департаментом по регулированию топливно-энергетического комплекса при Министерстве энергетики КР (далее – Департамент по регулированию), была рассчитана предварительная себестоимость электроэнергии для трех уровней качества обслуживания. Расчеты базировались на данных по расходам, не прошедшим аудиторскую проверку, заявленных шестью энергокомпаниями. Также использовались консервативные допущения. Предварительные результаты показаны в Таблице Е-1.





Расчетная себестоимость электроэнергии по Сценарию 1 (похож на существующие условия) составляет 1 сом за 1 кВтч (2.2 цента долл.США/кВтч) и необходимый доход от энергосектора составит около 8,7 млрд. сом (190 млн. долл.США). Существующий уровень обслуживания в Кыргызской Республике считается «ненадежным» с учетом ошеломляющего числа внеплановых отключений электроэнергии в год - 12,578 (34 отключений в день).

Как описано в Сценарии 1 дальнейшая работа сектора при таком уровне дохода и текущей управленческой практике приведет к длительному ухудшению надежности и качества обслуживания. Это вызовет еще большие ежедневные невзгоды и расходы населения, предпринимательства и промышленных предприятий Кыргызской Республики. Сохранение текущего положения по Сценарию 1 создаст угрозу выхода из строя полуразрушенной энергосистемы страны с катастрофическими последствиями.

Сценарий 2 показывает необходимость повышения дохода примерно на 6,3 млрд. сом в год (136 млн.долл.США в год) от энергосектора за счет включения необходимых затрат на ремонт и замещение в расчет себестоимости электроэнергии. Этот уровень дополнительных расходов требуется для восстановления надежности существующей энергосистемы за счет проведения необходимых ремонтных работ и замещения. Дефицит финансирования формировался последние 20 лет по причине невыполнения ремонтных работ, восстановления и замещения существующих энергообъектов и оборудования. Эти мероприятия были необходимы для надежного и эффективного электроснабжения.

В долгосрочной перспективе для обеспечения надежности и безопасности электроснабжения в течение всего года и на всей территории страны, в расчет себестоимости электроэнергии должны включаться годовые затраты на стратегические линии электропередачи необходимые для электроснабжения на всей территории республики и затраты на новую тепловую станцию для покрытия базовой нагрузки (около 600 МВт) для снабжения в зимнее время и засушливые годы. Себестоимость электроэнергии должна быть, как минимум, 2.03 сом за кВтч (4.4 цента долл.США/кВтч), что показано в Сценарии 3. Это создаст необходимость в дополнительном доходе от энергосектора на 10.4 млрд.сом (225 млн.долл.США) выше Сценария 1.

Следует отметить, что каждый из вышеуказанных предварительных расчетов себестоимости электроэнергии отличается от стандартных расчетов «Полной стоимости обслуживания». Согласно международной практике, расчет «Полной стоимости обслуживания» должен включать разумную рентабельность основных средств и оборотного капитала для содействия энергокомпаниям в привлечении и финансировании новых капиталовложений. Если большинство основных средств уже отслужили свой срок эксплуатации и полностью амортизированы – а в энергетической отрасли Кыргызстана ситуация выглядит именно так – то требуется переоценка основных средств. Это необходимо для того, чтобы энергокомпании за счет амортизационных отчислений смогли заменить изношенное энергетическое оборудование и установки. Также разумная стоимость неоплаченных счетов за электроэнергию входит в «Полную стоимость обслуживания». Однако эти затраты не учитываются при расчете себестоимости Департаментом по регулированию с помощью используемой методологии.

Более того, так как мы не получили все необходимые данные, в анализе были сделаны консервативные допущения, например, благоприятное проектное финансирование с 3-процентной годовой ставкой и 20-летним сроком погашения и консервативные допущения стоимость замещения и восстановления существующих полуразрушенных энергообъектов и оборудования. Результаты этого экспресс-анализа должны считаться предварительными расчетами. Результаты представляют собой нижнюю границу возможного диапазона себестоимости электроэнергии. Более достоверный расчет и оценка «Полной стоимости обслуживания», проведенная согласно международной практике, потребует большего числа данных, по сравнению с имеющимися, и займет намного больше времени.




1. Задача


28 января 2011 года министр энергетики Кыргызской Республики обратился с просьбой о расчете стоимости выработки, передачи и распределения электроэнергии в сфере электроэнергетики Кыргызстана.

Специалисты Программы USAID/ЦАР «Региональная энергетическая безопасность, эффективность и торговля» (RESET), реализуемая компанией Тетра Тек, провели экспресс-анализ имеющихся данных, не прошедших аудиторскую проверку, представленных в отчетах энергокомпаний.

2. Охват задания


Стоимость выработки, передачи и распределения электроэнергии (себестоимость электроэнергии) должна включать в себя все обоснованные и разумные затраты, необходимые для предоставления потребителям надежного, безопасного и эффективного электроснабжения на устойчивой основе. Исходя из международного передового опыта, в такие расходы входят:

  • Экономически обоснованные затраты на выработку электроэнергии, передачу, распределение, диспетчеризацию и контроль, эксплуатацию и техническое обслуживание, учет электроэнергии, выставление счетов, сбор денежных средств и прочие услуги по обслуживанию потребителей.

  • Амортизация (рентабельность инвестиций, позволяющая заменять имеющиеся активы).

  • Рентабельность основных средств (рентабельность капиталовложений, позволяющая инвестировать в расширение или модернизацию системы).

  • Затраты, связанные с разумным уровнем потерь электроэнергии и неоплатой по выставленным счетам.

  • Затраты на оборотный капитал (запасные части, запасы, движение денежных средств от основной деятельности и т.д.).

  • Налоги, сборы и пошлины, предусмотренные законодательством КР.

3. Запрос данных и связанные с этим ограничения


Список запроса предварительных данных для расчета «Полной стоимости обслуживания» был направлен в Министерство энергетики (Минэнерго) 3 февраля 2011 года. Однако, из запрошенных данных мы не получили около 30 %, т.к. у компаний либо не было необходимой информации, либо они не отреагировали на запрос. Государственные регулирующие органы не требуют, чтобы энергокомпании отчитывались по некоторым данным, необходимым для расчета «Полной стоимости обслуживания» согласно международной практике.

Для проведения исследования «Полной стоимости обслуживания» в соответствии с международными стандартами потребуется намного больше данных, чем нам было предоставлено. Само же исследование займет несколько месяцев.

Необходимо отметить, что в основу анализа легли данные, не прошедшие аудиторскую проверку, указанные в отчетах энергокомпаний. При выявлении противоречий в данных или выхода их за рамки норм была проведена работа по уточнению и перепроверке с участием энергокомпаний. Будучи ограниченными во времени, мы не проверили подлинность и достоверность представленных в отчетах данных.

Кроме того, для проведения данного экспресс-анализа пришлось сделать ряд допущений. В связи с этим, результаты экспресс-анализа можно рассматривать только в качестве предварительных расчетов и результаты должны быть обновлены по мере получения необходимых данных. Следует отметить, что все допущения, сделанные для целей завершения анализа, были консервативными.

4. Технический подход


Для обеспечения завершения работы по просьбе министра до 20 февраля 2011 года, было решено начать работу с обзора методологии, используемой Департаментом по регулированию ТЭК для анализа себестоимости электроэнергии, и последних аналитических отчетов Департамента по регулированию за 2010 г. Данная методология соответствует традиционной практике бухучета для государственных органов Кыргызстана. Консультантам были представлены данные по балансам энергии, доходам и расходам за 2009 и 2010 годы по ОАО «Электрические станции», ОАО «НЭСК», ОАО «Северэлектро», ОАО «Востокэлектро», ОАО «Ошэлектро» и ОАО «Жалалабатэлектро», не прошедшие аудиторскую проверку. Однако, не все полученные данные были согласованными или точными. В ходе проведения оценки мы приложили много усилий, чтобы уточнить их и перепроверить.

4.1 Обзор действующей методологии

Методология Департамента по регулированию для расчета себестоимости электроэнергии, сосредоточена на операционных затратах, которые включают в себя следующие категории:

  • Ремонт, эксплуатация и техническое обслуживание

    • Ремонт и техобслуживание

    • Сырье и материалы

    • Топливо (только для Бишкекской и Ошской ТЭЦ)

    • Другие горюче-смазочные материалы

    • Собственные и хозяйственные нужды (в зданиях, офисах, на станциях и т.д.)

    • Невозмещенный НДС




  • Фонд оплаты труда и отчисления на социальные нужды

  • Амортизация

  • Сборы, пошлины, налоги и прочие расходы

  • Обслуживание долга

    • Погашение основной суммы кредита

    • Проценты по кредитам и штрафы

  • Капитальные вложения

    • Реконструкция

    • Строительство новых объектов и модернизация.

  • Затраты на покупку электроэнергии (только в случае распределительных компаний).

При формировании годового бюджета каждая энергетическая компания составляет бизнес-план, включающий предлагаемый бюджет по вышеуказанным категориям, и направляет его на утверждение в Министерство энергетики. При определении себестоимости электроэнергии Минэнерго рассматривает объем затрат, необходимый для удовлетворения нужд по эксплуатации и содержанию, и предусматривает определенную сумму капиталовложений и прибыли от основной деятельности. Кроме того, Минэнерго принимает во внимание платежеспособность потребителей. По итогам рассмотрения интересов энергокомпаний с одной стороны и потребителей с другой, в правительство для окончательного утверждения представляется рекомендуемый уровень тарифов, отражающий себестоимость электроэнергии.

Эта методология существенно отличается от международной практики проведения исследования «Полной стоимости обслуживания». При типовом исследовании «Полной стоимости обслуживания» рассматриваются следующие статьи затрат (в нынешней методологии Департамента по регулированию эти статьи четко не обозначены):

  • Рентабельность чистых основных средств.

  • Рентабельность оборотного капитала (резервы по запасам и просроченным задолженностям (допустимое количество дней дебиторской задолженности)).

  • Допустимые разумные объемы затрат, связанных с неоплатой по выставленным счетам и потерями электроэнергии.

Как правило, рентабельность основных средств устанавливается на уровне, достаточном для финансирования и привлечения новых инвестиций, а также для того, чтобы энергокомпании могли обеспечивать достаточный поток денежных средств для самофинансирования определенной доли новых капиталовложений (например, от 20% до 25% от собственного капитала). Амортизация также устанавливается на таком уровне, который позволяет энергокомпаниям заменять имеющиеся активы. Согласно международной практике, если большинство активов уже отслужили свой срок эксплуатации – а в энергетической отрасли Кыргызстана ситуация выглядит именно так – то требуется переоценка основных средств. Это необходимо для того, чтобы доходность основных средств и расходы на амортизацию позволили энергокомпаниям заменить изношенное оборудование и средства, а также модернизировать и расширить систему в целях обеспечения бесперебойного электроснабжения и удовлетворения растущей потребности в электроэнергии.

Согласно международной практике, в себестоимость электроэнергии закладывается разумный уровень затрат (от 3% до 5%), связанных с неоплатой по выставленным счетам за электроэнергию. Это особенно актуально в связи с тем, что указанные в отчетах распределительных компаний коэффициенты уровни сбора денежных средств относительно малы, особенно в отношении бытовых потребителей (см. таблицу 1). Однако, в рамках действующей методологии Департамент по регулированию не учитывает затраты, связанные с неоплатой счетов.



Согласно международной практике, при исследовании «Полной стоимости обслуживания» учитываются и разумные затраты, связанные с потерями электроэнергии. В настоящее время Департамент по регулированию использует для расчета себестоимости электроэнергии следующую методологию: общая сумма затрат делится на полезный отпуск электроэнергии. Этот объем полезного отпуска электроэнергии Департамент по регулированию рассчитывает следующим образом: из общего объема закупаемой электроэнергии вычитается расчетный общий объем потерь электроэнергии (как технических, так и коммерческих). Таким образом, затраты, связанные с потерями электроэнергии, отражаются в расчетах себестоимости электроэнергии Департамента по регулированию. Однако, из отчетов энергокомпаний следует, что уровень потерь в отрасли намного выше (см. таблицу 2). Желательно рассчитывать затраты, связанные с потерями электроэнергии, отдельно. Это позволит четче отслеживать потери и устанавливать цели для дальнейшего улучшения ситуации.

Так как в тарифе, рассчитываемом Департаментом по регулированию, заложены практически все затраты, связанные с потерями электроэнергии, у руководителей компаний нет экономического стимула сокращать эти потери.



С другой стороны, расходы на: (i) погашение основной суммы долга, (ii) выплату процентов по кредитам, и (iii) капиталовложения, предусмотренные в применяемой Департаментом по регулированию методологии, не включены непосредственно в исследование «Полной стоимости обслуживания» по международным стандартам. В международной практике такие затраты принимаются во внимание при определении стоимости основных средств. Затем эти факторы используются для определения затрат на инвестиции в годовом исчислении, которые должны отражаться в тарифах в целях обеспечения возможности компании привлекать и осуществлять новые инвестиции.

5. Предварительные результаты анализа


Стоимость предоставления услуг электроснабжения увеличивается по мере того, как растет уровень и качество услуг в соответствии с потребностями. При проведении этого экспресс-анализа себестоимость электроэнергии была рассчитана на основе трех сценариев уровня и качества предоставления услуг электроснабжения.

5.1 Сценарий 1: Дальнейшее ухудшение состояния энергетического сектора


Согласно данному сценарию, при расчете себестоимости электроэнергии предполагается тот же уровень затрат, который утверждался правительством в течение последних 2 лет. По сути, этот уровень позволяет удовлетворять минимальные эксплуатационные нужды энергокомпаний; при этом, затраты на замену изношенного оборудования и обветшалых объектов, что необходимо для обеспечения бесперебойного и безопасного электроснабжения, учитываются косвенным образом.

В Таблице 3 показано, что в 2010 году общая себестоимость выработки, передачи и распределения электроэнергии должна была составить примерно 1 сом за 1 кВтч. В этом случае необходимый доход от энергосектора составил бы 8,7 млрд. сом (190 млн.долл.США).





Ниже приведены рассчитанные суммы затрат по категориям.

Компонент 2010 г. Процент

Стоимость выработки (сом/кВтч) 0,41 41%

Стоимость передачи (сом/кВтч) 0,15 15%

Стоимость распределения (сом/кВтч) 0,43 43%

Итого 0,99 100%

В 2010 году общая стоимость выработки и передачи электроэнергии на экспорт составила около 0,56 сомов за кВтч, т.к. стоимость распределения исключена.

На рис. 1 приведена диаграмма, иллюстрирующая соотношение затрат в 2010 году. Как видно, на оклады, заработную плату и отчисления в Социальный фонд приходится наибольшая доля общей стоимости (27%), затем следуют расходы на топливо для Бишкекской и Ошской ТЭЦ (20%), ремонтные работы (19%), а также налоги и сборы (13%). Для сравнения, на амортизацию и капиталовложения приходится лишь 8% и 5% соответственно, несмотря на то, что энергетическая система была построена 30-40 лет назад и остро нуждается в капитальном ремонте, замене и модернизации оборудования, чтобы обеспечить бесперебойное и надежное электроснабжение.



Нужно отметить, что расчетная себестоимость электроэнергии, равная 1 сому за кВтч, не включает в себя должным образом следующие статьи затрат, которые должны являться компонентом себестоимости:

  • Затраты, срочно необходимые для замены изношенного оборудования и машин, реабилитации устаревших объектов, а также модернизации и расширения энергетических систем в целях удовлетворения растущей потребности в электроэнергии. Следовательно, расходы на амортизацию и капиталовложения, включенные в расчеты себестоимости равные 1 сому за кВтч, на самом деле не отражают необходимых затрат, необходимых для надежного электроснабжения.

  • Затраты, связанные с неоплатой по выставленным счетам за электроэнергию, которые несут распределительные компании.

Дальнейшее ухудшение состояния системы

Большинство генерирующих станций, систем передачи и распределения электроэнергии было построено 30-40 лет назад, сроки их полезной службы истекли. С момента приобретения независимости капиталовложений на проведение необходимых ремонтных работ и техническое обслуживание поступает недостаточно. Если не включить в себестоимость электроэнергии реальные затраты, необходимые для замены изношенного оборудования и реабилитации обветшавших объектов, финансовое и техническое состояние энергетической отрасли будет ухудшаться и впредь. В конечном счете, это может привести к катастрофическим последствиям в энергетическом секторе.

Ниже приведены примеры, подтверждающие факт ухудшения состояния отрасли:

  • Ненадежное электроснабжение. Это следует из отчетных данных, где говорится о том, что в 2010 году было много внеплановых отключений электроэнергии, а, точнее, 12 578 (или более 34 отключений в день). В международной практике такое количество внеплановых отключений характеризуется как «ненадежное предоставление услуг» (см. таблицу 4).

  • Состояние сетей в системе передачи и распределения электроэнергии заметно ухудшилось, срочно требуется капитальный ремонт или замена оборудования. Так, ОАО «Северэлектро» заявило, что почти 50 % распределительных сетей 0,4-10 кВ и трансформаторов находятся в неудовлетворительном техническом состоянии, либо вышли из строя.

  • Растущая потребность в электроэнергии приводит к перегрузке в передающих и распределительных сетях, особенно во время зимних пиковых нагрузок.

  • Большинство ГЭС и ТЭЦ были построены 30 лет назад, их мощность и производительность ухудшаются. К примеру, мощность ТЭЦ г. Бишкек была снижена примерно до 300 МВт, тогда как ее установленная мощность составляет 660 МВт; 11 из 24 котлов нуждаются в срочном ремонте.

  • 50% трансформаторов тока низкого напряжения сгорели и не ремонтировались, что является причиной неточного учета электроэнергии.

  • Система учета оптовых поставок электроэнергии на уровне передачи не отвечает современным требованиям.



Кроме того, финансовое состояние энергетической отрасли ухудшается. Согласно отчетам сумма убытков, понесенных отраслью за 2009 и 2010 годы, составила 2,75 млрд. сомов. Это стало следствием большой доли потерь электроэнергии, низкого коэффициента сбора оплаты (см. таблицу 5) и тарифов, не покрывающих затраты. Например, по имеющимся данным, общий объем потерь электроэнергии в 2010 году составил свыше 33% (0,4% на уровне выработки, 5,2% на уровне передачи и 27,7% на уровне распределения).

В заключение, себестоимость электроэнергии из расчета 1 сом на кВтч в данном сценарии должным образом не отражает: (i) затраты, необходимые для срочной замены изношенного оборудования, а также реабилитации или замены обветшавших объектов, в целях обеспечения бесперебойного и безопасного электроснабжения; (ii) затраты, связанные с неоплатой по выставленным счетам за электроэнергию. Если продолжать использовать такую схему расчета реальных затрат как основу для установления тарифов, то и без того тяжелое техническое и финансовое состояние энергетической отрасли может усугубиться, что, в конечном счете, означает угрозу выхода из строя всей энергосистемы с катастрофическими последствиями.



5.2 Сценарий 2: Восстановление бесперебойного электроснабжения за счет проведения срочных ремонтных работ и замены оборудования




Этот сценарий предполагает осуществление определенного объема капиталовложений на ежегодной основе, что позволит провести давно назревшие ремонтные работы и техническое обслуживание полуразрушенной энергетической системы. За последние 20 лет незначительные капитальные инвестиции были вложены в проведение ремонта и техобслуживания в энергосекторе. Капитальные инвестиции позволили бы обеспечить надежность и экономичность эксплуатации системы.

Срочные инвестиции в реконструкцию

Ниже кратко приведены приоритетные проекты по реконструкции и приблизительные сметы затрат, представленные энергокомпаниями:

Выработка:

Уч-Курганская ГЭС (1962 г.) - реабилитация на сумму 32 млн.долл.США

Токтогульская ГЭС (1975 г.) - частичная реабилитация на сумму 22 млн. долл. США

ТЭЦ г. Бишкек (1977 г.) - реабилитация на сумму 300 млн. долл. США.1

Курпсайская ГЭС (1982 г.) - частичная реабилитация на сумму 4 млн. долл. США.

Атбашинская ГЭС (1990 г.) - реабилитация на сумму 26 млн. долл. США.

Итого: 384 млн. долл. США.

Передача:

Замещение изношенного оборудования и восстановление существующей системы передачи электроэнергии на общую сумму 250 млн. долл. США, в том числе 45 млн.долл.США из финансирования АБР для модернизации передающей подстанции и нового измерительного оборудования.


Распределение:

Смета расходов на замещение изношенного оборудования, приборов учета и систем контроля, реабилитацию существующих распределительных сетей:2


ОАО «Северэлектро» 260-500 млн. долл. США

ОАО «Востокэлектро» 210-400 млн. долл. США

ОАО «Ошэлектро» 215-415 млн. долл. США

ОАО «Жалалабатэлектро» 150-290 млн. долл. США

Итого: 835-1,505 млн. долл. США


Это приблизительная смета расходов, которая требуется и должна быть освоена в течение последующих 5-10 лет. Итоговая сумма затрат составляет порядка 1,5 – 2,1 млрд. долл. США. Это приблизительная смета, но указанные в ней суммы затрат все же разумны, учитывая, что за последние 20 лет никаких капиталовложений в инфраструктуру энергетической отрасли не осуществлялось. Потребность подсекторов выработки, передачи и распределения электроэнергии в капитальных инвестициях на ближайшие 5-10 лет составляет от 20 до 50 млн. долл. США в год.


Для включения этих затрат на капиталовложения в себестоимость электроэнергии с помощью методологии Департамента по регулированию, следует провести переоценку основных средств энергетической отрасли, с учетом текущих затрат на замещение или восстановление. Переоценка нужна в связи с тем, что энергетические системы были построены 30-40 лет назад, и срок полезной службы большинства объектов и оборудования уже истек. Т.к. за последние 20 лет работы по замещению оборудования и восстановлению системы практически не проводились, необходимо срочно заменить и значительно реконструировать основные производственные средства, что позволит восстановить бесперебойное и эффективное электроснабжение. Ежегодные амортизационные отчисления, с учетом переоцененных основных средств, позволят энергокомпаниям постепенно заменять пришедшие в упадок энергосистемы и восстановить надежное электроснабжение.


В таблице 6 изложены допущения и расчеты стоимости основных средств, и ежегодные амортизационные отчисления с учетом переоценки. Предположительные затраты на замещение и восстановление оборудования основаны на итогах обсуждения с энергокомпаниями3 и нашем экспертном мнении. Для точной переоценки основных средств необходимо провести более комплексное исследование.


В таблице 6 представлена балансовая стоимость основных средств энергокомпаний на конец 2010 года. Стоимость основных средств очень низка, т.к. большинство из них полностью изношены, а за последние 15 лет их переоценка не осуществлялась. Так, стоимость основных средств ОАО «Электрические станции» составляла около 7 млрд. сомов (или 152 млн. долл. США). Иными словами, средняя стоимость основных средств вырабатывающие компании составляет 40 долл.США на 1 кВт установленной мощности – лишь долю от текущей стоимости замещения (минимум 1000 долл.США на 1 кВт). При такой низкой балансовой стоимости основных средств, затрат на амортизационные отчисления недостаточно для замещения систем.


Рассчитанные таким образом ежегодные амортизационные отчисления, необходимые для замещения изношенного оборудования и восстановления пришедших в негодность энергетических систем, были включены в расчеты себестоимости электроэнергии. Как показано в Таблице 7, рассчитанная себестоимость электроэнергии по данному Сценарию (Восстановление бесперебойного электроснабжения за счет проведения срочных ремонтных работ и замещения оборудования) составит 1,65 сомов за кВтч: 0,65 сомов за кВтч – на выработку, 0,25 сомов за кВтч – на передачу и 0,75 сомов за кВтч – на распределение. Необходимые доходы от энергосектора составили бы 15,0 млрд.сом (326 млн.долл.США) или на 136 млн.долл.США больше по сравнению со Сценарием 1.


В основу расчетов легли те же суммы расходов, что были в 2010 году, а также данные по выработке и реализации энергии из Сценария 1. Амортизационные отчисления основаны на стоимости основных средств после переоценки, чтобы обеспечить достаточные объемы доходов для реабилитации строений и восстановления надежного электроснабжения. Кроме того, предполагалось, что в результате инвестиций в модернизацию электрических сетей, общий объем потерь электроэнергии снизится с 33% (по Сценарию 1) примерно до 27%.


Согласно Сценарию 2 можно ожидать улучшения производительности энергетической отрасли. Частота внеплановых отключений электроэнергии и уровень потерь энергии сократятся, а в зимнее время столь острой нехватки электроэнергии наблюдаться не будет, т.к. у реабилитированной ТЭЦ г. Бишкек будет больше мощности для производства необходимой тепловой и электрической энергии.







5.3 Сценарий 3: Обеспечение надежного круглогодичного электроснабжения на всей территории Кыргызстана


Данный сценарий предполагает осуществление определенных капиталовложений для решения серьезных проблем, стоящих перед энергетической отраслью. Эти проблемы были особо выделены в предыдущих заданиях проекта «Консультационные услуги для энергетического сектора» (проекта KEAS), реализуемого при финансовой поддержке USAID. К этим проблемам относятся:

  • Зависимость от энергетических систем соседних стран в отношении передачи электроэнергии со станций КР для снабжения потребителей на севере и юге страны.

  • Уязвимость существующей линии электропередачи 500кВ «север-юг», так как не обеспечена аварийная резервная мощность в случае выхода из строя одного из основных компонентов передающей сети (т.е. Кыргызстан не выполняет международную норму, называемую «минимальный стандарт-N1 на надежность») и

  • Дефицит электроэнергии в зимний период и в засушливые годы.



Для решения проблем, связанных с уязвимостью системы передачи, а также для повышения безопасности и надежности системы передачи, ОАО «НЭСК» предложило два новых инвестиционных проекта:

  • Проект по строительству системы передачи со сметной стоимостью 208 млн. долл. США, в том числе: (i) ЛЭП 220кВ на юге страны, (ii) новая подстанция 500/220 кВ «Датка», и (iii) новая подстанция 220/110 кВ «Куршаб».

  • Проект по строительству системы передачи «север-юг» со сметной стоимостью 342 млн. долл. США, в том числе (i) ЛЭП 500 кВ «Датка-Кемин», (ii) новая подстанция 500 кВ «Кемин», (iii) новая ЛЭП 220 кВ «Кемин-Быстровка», и другие.



Для обеспечения бесперебойного электроснабжения круглый год и в засушливые годы ОАО «Электрические станции» предложило построить тепловую станцию на угольном месторождении «Кара-Кече». Предполагаемая мощность станции составит от 1000 МВт до 1200 МВт, а сметная стоимость – от 1,350 до 1,620 млн. долл.США. ОАО «Электрические станции» не проводили подробного технико-экономического обоснования. В рамках Задачи 6 Проекта USAID KEAS, был изучен вариант станции с мощностью 600 МВт. Предполагаемая мощность станции может быть расширена позже, если потребуется дополнительная мощность. Согласно оценке, первоначальные затраты на ТЭС мощностью 600 МВт составят 977 млн. долл. США.

Предполагаемая ТЭС будет вырабатывать намного больше гарантированных объемов электроэнергии в дополнение к существенно снижающимся объемам гидроэнергии в зимнее время и засушливые годы. ТЭС обеспечит круглогодичное электроснабжение в засушливые годы в целях предупреждения энергодефицита или импорта дорогостоящей электроэнергии. Также, Кара-Кечинская ТЭС может работать на отечественном угле, что снижает зависимость страны от импортируемых топливных ресурсов. Разработка отечественных угольных месторождений и новая тепловая станция на угольном месторождении также создаст дополнительные рабочие места в области.

По данному Сценарию была проведена экспресс-оценка нормированных расходов на предложенные проекты по передаче электроэнергии и электростанциям. Как показано в Таблице 8, допущение было основано на проектном финансировании капиталовложений в улучшение передачи электроэнергии, с учетом 3-процентной годовой ставки и 20-летнего срока погашения для ОАО «НЭСК». Сметная стоимость основана на проведенных технико-экономических обоснованиях.4 Другие допущения анализа также представлены в Таблице. Дополнительный тариф за транзит составит 0,16 сом/кВтч. Если правительство одобрит эти инвестиционные проекты, ОАО «НЭСК» ожидает, что эти два новых проекта будут реализованы в срок от 3-5 лет после одобрения правительством.

В Таблице 9 показан анализ стоимости предложенного проекта по ТЭС на Кара-Кечинском месторождении. Сметная стоимость основана на ориентировочной цене 1,500 долл.США/кВт для проектирования, закупок и строительства. Очень благоприятное проектное финансирование, схожее с условиями финансирования для проектов по передаче электроэнергии (т.е. 3-процентная годовая ставка и 20-летний срок погашения), также предполагалось для данной электростанции. Для целей анализа были использованы две цены на уголь на месторождении (20 долл.США/тонну и 40 долл.США/тонну). Также использовалось предположение, что одна половина от объема электроэнергии, выработанная на предлагаемой ТЭС, будет потребляться на внутреннем рынке.

Согласно сделанным допущениям, стоимость электроэнергии предлагаемой ТЭС составит от 1.24 сом/кВтч (2.7 цента/кВтч) до 1.75 сом/кВтч (3.8 цента/кВтч), в зависимости от выбранного допущения по цене на уголь. Прирост стоимости электроснабжения для внутренних потребителей составит от 0,17 сом/кВтч до 0,27 сом/кВтч. Следует отметить, что при расчетах не учитывалась стоимость строительства новой линии электропередачи для подключения ТЭС к энергосетям. Если правительство одобрит проект, ожидаемая дата ввода станции в эксплуатацию – от 7 до 10 лет после одобрения.

В случае одновременного завершения новых инвестиционных проектов по передаче и выработке электроэнергии для устранения дефицита в зимнее время, себестоимость выработки электроэнергии увеличится на 0,17 - 0,27 сомов за кВтч, а себестоимость передачи – на 0,16 сомов за кВтч по сравнению со Сценарием 2. Ниже вкратце представлена разбивка итоговой себестоимости электроэнергии, которая составит 2,05 сомов за кВтч, в т.ч. 0,87 сомов за кВтч на уровне генерации, 0,41 сомов за кВтч на уровне передачи и 0,75 сомов за кВтч на уровне распределения. Необходимый доход от энергосектора должен быть 19,1 млрд. сом (415 млн.долл.США) или на 10,4 млрд.сом (225 млн.долл.США) больше Сценария 1.


Компонент затрат Сценарий 2 Сценарий 3

Выработка (сом/кВтч) 0,65 0,87

Передача (сом/кВтч) 0,25 0,41

Распределение (сом/кВтч) 0,75 0,75

Итого 1,65 2,03










Агентство США по международному развитию/ЦАР/Бишкек

Кыргызстан, Бишкек, 720016

Пр. Мира 171

тел: (+996) 312 55-12-41

www.usaid.gov



1 На основе расчетных затрат на восстановление бесперебойного отопления и электроснабжения, указанных в документе от 2008 года, до процесса приватизации.

2 В 2009 году ОАО «Северэлектро» заявило, что на модернизацию распределительной сети потребуется 260 млн. долл. США, а в феврале 2011 года в скорректированной смете указана сумма равная 783 млн. долл. США. В рамках настоящего анализа в качестве максимальной суммы использовалась сумма 500 млн. долл. США. Другие распределительные компании еще не предоставили данные по нашему запросу, поэтому суммы указаны соразмерно объему основных средств ОАО «Северэлектро».

3 В т.ч. ОАО «Электрические станции», ОАО «НЭСК» и ОАО «Северэлектро».

4 Технико-экономическое обоснование для Проекта по улучшению передачи электроэнергии на юге Кыргызстана. Задача 7. Заключительный отчет. Подготовлен компанией T&D Engineers and Consultants, Inc. для Агентства США по развитию и торговли в 2008г. Скорректированная оценка проектных затрат на сумму 208 млн.долл.США, представленная Министерством энергетики 5 февраля 2011г. Технико-экономическое обоснование для ЛЭП Датка-Кемин 500 кВ, Заключительный отчет. Подготовлен Корпорацией Auriga 23 декабря 2009г.




Добавить документ в свой блог или на сайт

Похожие:

Отчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США iconUsaid regional economic cooperation project

Отчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США iconОтчет о реализации проекта
«Сибирская сеть спид-сервисных организаций. Поддержка людей, живущих с вич, организация и менеджмент групп само- и взаимопомощи для...

Отчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США iconПрайм-тасс (14. 02. 08): науфор, finra и usaid подписали меморандум о сотрудничестве при разработке Кодекса науфор

Отчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США iconП редставительство европейского союза в украине общая информация
Региональная миссия Агентства США по международному развитию (usaid) в Украине, Молдове и Беларуси

Отчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США iconПрограмма usaid по местному развитию
Целью проекта является стимулирование быстрого, многоотраслевого и устойчивого экономического роста путем поддержки местного экономического...

Отчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США iconВ США 1 октября вспыхнул очередной коррупционный скандал, поводом для которого стали сообщения ряда американских газет о фактах регулярных выплат крупных сумм
«Талибан». На сей раз фигурантом оказалось Агентство Соединенных Штатов по международному развитию (usaid)

Отчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США iconОтчет российский рынок бытовых фильтров
...

Отчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США iconОтчет исследование российского рынка бумаги и картона
...

Отчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США iconОтчет российский рынок
...

Отчет подготовлен TetraTech Es, Inc в рамках Программы usaid reset. Выводы в отчете не обязательно отражают позицию usaid или Правительства США iconОтчет российский рынок вина
...

Разместите кнопку на своём сайте:
Библиотека


База данных защищена авторским правом ©knu.znate.ru 2013
обратиться к администрации
Библиотека
Главная страница