ПРОЕКТ ПО ПЕРЕДАЧЕ И ТОРГОВЛЕ...

Окончательный

Подразделение передачи & распределения

ПРОЕКТ ПО ПЕРЕДАЧЕ И ТОРГОВЛЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЕЙ ЦЕНТРАЛЬНАЯ АЗИЯ -

ЮЖНАЯ АЗИЯ (CASA-1000)

Заключительный отчет

Февраль 2011

SNC-Lavalin International Inc.

ПРИМЕЧАНИЕ Настоящий документ содержит профессиональное мнение компании SNC-Lavalin International ("SLI") по поводу вопросов, которые в нем рассматриваются, на основании своего профессионального суждения и разумной степени осмотрительности. Его необходимо читать в контексте соглашения, датированного 15 апреля 2010 года ("Соглашение") заключенного между компанией SLI и Всемирным банком ("Клиент’), а также с учетом методологии, процедур и методов, которые применялись и использовались, предположений SLI, и тех обстоятельств и ограничений, при которых выполнялись обязательства компании. Настоящий документ составлен с единственной целью, которая изложена в Соглашении, и исключительно для Клиента, чьи обязательства ограничены только теми, которые предусмотрены в Соглашении. Этот документ предназначен для того, чтобы его читали в целом, а его отдельные части или разделы, следовательно, не должны читаться и выводы на их основании не должны делаться вне цельного контекста. Если ясно не указано иное, предположения, данные и информация, которые были получены или собраны из других источников (в том числе от Клиента, других спонсоров и так далее, на основании которых составлено мнение компании SLI, которое изложено здесь, не были верифицированы компанией SLI. Компания SLI не несет ответственности за их точность и снимает с себя всякие обязательства в этой связи.

Финальный отчет по обновленному ТЭО

CASA-1000 Update i 020913-4SRP-0300-01

TABLE OF CONTENTS

EXECUTIVE SUMMARY 1 ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 1 2 ПОТЕНЦИАЛ ЭКСПОРТА ИЗ ТАДЖИКИСТАНА И КЫРГЫЗСКОЙ

РЕСПУБЛИКИ....................................................................................................... 2-1 2.1 Прогнозирование спроса ..................................................................................... 2-1 2.2 Существующая и обязательная поставка .......................................................... 2-8 2.3 Анализ избытков ................................................................................................. 2-12 2.4 Анализ чувствительности .................................................................................. 2-16

3 ОЦЕНКА ИМПОРТНОГО ПОТЕНЦИАЛА ПАКИСТАНА ................................... 3-1 3.1 Мощность генерации ............................................................................................ 3-1 3.2 Потребность в электроэнергии ........................................................................... 3-3 3.3 Оценка баланса потребности и поставки ........................................................... 3-6

4 ОЦЕНКА ИМПОРТНОГО ПОТЕНЦИАЛА АФГАНИСТАНА .............................. 4-1 4.1 Оценка генерации электроэнергии ..................................................................... 4-1 4.2 Положение с потребностью в электроэнергии в регионе Кабула и в стране .. 4-2 4.3 Баланс спроса и поставки .................................................................................... 4-3 4.4 Краткий обзор по контрактам на поставку электроэнергии (PPAs) .................. 4-4

5 СТОИМОСТЬ ПОСТАВКИ ................................................................................... 5-1 6 ОТБОР ПРОЕКТОВ И ЭКСПОРТНЫЕ ИЗЛИШКИ ЭНЕРГИИ .......................... 6-1 6.1 Оценка оптимального размера объекта ............................................................. 6-1 6.2 6.2 Проектные Конфигурации .............................................................................. 6-4 6.3 Краткий обзор проектных вариантов .................................................................. 6-8 6.4 Экспортируемые излишки .................................................................................. 6-10

7 ТРАССА ПРОКЛАДКИ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ..................................... 7-1 7.1 Трасса прокладки линии электропередачи высокого напряжения постоянного

тока ........................................................................................................................ 7-2 7.2 Трасса прокладки линии электропередачи высокого напряжения постоянного

тока (Кыргызстан – Таджикистан) ....................................................................... 7-4

8 ОЦЕНКА ПОТРЕБНОСТЕЙ СУЩЕСТВУЮЩИХ СЕТЕЙ .................................. 8-1 8.1 Требования по передаче электроэнергии существующей сети в Таджикистане

............................................................................................................................... 8-1 8.2 Требования по передаче электроэнергии существующей сети в Кыргызской

Республике ............................................................................................................ 8-4 8.3 Требования по передаче электроэнергии существующей сети в Афганистане

............................................................................................................................... 8-4 8.4 Требования по передаче электроэнергии существующей сети в Пакистане .. 8-4 8.5 Передача электроэнергии между Кыргызской Республикой и Таджикистаном ...

............................................................................................................................... 8-5

9 СТОИМОСТЬ ПРОЕКТА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАТРАТ ПО СТРАНАМ ........ 9-1 9.1 Оценки затрат на сооружение объединенной высоковольтной линии

электропередачи постоянного тока (Таджикистан - Афганистан - Пакистан) . 9-2


CASA-1000 Update ii 020913-4SRP-0300-01

9.2 Оценка затрат предлагаемой объединенной линии электропередачи высокого напряжения и переменного тока (Кыргызская Республика - Таджикистан) ..... 9-3

9.3 Затраты на модернизацию энергосистемы и сети ............................................ 9-3 9.4 Природные и социальные издержки ................................................................... 9-3 9.5 Оценка общих затрат на проект .......................................................................... 9-4 9.6 Распределение валют .......................................................................................... 9-6

10 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ............................................................................ 10-1 10.1 Методология ....................................................................................................... 10-1 10.2 Вариант линии электропередачи для экономического анализа ..................... 10-3 10.3 Основные предположения и исходные данные ............................................... 10-3 10.4 Итоговые результаты экономического анализа ............................................... 10-6 10.5 Наибольшая стоимость передачи электроэнергии ......................................... 10-7 10.6 Анализ чувствительности .................................................................................. 10-8 10.7 Распределение выгод по странам .................................................................. 10-11

11 ОСНОВНЫЕ РИСКИ РЕАЛИЗАЦИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ............................. 11-1 11.1 Безопасность ...................................................................................................... 11-1 11.2 Управление IGC .................................................................................................. 11-1 11.3 Технические риски .............................................................................................. 11-2 11.4 График ................................................................................................................. 11-3

12 ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СПЕЦИФИКАЦИИ ........................................................ 12-1 12.1 Высоковольтная линия постоянного тока......................................................... 12-1 12.2 Конверторные станции....................................................................................... 12-1 12.3 Концепция системы контроля ............................................................................ 12-2 12.4 Линия переменного тока .................................................................................... 12-3

13 ГРАФИК РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА .................................................................. 13-1 13.1 Типовая последовательность этапов реализации .......................................... 13-1 13.2 Типовой график реализации ............................................................................. 13-1 13.3 Присуждение контрактов под ключ по ПЗС (18 месяцев) ............................... 13-7 13.4 Конверторные станции 500кВ высокого напряжения постоянного тока и

контрольный центр (36 месяцев) ...................................................................... 13-7 13.5 Высоковольтная линия электропередачи постоянного тока 500кВ

Таджикистан-Афганистан-Пакистан (34 месяца) ............................................. 13-7 13.6 Высоковольтная линия электропередачи переменного тока 500кВ Кыргызстан-

Таджикистан (30 месяцев) ................................................................................. 13-8 13.7 Ввод в эксплуатацию объекта в целом (4 месяца) .......................................... 13-8 13.8 Участие в тендере .............................................................................................. 13-8

14 ПЛАН ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ................. 14-1 15 ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ДАЛЬНЕЙШИЕ ПЛАНЫ ...................................................... 15-1 15.1 Заключение ......................................................................................................... 15-1 15.2 Дальнейшие планы по развитию проекта ........................................................ 15-1


CASA-1000 Update iii 020913-4SRP-0300-01

APPENDICES A. SDDP – Ограниченный По Передаче Стохастический Гидро-Тепловой Отпуск B. Энергетический Баланс C. Трасса Прокладки Линии Электропередачи Высокого Напряжения И

Постоянного Тока D. Трасса прокладки высоковольтной линии электропередачи переменного

тока E. Функциональные Спецификации Линии Высокого Напряжения И Постоянного

Тока F. Функциональные Спецификации Линии Высокого Напряжения И

Переменного Тока G. Функциональные Спецификации Конверторных Станций И Схемы Контроля H. Детали Плана Эксплуатации И Технического Обслуживания (Э&То) I. Примечание J. Техническое Задание K. Комментарии К Проекту Финального Отчета

LIST OF TABLES

Таблица 2-1 Исходные данные Кыргызской Республики при прогнозировании нагрузки Первоначальное ТЭО проекта CASA1000, Фаза I ................. 2-2

Таблица 2-2 Исходные данные Кыргызской Республики при прогнозировании нагрузки Обновленное ТЭО по проекту CASA1000 ............................... 2-3

Таблица 2-3 Средний уровень роста прогнозируемого спроса Кыргызской Республики ..................................................................................................... ......................................................................................................................... .................................................................................................................... 2-4

Таблица 2-4 Исходные данные Таджикистана при прогнозировании нагрузки Первоначальное ТЭО проекта CASA1000, Фаза I ................................. 2-5

Таблица 2-5 Средний рост тарифов, как планируется Барки Точик .......................... 2-6 Таблица 2-6 Итоги основных предположений – Таджикистан ................................... 2-6 Таблица 2-7 Средний уровень роста прогнозируемого спроса Таджикистана ......... 2-7 Таблица 2-8 Существующая система тепловых станций Кыргызской Республики .. 2-8 Таблица 2-9 Существующая система гидростанций Кыргызской Республики .......... 2-9 Таблица 2-10 ГЭС, введенные в строй в Кыргызской Республике .............................. 2-9 Таблица 2-11 Система Кыргызской Республики в 2016 году – установленная

мощность и годовая выработка ............................................................. 2-10 Таблица 2-12 Существующая система тепловых станций Таджикистана ................. 2-10 Таблица 2-13 Существующая система гидростанций Таджикистана ....................... 2-11 Таблица 2-14 ГЭС, введенные в строй в Таджикистане ............................................ 2-12 Таблица 2-15 Импорт Таджикистана ........................................................................... 2-12 Таблица 2-16 Система Таджикистана в 2016 году – установленная мощность и

годовая выработка .................................................................................. 2-12 Таблица 2-17 Выбранные вариации трех параметров (Кыргызская Республика) ... 2-18 Таблица 2-18 Средний уровень роста (Кыргызская Республика) ............................. 2-19 Таблица 2-19 Выбранные вариации трех параметров (Таджикистан)...................... 2-20 Таблица 2-20 Средний уровень роста (Таджикистан) ................................................ 2-21 Таблица 3-1 Установленная мощность генерации по типам (МВт) ........................... 3-2 Таблица 3-2 Общее наращивание генерации .............................................................. 3-3


CASA-1000 Update iv 020913-4SRP-0300-01

Таблица 3-3 Прогноз потребности ................................................................................ 3-6 Таблица 3-4 Оценка потребности и поставки .............................................................. 3-7 Таблица 6-1 Всего инвестиционные затраты по проекту для различных объемов в

млн. долларах США .................................................................................. 6-3 Таблица 6-2 варианты анализа для оптимизации проектных размеров проектов ... 6-9 Таблица 6-3 Проектные конфигурации на основе анализа объединенных ВЛЭП

постоянного тока 1,300 мВт Таджикистан-Афганистан-Пакистан ........ 6-9 Таблица 6-4 Проектные сценарии на основе анализа объединения высоковольтных

линий переменного тока для Кыргызстана-Таджикистана .................. 6-10 Таблица 8-1 Предлагаемая модернизация сети высокого уровня Таджикистана для

различных вариантов проекта CASA ...................................................... 8-4 Таблица 8-2 Варианты линии между Кыргызской Республикой и Таджикистаном –

Оценка затрат и потери при передаче электроэнергии......................... 8-6 Таблица 9-1 ПЗС Оценка затрат для объединенной высоковольтной линии

электропередачи постоянного тока Таджикистан – Афганистан – Пакистан (млн.долл.США)........................................................................ 9-2

Таблица 9-2 ПЗС затраты для объединенной высоковольтной линии электропередачи переменного тока (Кыргызская Республика - Таджикистан) (Млн. долларов США) ....................................................... 9-3

Таблица 9-3 Затраты на модернизацию сети (млн.долл.США) .................................. 9-3 Таблица 9-4 Природные и социальные издержки для Пакистана, Афганистана и

Таджикистана (млн.долл.США) ............................................................... 9-4 Таблица 9-5 ПЗС Оценка затрат для объединения высоковольтных линий

(Таджикистан-Афганистан-Пакистан и Кыргызская Республика – Таджикистан) (млн.долл.США) ................................................................ 9-5

Таблица 10-1 ВСЕГО Стоимость проекта для варианта, выбранного для проведения экономического анализа ........................................................................ 10-5

Таблица 10-2 Результаты экономического анализа .................................................... 10-7 Таблица 10-3 Ежегодные расходы на передачу энергии ........................................... 10-8 Таблица 10-4 Результаты анализа чувствительности ............................................. 10-10

LIST OF FIGURES

Диаграмма 2-1 Прогноз спроса Кыргызской Республики на 2010-2030 годы – Базовый случай .................................................................................... 2-4

Диаграмма 2-2 Прогноз спроса Таджикистана на 2010-2030 годы – Базовый случай .. .................................................................................................................... ............................................................................................................... 2-7

Диаграмма 2-3 Среднегодовой избыток Кыргызской Республики (ГВт/час) ........... 2-15 Диаграмма 2-4 Среднегодовой избыток Таджикистана (ГВт/час) ............................ 2-15 Диаграмма 2-5 Общий среднегодовой избыток (ГВт/час) ........................................ 2-16 Диаграмма 2-6 Кыргызская Республика – Сценарии самого высокого и самого

низкого спроса .................................................................................... 2-19 Диаграмма 2-7 Таджикистан – Сценарии самого высокого и самого низкого спроса ...

.................................................................................................................... ............................................................................................................. 2-21

Рисунок 3-1 Производство электроэнергии, потребности и недовыпуск электроэнергии в 2006-07 гг. (гВт/ч) ................................................... 3-4

Рисунок 3-22 Производство электроэнергии, потребности и недовыпуск электроэнергии в 2007-08 гг. (гВт/ч) ................................................... 3-4

Диаграмма 6-1 Средний потенциал экспорта электроэнергии в АФГ & ПАК(1) ......... 6-2 Рисунок 6-2 Диаграмма рекомендуемых CASA проектов ...................................... 6-8


CASA-1000 Update v 020913-4SRP-0300-01

Рисунок 7-1 Предлагаемая трасса прокладки линии электропередачи по проекту CASA ..................................................................................................... 7-1

Рисунок 8-1 Диаграмма энергопотока между подстанциями Нурек и Сангтуда и потребление электроэнергии в Душанбе вне проекта CASA ........... 8-2

Рисунок 8-2 Энергообмен между подстанциями Нурек и Сангтуда и центрмо потребления электроэнергии в Душанбе по проекту CASA ............. 8-3

Диаграмма 13-1 Типовая последовательность этапов реализации .......................... 13-1 Диаграмма 13-2 Проект CASA-1000 – Типовой график реализации по присуждению

контрактов под ключ .......................................................................... 13-3 Диаграмма 13-3 Проект CASA-1000 – Типовой график реализации по сооружению

конверторных станций 500кВ высокого напряжения постоянного тока в Сангтуде, Кабуле и Пешаваре и контрольного центра ........ 13-4

Диаграмма 13-4 Проект CASA-1000 - Типовой график сооружения высоковольтной линии электропередачи постоянного тока 500кВ Таджикистан-Афганистан-Пакистан ........................................................................ 13-5

Диаграмма 13-5 Проект CASA-1000 – Типовой график реализации проекта по объединению высоковольтных линий переменного тока пропускной способностью 500кВт между Кыргызстаном и Таджикистаном ...... 13-6


CASA-1000 Update E-1 020913-4SRP-0300-01

КРАТКИЙ ОБЗОР

1 РЕЗЮМЕ ПРОЕКТА

Афганистан, Кыргызская Республика, Пакистан и Таджикистан приступили к подготовке Соглашений о торговле электроэнергией и созданию Регионального рынка электроэнергии в Центральной и Южной Азии (CASAREM). Первоначальный план состоял в том, чтобы организовать экспорт электроэнергии из Кыргызской Республики и Таджикистана в Пакистан и Афганистан в объеме от 1 000 мВт до 1 300 МВт. Предполагалось, что большую часть производимой электроэнергии будет использовать Пакистан, и около 300 МВт будет импортировать Афганистан. Следует отметить, что Пакистан выразил заинтересованность в увеличении импорта в средне и долгосрочной перспективах в объемах, превышающих изначально заявленные 1 000 МВт.

Компания «SNC-Lavalin» была привлечена для подготовки технико-экономического обоснования (далее ТЭО) для региональной объединенной линии электропередачи в два этапа. Финальный отчет по Фазе 1 был предоставлен в декабре 2007 года, а в январе 2009 года был презентован отчет по Фазе 2.

С того момента, когда были поданы эти отчеты, произошли существенные изменения ситуации на рынке, которая может оказать влияние на общую стоимость проекта. Кроме того, другими консультантами в соответствующих странах была проделана значительная исследовательская работа, которая в настоящий момент является источником дополнительной информацию и дает возможность провести дальнейшую более тщательную оценку выполнимости проекта.

Предмет исследования

В 2010 г. компания «SNC-Lavalin» была вновь привлечена для подготовки обновленного технико-экономического обоснования (ТЭО) по проекту CASAREM. Основными задачами данного исследования являются:

• Оценка возможностей и затрат на экспорт электроэнергии из Таджикистана и Кыргызской Республики;

• Оценка импортного потенциала Пакистана и Афганистана и оценка затрат на развитие других проектов в качестве альтернативы импорту;

• Оценка оптимального размера и конфигураций объединенной сети линий электропередач.

• Определение спроса на передачу электроэнергии в существующей сети высоковольтных линий электропередач в странах региона;

• Обновление данных по трассе прокладки высоковольтных линий, графику мероприятий, контрольной схеме прокладки ЛЭП, технических спецификаций, операционному плану, инструкциям и плану мероприятий, а также основным возможным рискам; и

• Обновленный экономический анализ.

Ключевые аспекты

Проект основан на перспективном предположении присутствия достаточного избытка энергии для экспорта в странах севера, способных выступить в качестве обладателя


CASA-1000 Update E-2 020913-4SRP-0300-01

высокого потенциала для экспорта электроэнергии в страны юга. Кроме того, основываясь на предположении, что затраты стран-экспортеров электроэнергии будут ниже долгосрочных предельных затрат стран-импортеров электроэнергии, следует считать, что региональное объединение сети линии электропередач будет разумным и выгодным капиталовложением.

Объединенная сеть высоковольтных линий постоянного тока между Таджикистаном, Афганистаном и Пакистаном имеет протяженность в 750 км, где предполагается установить конвертеры пропускной способностью 1300 МВт между Таджикистаном и Пакистаном, и конвертеры пропускной способностью 300 МВт и 1300 мВт в Афганистане. Схематическое изображение рекомендуемого проекта представлено на рисунке E-1.

Оценка импортного и экспортного потенциала Афганистана показывает на наличие возможностей у Афганистана не только удовлетворить внутренних энергопотребности, но и образовать избытки энергии для экспорта в течение некоторых промежутков в году. Важная особенность данной конфигурации заключается в том, что мощность конвертера на электростанции в Пакистане (Пешавар) равна мощности конвертера в Таджикистане (Сангтуда). Это обеспечивает гибкость планирования мероприятий энергосектором Пакистана при поглощении до 1300 МВТ электроэнергии и позволяет сократить долю импорта Афганистана. Кроме того, все функционирующие конвертерные станции соблюдают принцип двух терминалов, т.е., могут осуществлять обратную подачу электроэнергии. Если Кабульская энергосистема обладает избытком энергии, а энергосистемы Таджикистана/Кыргызстана не способны обеспечить поставку 1 300 МВТ, то Кабул может экспортировать электроэнергии в Пакистан через свою двухцепную преобразовательную подстанцию.


CASA-1000 Update E-3 020913-4SRP-0300-01

Рисунок E-1 Диаграмма рекомендуемого проекта CASA

Рекомендованная трасса прокладки линий электропередач по проекту CASA представлена на рисунке Е-2. Прокладку высоковольтных линий электропередач постоянного тока планируется провести между подстанциями Сангтуда (Таджикистан), Кабул (Афганистан) и Пешавар (Пакистан), а прокладку высоковольтных линий электропередач переменного тока между подстанциями Датка (Кыргызстан) и Худжанд (Таджикистан). В ходе разработки рекомендации, особое внимание уделялось пространственным ограничениям в районе перевала Саланг и прилегающих к нему территорий.

Общая стоимость рекомендованного проекта составляет 873 млн.долл. США за минусом процентов за время строительства. Проценты за время строительства (IDC) ведут к дополнительному увеличению обшей стоимости проекта на 80 млн.долл.США. Проект был признан экономически выгодным при учетной ставке 10%, где


CASA-1000 Update E-4 020913-4SRP-0300-01

соотношение между Д/И (иначе В/З) составило 1,3%, а показатель экономической внутренней нормы доходности (EIRR) равен 15,6%.

Рисунок E-2 Предлагаемая трасса прокладки линии электропередачи по проекту

CASA

Методология и подходы

Преимущество данного проекта заключается в том, что у Таджикистана и Кыргызстана имеется высокий потенциал генерирующих мощностей за счет ГЭС, где избыточная энергия может экспортироваться в Пакистан, так как острая нехватка электроэнергии в этом государстве прогнозируется уже в обозримом будущем. Основной критерий оценки финансовой жизнеспособности и рентабельности проекта основывается на избытке экспортной энергии в стране при отсутствии наращивания генерации. Исследование проводится в рамках существующего сценария энергосистем на период проведения исследований в Таджикистане и Кыргызской Республике. Если проект


CASA-1000 Update E-5 020913-4SRP-0300-01

будет признан экономически жизнеспособным в рамках пессимистичного расклада, то он будет жизнеспособным и для других сценариев генерации электроэнергии в энергосистемах.

Основная методология данного ТЭО заключается в прогнозировании спроса на электроэнергию и потенциала стран-экспортеров. По результатам оценки были получены ожидаемые объемы экспортных излишков энергии, принимая во внимание прогнозируемые мощности и сроки ввода в эксплуатацию ГЭС, прогнозы спроса и предложения, а также обязательства стран по поставкам и передаче электроэнергии. Оценка потенциала гидроэлектростанций основывается на исторических данных в части генерации и продаж электроэнергии. Оценка импортного потенциала Афганистана и Пакистана была проведена с использованием данных о потребностях в электроэнергии, планов генерации и других официальных данных представленных соответствующими ведомствами в сфере энергетики этих стран.

Рекомендуемый проект был проанализирован на предмет наличия потенциала экспортных излишков энергии и доступности гарантированной энергии. Была разработана трасса прокладки линий электропередач, а расходы были адаптированы к текущим рыночным ценам. В целом экономический анализ основывался на результатах анализа чувствительности с учетом различных проектных рисков. Кроме того, было проведено полное обновление технических спецификаций, графиков выполнения работ и технико-эксплуатационного плана.

2 ОЦЕНКА ЭКСПОРТНОГО ПОТЕНЦИАЛА ТАДЖИКИСТАНА И КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

Данные за 2010 год были неполными и использовались по мере их поступления во время подготовки данного отчета, поэтому для повышения надежности результатов анализа и прогноза потребностей были использованы данные предыдущих лет до 2009 г. и включительно

Методология, используемая в настоящем исследовании, компанией «SNC-Lavalin» в первоначальном исследовании по проекту CASA (Фаза 1), предполагает использование следующих параметров для анализа: потребность базового года (ГВт/час), эластичность спроса, эластичность дохода, недопоставленная электроэнергия, программа сокращения потерь и программа по уровню сбора тарифов.

Средний рост прогнозируемого спроса в Кыргызстане и Таджикистане в течение следующих двадцати (20) лет составляет 2.6% и 1.6% соответственно. Прогноз среднего роста прогнозируемого роста на другие временные промежутки представлен ниже:

Таблица E-1 Средний уровень роста прогнозируемого спроса

Период 2010-2015 2015-2025 2015-2030 2010-2030

Кыргызстан 2.5% 2.1% 2.6% 2.6% Таджикистан 0.4% 1.4% 2.1% 1.6%

Несмотря на то, что страны-экспортеры могут рассматривать существующие ТЭЦ пригодными для экспорта энергии, тепловая система в основном представлена ТЭЦ со старыми установками и высоким уровнем износа оборудования, где отмечаются


CASA-1000 Update E-6 020913-4SRP-0300-01

очень высокие переменные затраты в случае рассмотрения ТЭЦ в качестве источников экспорта энергии для объекта CASA. Однако, использование станций с высокими затратами на производство тепловой энергии для увеличения уровня гарантированной энергии для экспорта нужно рассмотреть уже на этапе ведения переговоров до заключения соглашений/контрактов.

В настоящем исследовании отложение осадка и изменение климата были приняты во внимание. Имеются основания считать, что объем Нурекского водохранилища сократился на 25%, при полезном объеме 3300 гектометров. Для максимальной приближенности с действительностью и обновления данных отчета по результатам проведенного ранее исследования были приняты во внимание эффекты изменения климата в регионе, которые влияют на уровни и объемы притока воды.

Общий годовой избыток энергии в двух странах насчитывает около 6 000 ГВт, который почти полностью наблюдается в летние месяцы. При отсутствии планов по наращиванию генерации и при повышении внутреннего спроса этот показатель избытка сократиться до менее 900 ГВт к 2035 г.

При отсутствии наращивания генерации и повышении внутренней потребности годовой избыток энергии для экспорта в Кыргызстане должен падать с 2 150 ГВт в 2010 г., до менее 300 ГВт/час годового избытка энергии к 2035 году.

Аналогичным образом, годовой избыток энергии для экспорта в Таджикистане должен падать с 3 500 ГВт/час в начале горизонта исследования до более 500 ГВт/час электроэнергии в год к 2035 году.

Использование самых последних исторических данных о притоке воды в рассматриваемых гидрологических площадках свидетельствует о наличии определенных месяцев с минимальным притоком воды. В течение этих сухих периодов, исторические данные показывают, что даже при минимальном притоке воды, потребности на электроэнергию в пиковые часы можно удовлетворить, даже при отсутствии круглосуточной поставки электроэнергии. Даже в засушливые годы с 95%-ой долей вероятности можно гарантировать, что экспорт, по-крайнем мере 1 000 МВТ энергии, в течение пиковых часов летнего периода будет возможен первые несколько лет проектного периода.

Рисунок E-3 Общий годовой избыток энергии (ГВт)


CASA-1000 Update E-7 020913-4SRP-0300-01

3 ОЦЕНКА ИМПОРТНОГО ПОТЕНЦИАЛА ПАКИСТАНА

Сектор электроэнергетики Пакистана испытывает острую нехватку в энергопоставках, что приводит к крупномасштабным отключениям электроэнергии в стране. Колебания цен на международном нефтяном рынке, высокие затраты за счет постепенной отмены субсидий, и проблема кругового долга также усугубляют ситуацию на рынке энергопоставок и энергоснабжения в стране.

Правительство Пакистана предпринимает различные меры для решения проблемы нехватки мощностей. Сюда относится расширение и переоборудование существующих станций, введение в строй новых станций – в основном в частном секторе, поощрение проектов с использованием возобновляемых источников энергии, развитие аренды электростанций, и закупки электроэнергии у вспомогательных предприятий.

В конце 2008-09 финансового года общая установленная мощность генерации в стране составляла 20 306 МВт, где доля тепловых станций занимает 13 370 МВт, гидроэнергостанций - 6 474 МВт и ядерных станций - 462 МВт. Текущие данные свидетельствуют о том, что спрос на электроэнергию в 2030 г. превысит 90,000 мВт и даже при успешной реализации плана наращивания генерации, ожидается дефицит около 10 000 МВт в 2030 г.

В связи с огромными капитальными затратами и институциональными проблемами есть вероятность, что едва ли все генерирующие мощности будут построены в планируемые сроки. В частности, огромные капиталовложения могут потребоваться для сооружения крупных угольных и гидроэлектростанций, что может оказаться проблематичным. Например, во время финансового года 2015-2016 гг., планом генерации предусмотрен ввод в эксплуатацию мощности 8 900 МВт, что повлечет за собой огромные расходы. Учитывая продолжительный характер подготовительных мероприятий для строительства этих электростанций, можно предположить, что уже это обстоятельство может привести к задержке ввода дополнительных мощностей в соответствии с планом. Поэтому, вероятность отсрочки ввода этих объектов нельзя игнорировать. При таком сценарии сооружение линий электропередач по проекту CASA поможет решить проблему нехватки генерирующих мощностей в Пакистане. Таким образом, ожидается, что объединение энергосистемы в региональную сеть в рамках проекта CASA позволит снять проблему дефицита электроэнергии в Пакистане за короткий срок.

4 ОЦЕНКА ИМПОРТНОГО И ЭКСПОРТНОГО ПОТЕНЦИАЛА АФГАНИСТАНА

В целом для страны прогноз спроса на электроэнергию составляет 760 МВт в 2015 г. и 1000 МВт в 2020 году. Согласно проведенным расчетам, к 2015 г. будет произведено около 1550 МВт энергии для удовлетворения внутреннего спроса на электроэнергию в Афганистане. Кроме того, ожидаемые значительные излишки энергии в Афганистане при необходимости можно экспортировать в Пакистан для покрытия дефицита.

Важно отметить, что нельзя игнорировать элемент неопределенности в вопросах прогнозирования объемов выработки электроэнергии и развития мощностей в связи с текущей ситуацией в Афганистане и ограничениями в вопросах финансирования проектов. Однако, даже, несмотря на этот фактор неопределенности, имеется высокая вероятность того, что в Афганистане значительный избыток электроэнергии будет в 2015 г. и в последующих годах, особенно в летние месяцы, когда замечается самый высокий показатель спроса на электроэнергию в Пакистане.


CASA-1000 Update E-8 020913-4SRP-0300-01

5 ОЦЕНКА СТОИМОСТИ ПОСТАВКИ

Расчет стоимости поставки электроэнергии для четырех стран основывается на данных представленных и/или взятых в ходе исследований по каждой отдельной стране, а также из материалов, предоставленных международными организациями.

• В Таджикистане цена поставки составляет около 0,015 долл. США\кВтч

• По Кыргызстану информация об экспорте электроэнергии была получена ОАО НЭСК и АО «Электрические сети» на условиях конфиденциальности.

• В Пакистане, цена, которую государственное коммунальное предприятие (NTDC) платит по последним долгосрочным контрактам на производство электроэнергии с электростанциями (IPPs) была использована для приближенной оценки стоимости генерации (LRMC) в Пакистане за период объединения линии электропередач. Средневзвешенная стоимость гарантированной составляет около 13,2 цента США/кВт и не гарантированной энергии около 9,2 цента США/кВт.

• В Афганистане, стоимость генерации как минимум составляет 0.06 долл.США/кВт/час, на основе данных, предоставленных DABS. При отсутствии других надежных источников информации, эта информация была использована в качестве основной для выведения стоимости генерации электроэнергии в Афганистане.

6 ОТБОР ПРОЕКТА

Размер проекта

Региональная сеть ЛЭП предполагает объединение отдельных элементов системы с различной пропускной способностью, конфигурациями и размерами с конечной целью – обеспечение пропускной способности в 1300 МВт, т.е., максимально возможная пропускная способность линий электропередач не превышает 1300 МВт. Можно построить линию электропередач с использованием таких размеров и конфигураций проводника, чтобы позволить проводить оптимальный уровень электроэнергии (2300 МВТ), но ограничить способность конвертера высоковольтной линии постоянного тока до 1300 МВТ.

В качестве методологии применялось соотношение дохода к издержкам (Д/И) (иначе выгод и затрат В/З) для различных значений пропускной способности (1300 МВт, 1800 МВт, 2300 МВт, 2800 МВт и 3300 МВт). Эта методология показала отсутствие сильных расхождений в соотношении Д/И.

Концептуальная основа проекта основана на использовании существующей дешевой энергии странами-экспортерами электроэнергии для поставок, объемы которой сократились за период исследования. Таким образом, будет предпочтительней построить линию электропередачи с пропускной способностью 1300 МВТ, что привлечет новых инвесторов в будущем и соответственно увеличится выработка энергии, увеличивая, тем самым, возможности проекта CASA по передаче 1 300 МВт электроэнергии, и обусловливая необходимость построения дополнительных линий электропередач.


CASA-1000 Update E-9 020913-4SRP-0300-01

Конфигурации проекта

В ходе исследования были рассмотрены основные проектные конфигурации, включая обратную подачу электроэнергии 220 МВт из Пешавара в Кабул. Этот вариант не может быть привлекательным по целому ряду причин. В частности, ввиду возникновения сложностей в управлении за счет синхронизации энергосистем стран региона, как единой связанной системы; не позволяя сэкономить средства за счет сокращения капитальных расходов.

Были также рассмотрены последствия добавления четвертого терминала к линии CASA. Гибкость за счет предоставления четырех терминалов позволит увеличить поставку излишков энергии в Пакистан или Афганистан из других стран. Мировая практика по внедрению схемы четырех терминалов не имела положительных результатов и всегда представляла сложности в объединении высоковольтных линий постоянного тока. Для достижения целей настоящего проекта CASA. рекомендация консультанта компании «SNC-Lavalin» состоит в том, чтобы число терминалов было ограничено тремя.

Наличие возможностей у Афганистана образовать излишек энергии, особенно в течение летнего сезона и высвобождение 300 МВт по проекту CASA, а также поставки 1 300 МВт электроэнергии из Таджикистана/Кыргызстана позволяет Кабулу экспортировать образовавшиеся излишки энергии в Пакистан. Таким образом, рекомендуемая конфигурация проекта предполагает проведение высоковольтных линий постоянного тока пропускной способностью 1 300 МВт с первого терминала в 1300 МВт на подстанции Сангтуда до второго конверторного терминала 1300 МВТ на подстанцию Пешавар с третьим терминалом 300 МВт на подстанции Кабул.

7 ТРАССА ПРОКЛАДКИ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

В связи с завершением работ основанных на рекомендациях первоначального исследования, обзор трассы прокладки ЛЭП был пересмотрен с акцентом на пространственные ограничения в районе перевала Саланг, а также конверторные станции Кабул-Пешавар. Из соображений безопасности и устранения необходимости использования взрывчатых веществ, а также для соблюдения эксплуатационных и технических требований и обеспечения доступности ЛЭП для проведения строительно-ремонтных работ, было принято решение оставить ранее предложенные конфигурации и разметки прокладки линии электропередачи высокого напряжения постоянного и переменного тока.

Западный путь через перевал Шибар был предложен в качестве альтернативного пути для обхода образовавшихся груд на перевале Саланг. Однако, это увеличение протяженности ЛЭП на 150-200 км, вызывает увеличение общих расходов на проект порядка на 50-65 млн.долл США.


CASA-1000 Update E-10 020913-4SRP-0300-01

Рисунок E-4 Альтернативный путь для обхода перевала Саланг

8 ИДЕНТИФИКАЦИЯ ПОТРЕБНОСТЕЙ СУЩЕСТВУЮЩИХ СЕТЕЙ

Стоимость проекта включает обновленную оценку существующей энергосистемы для обеспечения постоянной и непрерывной поставки электроэнергии на линию электропередач по проекту CASA пропускной способностью 1000 МВт. В частности, были собраны данные о существующих и потенциальных возможностях распределения нагрузок между странами, на примере Таджикистана импортирующего электроэнергию из Кыргызстана для его дальнейшего экспорта по высоковольтным линиям постоянного тока. Программа распределения нагрузок между странами региона позволяет электроэнергии выработанной в Кыргызстане пройти по высоковольтным линиям электропередач CASA через территорию Таджикистана (см. рисунок ниже). Благодаря этому механизму появляется возможность избежать потерь за счет сокращения пути передачи электроэнергии через подстанции Худжанд и Сангтуда.


CASA-1000 Update E-11 020913-4SRP-0300-01

Рисунок E-5 Энергопоток и внутреннее потребление электроэнергии в Душанбе

в рамках проекта CASA

В ходе переговоров для подписания соглашений и контрактов были затронуты следующие вопросы, договорные проблемы (приборы учета и система расчетов) и эксплуатационные проблемы (координация и пропускная способность линий), требующие незамедлительного решения в случае использования внутренней сети Барки Точик для передачи энергии с Худжанда в Сангтуду.

9 СТОИМОСТЬ ПРОЕКТА

Общая стоимость проекта, за исключением процентов за время строительства (IDC), на основе анализа и после адаптации к текущему состоянию рынка энергоресурсов составила 873 млн.долл. США, однако эта оценочная стоимость проекта может меняться в зависимости от изменчивости самого рынка и отдельных его факторов. В основу расчетов легли следующие расходы:

• Стоимость работ по объединению 750 км высоковольтных линий постоянного тока пропускной способностью 500 кВ с конверторами тока на подстанциях Сангтуда - 1300 МВТ, Кабул - 300 МВТ и Пешавар - 1300 мВт.

• Стоимость работ по переносу существующей ЛЭП пропускной способностью 220 кВ ближе к горам на стальных трубчатых опорах с комплексными распределительными устройствами с соблюдением более коротких промежутков для сокращения колебаний проводника; и трасса прокладки высоковольтной линии постоянного тока на стальных трубчатых опорах (вариант 1 из этих трех предложенных вариантов в разделе 7.2), включена в затраты по объединению высоковольтных линий постоянного тока в региональную энергосистему.

• Стоимость заземляющих электродов в Сангтуда, Кабуле и Пешаваре.


CASA-1000 Update E-12 020913-4SRP-0300-01

• Стоимость объединения высоковольтных линий постоянного тока пропускной способностью 500 кВ на протяженности 477 км. между Кыргызстаном (подстанция Датка) и Таджикистаном (подстанция Худжанд);

• Стоимость модернизации энергосети.

• Стоимость работ по сокращению экологических и социальных затрат.

Расчеты по стоимости проекта в данном ТЭО включают расходы на проведение мероприятий на случай непредвиденных ситуаций, чтобы смягчить воздействие проблем, способных оказать негативное влияние на безопасность и соблюдение общепринятых норм в вопросах технического и эксплуатационного характера.

Проценты за время строительства (IDC) при 5% годовых составляют 80 млн.долл.США.

10 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ

Основная экономическая выгода от проекта заключается в предоставлении возможности Афганистану и Пакистану избежать расходов от импорта энергии из Таджикистана и Кыргызстана. Оценка выгод (доходов) от объединения энергосистем в региональную сеть была проведена путем сравнения (а) расходов (издержек) от производства электроэнергии в странах-экспортерах и передачи электроэнергии и (б) расходов на производство электроэнергии непосредственно странами-импортерами. Экономический анализ показал, что наибольшая стоимость передачи равна 0,0497 долл/кВтч.

Проект был признан экономически выгодным при учетной ставке 10% из расчета на 30 лет реализации.

Таблица E-2 Результаты экономического анализа

Наименование млн.долл.США

В годы/Доходы 1,724

Затраты/Издержки 1,281

Соотношение В/З (Д/И) 1.34

ЧПД 440

EIRR* 15.6 %

*EIRR - экономическая внутренняя норма доходности

Анализ чувствительности показывает, что при увеличении затрат происходит сокращение экспорта электроэнергии или увеличение учетной ставки, тем самым, проект все еще показывает благоприятные экономические показатели с положительной ЧПС, где экономическая внутренняя норма доходности (EIRR) выше учетной ставки.

Выгоды (доход) от реализации регионального проекта для каждой страны должны определяться на основе анализа условий и обязательств по соглашениям и контрактам, в которых более четко прослеживаются финансовые и другие показатели. Это позволит оптимально и точно распределить финансовые выгоды (доходы) по


CASA-1000 Update E-13 020913-4SRP-0300-01

странам, тем самым, гарантируя эффективную отдачу от вложенных финансовых средств.

11 ГРАФИК РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТА

Согласно графику минимальный срок реализации проекта составляет 58 месяцев (5 лет), где метод критического пути заключается в поставках конвертерных станций (36 месяцев).

Рисунок E-6 Порядок и последовательность промежуточных этапов

Окончательные работы по проекту могут быть произведены с задержкой на двенадцать (12) месяцев ввиду следующих факторов:

• Отсутствие и ненадежность (неточность) существующих данных и информационных источников;

• Законодательные требования на проведение линий электропередач;

• Вмешательства (препятствия) со стороны физических и юридических лиц в строительно-монтажные работы;

• Согласование и координация между владельцами, подрядчиками, предприятиями и странами.

Возможность проведения параллельных строительно-монтажных работ в нескольких странах в целях экономии времени, требует жесткого руководства и приверженности управляющих отделами реализации проекта (ОРП) CASA проекта в каждой из стран-участниц.

12 ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Рекомендуемая проектная конфигурация обеспечивает гибкость и отсутствие ограничений на реализацию других потенциальных вариантов, а также экономическую жизнеспособность даже при очень консервативных предположениях, основанных на ограничениях. Исследования чувствительности показывают, что даже при самых неблагоприятных предположениях, проект остается жизнеспособным. Самый большой риск для жизнеспособности и рентабельности проекта представляет задержка окончательных работ по проекту, так как большинство выгод (доходов) связано именно с достижением экспортного избытка электроэнергии.

8M

Присуждение контракта на консультационные услуги

Исследования завершены

RFP

выпущен

4M

12 месяцев

Получение тендерных предложени

йp

3M

Присуждение контрактов под ключ

3M

Линия HVAC готова

Линия HVDC готова

30M 4M 2M

КонверторыHVDC готовы

4M

Ввод системы завершен

M8 M12 M15 M48 M52 M54 M58M0 M18

15 месяцев

18 месяцев

30 месяцев

34 месяца

36 месяцев

40 месяцев

58 месяцев

8 месяцев


CASA-1000 Update E-14 020913-4SRP-0300-01

Учитывая, наличие множества активных заинтересованных лиц и вовлеченных сторон, при подписании соглашений/контрактов нужно учитывать необходимость обеспечения максимальной эффективности мероприятий и упрощения процедур для успешности проекта.

Кроме того, в ходе переговоров для подписания соглашений необходимо принимать во внимание возможное возникновение договорных проблем (приборы учета и система расчетов) и эксплуатационных проблем (координация и пропускная способность линий). В следующих исследованиях необходимо обратить внимание на изучение следующих рисков – неплатежи по выставленным счетам, погрешности в учете потребления энергии (тепловая и электрическая), неэффективность оперативного управления учета энергии, распределение нагрузок, тарифная политика и оплата за передачу энергии помимо основного финансирования проекта.

1

ВВЕДЕНИЕ


CASA-1000 Update 1-1 020913-4SRP-0300-01

1 ВВЕДЕНИЕ

Афганистан, Кыргызская Республика, Пакистан и Таджикистан приступили к подготовке соглашений о торговле электроэнергией и к созданию регионального рынка электроэнергии Центральной и Южной Азии (CASAREM). Первоначальный план состоял в том, чтобы организовать экспорт электроэнергии в объеме от 1 000 до 1 300 МВт из Кыргызской Республики и Таджикистана в Пакистан и Афганистан. Предусматривалось, что большую долю электроэнергии будет использовать Пакистан, и около 300 МВт будет импортировать Афганистан. Пакистан также выразил свою заинтересованность в увеличении импорта в средне- и долгосрочной перспективе в объемах, превышающих изначальные значения 1 000 МВт.

Чтобы подготовить технико-экономическое обоснование в двух стадиях для региональной объединенной линии электропередачи, была задействована компания SNC-Lavalin. Финальный отчет по Фазе 1 был предоставлен в декабре 2007 года, а отчет по Фазе 2 - в январе 2009 года.

С того момента, когда были поданы эти отчеты, произошли существенные изменения условий рынка, которые могли бы повлиять на стоимость проекта. Кроме того, другими консультантами в соответствующих странах была проделана значительная работа, которая в настоящий момент дает дополнительную информацию, а также возможность провести дальнейшую оценку выполнимости проекта.

Настоящее исследование представляет собой обновление первоначального технико-экономического обоснования, с добавлением определенных элементов. Основными задачами данного исследования являются:

• Оценка возможностей и затрат на экспорт электроэнергии из Таджикистана и Кыргызской Республики;

• Оценка имопртного потенциала Пакистана и Афганистана и оценка затрат на развитие альтернативных возможностей;

• Оценка оптимального размера и конфигураций объединенной линии электропередачи.

• Определение потребностей электропередач в существующей сети ЛЭП в странах

• Обновление данных по оценке затрат, графику мероприятий, контрольной схеме прокладки ЛЭП, технических спецификаций, операционному плану, инструкциям и плану руководства действий, а также основным возможным рискам; и

• Обновленный экономический анализ.

Проект основан на ожидании наличия достаточного объема и мощности производства энергии в странах севера способной выступить в качестве обладателя сильного потенциала для экспорта электроэнергии в страны юга. Кроме того, затраты стран-экспортеров электроэнергии ниже долгосрочных предельных затрат стран-имопретров электроэнергии, что является разумным объяснением капиталовложения в региональное объединение линии электропередач.


CASA-1000 Update 1-2 020913-4SRP-0300-01

Исследование проводится в рамках существующего сценария энергосистем на период проведения исследований в Таджикистане и Кыргызской Республике. Основная цель данного консервативного предположения заключается в том, чтобы оценить жизнеспособность проекта при самом пессимистичном раскладе генерации элеткроэнергии, чтобы облегчить процесс принятия решений по жизнеспособности проекта. В случае, если проект будет признан экономически жизнеспособным в рамках существующего расклада, то он будет жизнеспособным и для других сценариев событий. Техническим заданием было предусмотрено рассмотрение существующего расклада событий в качестве неотъемлемого требования проводимого исследования и анализа (см. Приложение J).

Настоящий отчет подводит итоги по последним результатам исследований на основе самых последних данных. Данный документ приводит комментарии полученные в ходе проведения исследования в виде Приложение К. Структуру отчета предопределяет Техническое Задание и детали конкретных аспектов отчета можно найти в приложениях.

2

ПОТЕНЦИАЛ ЭКСПОРТА ИЗ ТАДЖИКИСТАНА И КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ


CASA-1000 Update 2-1 020913-4SRP-0300-01

2 ПОТЕНЦИАЛ ЭКСПОРТА ИЗ ТАДЖИКИСТАНА И КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

В настоящем разделе приводится итоговая оценка потенциала экспорта из Таджикистана и Кыргызской Республики в Афганистан и Пакистан по линии электропередачи по проекту CASA. Для целей настоящего исследования экспортный потенциал определяется как электроэнергия, имеющаяся в наличии от существующих и введенных в эксплуатацию источников поставки в странах-экспортерах минус внутренняя потребность экспортирующих стран. Дополнительные подробности, в том числе исследования чувствительности, приведены в Приложении I, примечание I.1.

Оценка экспортного потенциала Таджикистана и Кыргызской Республики основывается на предположении, что не будет дополнительной генерации в этих странах в период исследования. Основной целью использования данного консервативного сценария является оценка жизнеспособности проекта для самого пессимистического сценария событий. В случае, если проект будет признан экономически жизнеспособным для данного расклада событий, то он будет жизнеспособным и для других сценариев. А также, согласно Техническому заданию (ТЗ), анализ экспортного потенциала предполагает исследование электростанций, удовлетворяющих требованиям установленных критериев. Сюда относятся действующие и новые ГЭС строительство которых уже началось и не завершилось, но финансирование которых уже было начато и запуск будет осуществлен в течение ближайших нескольких лет.

2.1 Прогнозирование спроса

Методология, используемая в настоящем исследовании, представляет собой аналитический метод, аналогичный тому, который использовался компанией SNC-Lavalin в первоначальном исследовании по проекту CASA (Фаза 1), и который использует следующие параметры:

• Потребность базового года (ГВт/час),

• Эластичность спроса,

• Эластичность спроса по доходу,

• Непоставленная электроэнергия,

• Программа сокращения потерь, и

• Программа по уровню сбора тарифов.

2.1.1 Кыргызская Республика – прогнозирование потребности в электроэнергии

Исходные данные

Кыргызская Республика предоставила список основных проектов вместе с указанием их мощности, сроков ввода в эксплуатацию и вероятности их реализации. При довольно широком круге предположений, прогнозы спроса, предоставленные Кыргызской Республикой, охватывают период от 2010 до 2025 года с шагом в 5 лет от 2015 года, с малой деталировкой, за исключением того, что годовой рост спроса является постоянным и составляет 2%, начиная от 2015 года и далее.


CASA-1000 Update 2-2 020913-4SRP-0300-01

К другим историческим данным сопровождающим данный документ (Приложение) касательно электроэнергии, относятся: краткий обзор продаж (за период 2004 - 2009 годов), тарифы, недопоставленная энергия и потери, а также меры по экономии электроэнергии (управление и регулирование спроса).

Важно отметить, что данные за 2010 год были использованы частично по мере их поступления во время подготовки данного отчета. Таким образом, для повышения надежности результатов анализа и прогноза потребностей и степени загруженности сети в Кыргызской Республике и Таджикистане, были использованы данные предыдущих лет.

Предположения

Значения параметров, используемых для Кыргызской Республики (Фаза 1), в предыдущем исследовании представлены в Таблице 2-1 ниже.

Таблица 2-1 Исходные данные Кыргызской Республики при прогнозировании нагрузки

Первоначальное ТЭО проекта CASA1000, Фаза I

Параметр Значение

Эластичность цены -0.15 Эластичность спроса по доходу 0.8 Рост ВВП 4% на 2007, 5% на 2008, 4% на 2009 и далее Изменение тарифа на 2007-2014 2.31 – 3.12 центов США/кВт, следовательно ΔT = 4%

Сокращение потерь 23% в 2006 до 13% в 2011, следовательно ΔL(t) = -2.4%

Уровень собираемости 98% к 2015

В настоящем исследовании, в значения параметров в Таблице 2-1 внесены следующие изменения, приведенные в Таблице 2-2 ниже:


CASA-1000 Update 2-3 020913-4SRP-0300-01

Таблица 2-2 Исходные данные Кыргызской Республики при прогнозировании нагрузки

Обновленное ТЭО по проекту CASA1000


Эластичность цены -0.15 Эластичность спроса по доходу 0.8

Рост ВВП

по прогнозу МВФ рост ВВП (2010-2015)1 : 2010: -3.5%; 2011: +7.1% (около 7.0%); 2012: +6.4% (около 6.5%); 2013: +6.1% (около 6.0%); 2014: +5.9% (около 6.0%); 2015: +4.7% (около 4.5%). Начиная с 2016 г.: +4.5%.

Изменение тарифа на 2009-2014 ΔT = 4%

Сокращение потерь на 2009-2015

Сокращены от 29% (T:8% D:21%) в 2009 году до 26% (T:8% D:18%) в 2010 году в соответствии с задачами предприятия; затем, Такой же уровень сокращения на следующие 2 года; -2% на следующие 2 года; и затем -1% к 2015 году и далее вплоть до 2025 г.

Уровень собираемости 98% к 2015 году

Начальные цифры спроса (в ГВт/час) обновлены до значений 2009 года, что включает: продажи + потери + непоставленная энергия. Фактические цифры 2009 года составляют 12.3 ТВт/час, в том числе непоставленная энергия величиной 2.3 ТВт/час2.

1 Источник: http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2010/02/weodata/index.aspx 2 Источник: Приложения 2‐f, таблицы файла Excel [Annexes_data request.xls] , предоставленные Кыргызстаном.


CASA-1000 Update 2-4 020913-4SRP-0300-01

Результаты

Затем были получены следующие результаты (базовый случай):

Диаграмма 2-1 Прогноз спроса Кыргызской Республики на 2010-2030 годы – Базовый случай

Средний рост прогнозируемого спроса следующий:

Таблица 2-3 Средний уровень роста прогнозируемого спроса Кыргызской Республики

Период 2010-2015 2015-2030 2010-2030

Средний рост 1.0% 3.2% 2.6%

2.1.2 Таджикистан – прогнозирование потребности в электроэнергии

Исходные данные и Предположения

Методология прогнозирования спроса на электроэнергию в Таджикистане аналогична той, что была использована в Кыргызской Республике. Однако Таджикистан выделил ряд факторов, которые следует принять во внимание в ходе прогнозирования загруженности сетей электропередач, производства энергии и затрат на поставку электроэнергии. Поскольку настоящий документ рассматривает вопросы, требующие высокого уровня вмешательства, в ходе анализа этих вопросов были учтены особые условия согласно ТЗ (см. Приложение J). Следует отметить, что вопросы предопределенные техническим заданием подверглись глубокому анализу.

Для Таджикистана применяется та же методология, что и для Кыргызской Республики, значения параметров, используемых в Casa-I, следующие:


CASA-1000 Update 2-5 020913-4SRP-0300-01

Таблица 2-4 Исходные данные Таджикистана при прогнозировании нагрузки Первоначальное ТЭО проекта CASA1000, Фаза I


Эластичность цены -0.15 Эластичность спроса по доходу

0.6

Рост ВВП 7.5% на 2007, 7.1% на 2008, 4% на 2009 и далее Изменение тарифа на 2007-2010

0.68 – 2.50 центов США/кВт

Сокращение потерь 13% в 2006 до 10% в 2010 Уровень собираемости 98% к 2014 году

В настоящем исследовании, поскольку эластичность цены, рост ВВП и уровень собираемости тарифов остались такими же, что и в Фазе I, другие параметры в настоящем исследовании пересмотрены: эластичность спроса по доходу, потери и особый статус TALCO в случае с потребностью в электроэнергии Таджикистана.

Эластичность спроса по доходу принимается такой же, что и для Кыргызской Республики (КР). В 2008 году потери оценивались на уровне 3.0 ТВт/час из 17.0 ТВт/час внутреннего потребления 3, что составляет около 17.6%. Сделано предположение, что эти потери будут сокращены до 10% к 2020 году. Такая задача по сокращению потерь соответствует цифре ежегодного сокращения 0.9% на период с 2010 по 2020 годы.

Доля потребности TALCO составляет почти половину потребности всей страны, от 40 до 50% в год. В настоящем исследовании эта величина принята в размере 45% (в базовый год). Далее предполагается также, что потребность TALCO (в ГВт/час или в ТВТ/час) остается постоянной в течение всего прогнозируемого периода.

Цифры по росту тарифов, используемые при прогнозировании потребности (с учетом эластичности спроса по доходу) получены от Барки Точик (БТ). Рост тарифов приведен в Таблице 2-5.

3 Источник: Государственный статистический Комитет Республики Таджикистан при содействии ПРООН Таджикистан (www.stat.tj).


CASA-1000 Update 2-6 020913-4SRP-0300-01

Таблица 2-5 Средний рост тарифов, как планируется Барки Точик

Индикаторы Годы

2010 (план) 2011* (прогноз)

2012* (прогноз)

2013* (прогноз)

Средний тариф (в дирамах)

7,75 9,60 11,30 13,75

Источник: Данные были предоставлены компанией Барки Точик (БТ), декабрь 2010 г.

В процентном отношении плановое повышение тарифов следующее:

2010: 7,75 дирамов (+25%) 2011: 8,45 дирамов (+24%) 2012: 9,08 дирамов (+18%) 2013: 9,67 дирамов (+22%)

Непоставленная энергия была принята в размере 2 650 ГВт/час на 2006 год, в т о время как чистая поставка, 4 которую можно считать суммой продаж и потерь — составила 7 750 ГВт/час. В 2009 году чистая поставка составила 16 243 ГВт/час. Учитывая что ситуация с непоставленной энергией не улучшилась в период с 2006 по 2009 год, было принято, что фактически падение величины чистой поставки в период между 2006 и 2009 годами можно рассматривать как дополнительную непоставленную энергию. С консервативной точки зрения три четверти разницы двух величин чистой поставки рассматривается как непоставленная энергия на 2009 год.

Начальные цифры спроса (в ГВт/час) на 2009 год для Таджикистана (с учетом TALCO) затем были установлены как сумма Чистой Поставки (которая включает продажи и потери) и Непоставленной Энергии. Следующая таблица сводит воедино эти основные предположения.

Таблица 2-6 Итоги основных предположений – Таджикистан

Параметр Таджикистан

ВВП 3.4% с 2009 до 2015 г. (предложение БТ). Затем 4% начиная с 2016 г. и далее.

Эластичность спроса по доходу 0.8

Непоставленная энергия: уровень 2009 года

• Уровень 2006 года (2650 ГВт/час), плюс

• 75% разницы между Чистой Поставкой на 2006 год (17750 ГВт/час) и Чистой Поставкой на 2009 год (16243 ГВт/час).

= 3780 ГВт/час

Ценовая эластичность спроса -0.15

4 Чистая поставка = Производство + Импорт – Экспорт.


CASA-1000 Update 2-7 020913-4SRP-0300-01

Параметр Таджикистан

Повышение тарифов Как запланировано БТ Потери в 2009 году Сокращение потерь

Включено в Чистую Поставку -0.5% в год в течение след.10 лет с 17% в 2010 г. до 13% до 2020 г. (цель Таджикистана)*.

Спрос на 2009 год Чистая Поставка + Непоставленная Энергия = 20.0 ТВт/час

* Цель по сокращению потерь была определена в декабре 2010 г.


Применяя ту же методологию, что и в Кыргызской Республике, чтобы установить уровень роста спроса без TALCO, были получены следующие результаты прогноза (базовый случай). График показывает потребность TALCO (горизонтальная линия) и потребность всей страны (включая TALCO).

Диаграмма 2-2 Прогноз спроса Таджикистана на 2010-2030 годы – Базовый случай

Средний рост прогнозируемого спроса следующий:

Таблица 2-7 Средний уровень роста прогнозируемого спроса Таджикистана

Таджикистан 2010-2015 2015-2030 2010-2030 2010-2025

Страна (с учетом Talco) 0.3% 2.1% 1.6% 1.4%

Без Talco 0.5% 3.0% 2.4% 2.1%


CASA-1000 Update 2-8 020913-4SRP-0300-01

2.2 Существующая и обязательная поставка

2.2.1 Кыргызская Республика – Существующая и обязательная поставка

Существующая система

Существующая система Кыргызской Республики в основном представлена объектами гидроэнергетики (2 910 МВт, 85%), при наличии тепловых электростанций (530 МВт, 15%) которые обеспечивают дополнительную энергию в сухие сезоны и пиковые периоды.

• Тепловые станции:

Тепловая система в основном представлена ТЭЦ Бишкек и небольшим вкладом Ошской ТЭЦ. Эти установки старые и с очень высокими переменными затратами, в основном они используются в зимний период. Мощности, показанные в таблице, в основном отражают проектируемую реабилитацию и максимально возможную производительность; однако эти установки не рассматриваются в качестве источника экспорта для объекта CASA.

Кыргызская республика выразила желание использовать экспортный потенциал существующих тепловых станций. Однако используемое на тепловых станциях оборудование достаточно старое и стоимость генерации на ТЭЦ очень высокая, чтобы рассматриваться тепловую систему в качестве возможного источника экспорта. Возможность использования старых тепловых станций для увеличения генерации и поставок гарантированной энергии необходимо рассмотреть уже в ходе переговоров по подписанию соглашений. Кроме того, в ходе разработки договорных обязательств следует обсудить использование старых тепловых станций для обеспечения высокого уровня поставок гарантированной энергии и определить стоимость экспортируемой энергии, с учетом того, что стоимость гарантированной энергии всегда выше негарантированной. Этот анализ выходит в рамки данного исследования.

Таблица 2-8 Существующая система тепловых станций Кыргызской Республики

Название станции Установленная мощность (МВт)

Годовая выработка (ГВт/час)

Бишкек 495 3,400 Ош 35 190

Всего 530 3,590

• Гидростанции:

Система гидростанций в основном представлена Токтогульским водохранилищем и ГЭС (1200 МВт, 5110 ГВт/час/год). Станции, расположенные ниже по течению, получают воду из турбин Токтогула в качестве регулируемого притока и вырабатывают значительное количество годовой энергии (7235 ГВт/час).


CASA-1000 Update 2-9 020913-4SRP-0300-01

Таблица 2-9 Существующая система гидростанций Кыргызской Республики

Название станции Тип Установленная

мощность (МВт/час) Годовая выработка

(ГВт/час)

Токтогул Водохранилище 1 200 5 110 Курпсай Русловая ГЭС 800 3 315 Ташкумыр Русловая ГЭС 450 1 895

Шамалдысай Русловая ГЭС 240 935 Учкурган Русловая ГЭС 180 950 Ат-баши Русловая ГЭС 40 140

Всего 2 910 12 345

Станции, введенные в эксплуатацию

В настоящем исследовании расширение генерации не рассматривается. Однако станции, которые должны строиться, и которые будут введены в строй до 2016 года (первый год этого исследования) приняты во внимание, так как они должны представлять собой часть существующей системы в 2016 году.


Кыргызская Республика не планирует вводить в строй или реабилитировать тепловые станции до 2016 года.


На ГЭС Камбарата 2 работы уже начались, ввод в эксплуатацию ее первого блока мощностью 120 МВт планируется на период до января 2016 года.

Таблица 2-10 ГЭС, введенные в строй в Кыргызской Республике



(ГВт/час)

Камбарата 2 Русловая ГЭС 120 800

С учетом этой станции общая выработка кыргызской системы в 2016 году составит:


CASA-1000 Update 2-10 020913-4SRP-0300-01

Таблица 2-11 Система Кыргызской Республики в 2016 году – установленная мощность и годовая выработка

Тип Установленная мощность (МВт)


ГЭС 3 030 13 145 Тепловые станции 530 3 590

Всего 3 560 16 735

2.2.2 Таджикистан - Существующая и обязательная поставка

Существующая система

Существующая система Таджикистана в основном представлена ГЭС (4 900 МВт, 94%), и несколькими тепловыми станциями (318 МВт, 6%), которые обеспечивают дополнительную энергию в сухие сезоны и пиковые периоды.


Существующие тепловые станции представлены реабилитированной ТЭЦ Душанбе и станцией Яван. Станции Душанбе и Яван переведены с газа на уголь. Эти установки старые и с очень высокими переменными затратами, в основном они используются в зимний период. Мощности, показанные в таблице, в основном отражают проектируемую реабилитацию и максимально возможную производительность; однако эти установки не рассматриваются в качестве источника экспорта для объекта CASA.

Аналогично ситуации сложившейся в Кыргызской Республике, стоимость генерации тепловой энергии на старых тепловых станциях Таджикистана слишком высока, чтобы рассматривать ТЭЦ в качестве возможного источника экспорта.. Возможность использования тепловых станций для увеличения поставок гарантированной энергии необходимо рассмотреть уже в ходе переговоров по подписанию соглашений. В ходе разработки договорных обязательств следует обсудить использование старых тепловых станций для обеспечения высокого уровня поставок гарантированной энергии и определить стоимость экспортируемой энергии, с учетом того, что стоимость гарантированной энергии всегда выше негарантированной. Этот анализ выходит в рамки данного исследования.

Таблица 2-12 Существующая система тепловых станций Таджикистана

Название станции Установленная мощность (МВт)


Душанбе 198 1 300 Яван 120 790

Всего 318 2 090


CASA-1000 Update 2-11 020913-4SRP-0300-01


Большая часть генерации в Таджикистане приходится на Нурекскую ГЭС (3 200 МВт, 11 850 ГВт/час/год). Выпуск из Нурекского водохранилища регулирует приток станций, расположенных ниже по течению, которые вырабатывают около 6 710 ГВт/час ежегодно. Станция Кайракум имеет свое собственное водохранилище и вырабатывает 755 ГВт/час в год.

Мощность Сангтуды 1 была увеличена на 167.5 МВт, как показано в Таблице 2-13 ниже, за счет ввода в строй четвертого блока, что произойдет до 2016 года.

Таблица 2-13 Существующая система гидростанций Таджикистана



(ГВт/час)

Нурек (1) Водохранилище 3200 11850

Байпаза Русловая ГЭС 600 2525

Сангтуда 1 Русловая ГЭС 670 2970

Головная (2) Русловая ГЭС 220 840

Перепад (2) Русловая ГЭС 30 250

Центральная (2) Русловая ГЭС 30 125

Кайракум Водохранилище 126 755

Варзоб Русловая ГЭС 25 205

Всего 4,901 19,520 (1) Включает реабилитацию Нурека от 3000 МВт до 3200 МВт (2) Включает реабилитацию Головной, Перепад и Центральной, от 255 МВт до 280 МВт.

Станции, введенные в эксплуатацию

В настоящем исследовании расширение генерации не рассматривается. Однако станции, которые должны строиться, и которые будут введены в строй до 2016 года (первый год этого исследования) приняты во внимание, так как они должны представлять собой часть существующей системы в 2016 году.


У Таджикистана нет обязательств по тепловым станциям или реабилитации этих станций до 2016 года.


Сангтуда два будет введена в строй до 2016 года. Ее мощность составляет 220 МВт и она будет вырабатывать около 1 000 ГВт/час ежегодно


CASA-1000 Update 2-12 020913-4SRP-0300-01

Таблица 2-14 ГЭС, введенные в строй в Таджикистане



(ГВт/час)

Сангтуда 2 Русловая ГЭС 220 955

Импорт

Таджикистан в зимние месяцы импортирует электроэнергию из Туркменистана (с октября по март), чтобы удовлетворить свою потребность и покрыть свой дефицит. Исторические данные показывают, что средний годовой импорт составляет около 1.2 ТВт/час. Будущее наличие этой энергии под вопросом за счет разъединения электрических сетей между Узбекистаном и Таджикистаном. Сокращение этого импорта повысило бы зимний дефицит. Они не учитывались при оценке излишков при условиях базового случая.

Таблица 2-15 Импорт Таджикистана

Страна Месяцы Импортируемая электроэнергия в год (ГВт/час)

Туркменистан Зима (с октября по март) 1200

С учетом этой станции общая выработка таджикской системы в 2016 году составит:

Таблица 2-16 Система Таджикистана в 2016 году – установленная мощность и годовая выработка

Тип Установленная мощность (МВт)


ГЭС 5,121 20,475 Тепловые станции 318 2,090

Всего 5,439 22,565

2.3 Анализ избытков

2.3.1 Предположения при моделировании

Период исследования

В этом разделе на помесячной основе оценивается общий избыток электроэнергии Кыргызской Республики и Таджикистана. Обе системы были смоделированы с применением программы SDDP 5, кроме того, прогноз нагрузки и моделирование были выполнены для всего периода исследований. Период исследования начинается в 2016 году, - это год введения в строй линии CASA. Он продолжается в течение 20 лет, и конечный месяц моделирования приходится на декабрь 2035 года.

5 Программа моделирования энергосистем стохастическое двойное динамическое программирование (SDDP)


CASA-1000 Update 2-13 020913-4SRP-0300-01

Прогноз нагрузки

Годовые прогнозы из Раздела 2.2 используются для прогнозирования месячных кривых продолжительности нагрузки путем увеличения исторических Кривых Продолжительности Нагрузки (LDCs) с помощью коэффициента, равного уровню роста. Прогнозы кривых продолжительности нагрузки затем моделируются с помощью программы SDDP с использованием трех блоков нагрузки на каждый месяц: пиковая нагрузка, средняя нагрузка и базовая нагрузка.

Гидрологические данные

Для того чтобы смоделировать систему по программе SDDP, которая включает в себя гидроэлектростанции, необходимо использовать исторические данные о гидрологических площадках. Исторические данные используются для моделирования притока в течение лет рассматриваемого периода, чтобы получить более реалистичный сценарий. С этой целью в данном исследовании были выбраны исторические данные с 1987 по 2009 год. Так как использование самых последних данных о притоках позволяет получить более точные приближения значений будущих притоков, было использовано несколько отчетов, включая «Потенциальные воздействия глобального потепления климата на гидрологический режим Таджикистана и Кыргызской республики в 2050 и 2080 гг.» подготовленный Ouranos в мае 2008 г. Согласно данным источникам, из-за роста температурных значений и таяния ледников ожидается постепенное ежегодное изменения гидрографа в ближайшие годы вплоть до 2050 г. В регионе ожидается увеличение объема весеннего и летнего притока воды из-за таяния ледников.

Средний объем избыточной энергии для экспорта на основе исторических гидрологических данных SDDP

Важно отметить, что в ходе анализа превышения объемов экспортируемой энергии над объемами импортируемой энергии не были использованы средние значения для сценариев гидрологии. Торговый профицит вычислялся путем использования SDDP моделирования, где за основу взят показатель 23 исторических гидрологических лет (1987-2009). Первый метод моделирования предполагает, что гидрология 2016 г., взятая за основу исследовательского периода, будет соответствовать гидрологии 1987 (2017 г. будет соответствовать 1988 г. и т.д.), и расчет ежегодного объема избыточной энергии для экспорта в ходе исследовательского периода осуществляется с учетом ограничений и возможностей передачи электроэнергии. Моделирование проводится неоднократно, где имеется предположение того, что гидрология 2016 г. будет соответствовать гидрологии 1988 г. (2017 г. будет соответствовать 1989 г. и т.д.), принимая во внимание ограничения и возможности передачи электроэнергии при избыточной энергии на экспорт. Такое моделирование проводится 23 раза, с корректировкой года, соответствующего гидрологии 2016 г.

Каждый год, 23 смоделированных показателя подвергаются анализу для выведения среднего показателя торгового профицита. Этот метод отличается от подхода с использованием средних показателей гидрологии и используется для экономической оценки трудностей и ограничений при передаче электроэнергии.

В Приложении A дается обзор модели SDDP и более подробное разъяснение метода, с помощью которого брались исторические гидрологические данные при моделировании.

Уровни водохранилищ

Первоначальные уровни водохранилищ приняты за 100% в начале зимнего периода 2015-2016 годов в Нуреке и Токтогуле. Дефицит в зимние месяцы может наблюдаться,


CASA-1000 Update 2-14 020913-4SRP-0300-01

когда недостаточно воды накоплено в летние месяцы, когда притоки исторически высоки.

Токтогульская ГЭС

На основе информации, предоставленной Кыргызской Республикой относительно соглашений с соседними странами, расход Токтогульской ГЭС ограничен величиной 600 м3/сек в зимние месяцы (с октября по март). Кроме того, предлагалось иметь уровень воды в водохранилище выше минимального значения 10000-12000 Hм,3 необходимого в начале летнего сезона (1 апреля). Ограничение расхода моделировалось по программе SDDP, и уровень водохранилища в начале апреля проверялся в каждой модели.

Нурекская ГЭС

Что касается водохранилища Нурекской ГЭС, при моделировании учитывался фактический эксплуатационный режим, при котором Нурекское водохранилище полностью заполняется в летнее время и срабатывается в зимнее время, чтобы максимально сократить зимний дефицит.

Отложение осадка в Нурекском водохранилище

Есть свидетельства того, что в Нурекском водохранилище наблюдается отложение осадка, которое негативно влияет на его полезный объем. Было выяснено, что отложение осадка сокращает зимний объем и тем самым усугубляет зимний дефицит, но и повышает летнюю генерацию и излишки, так как станция пропускает через свои турбины дополнительный приток. В настоящем исследовании отложение осадка принято во внимание, и принято, что объем Нурекского водохранилища сокращен на 25%, при полезном объеме 3300 гектометров.

Существующий экспорт

Таджикистан уже экспортирует электроэнергию в Афганистан по линии 220 кВ с пропускной способностью 300 МВт. Годовой экспорт составляет около 650 ГВТ/час. При моделировании SDDP этот экспорт моделируется только в летние месяцы (с апреля по сентябрь), когда в системе имеется максимальный избыток.

Поставка в Афганистан и Пакистан в пиковые периоды

Учитывая возможности регулирования основных каскадов в Таджикистане и Кыргызстане, обеспечиваемые водохранилищами Нурека и Токтогула, когда появляются условия ограничения (например, в периоды, когда количество экспортируемой энергии таково, что возможности линии CASA полностью не используются), было принято, что экспорт в летнее время может планироваться в пиковые часы принимающей системы, чтобы обеспечить максимальное количество энергии для импортера.

2.3.2 Избыток Кыргызской Республики

Применяя предположения моделирования из предыдущего подраздела и существующую/введенную в строй систему, описанную в Разделе 2.2.1, среднемесячный избыток Кыргызской Республики показан на Диаграмме 2-3 ниже:


CASA-1000 Update 2-15 020913-4SRP-0300-01

Диаграмма 2-3 Среднегодовой избыток Кыргызской Республики (ГВт/час)

При отсутствии наращивания генерации и повышении внутренней потребности избыток должен падать, как показано на диаграмме 2-3. В начале горизонта исследования в кыргызской системе имеется около 2,150 ГВт/час годового избытка. Однако к 2035 году из Кыргызской Республики может экспортироваться менее 400 ГВт/час электроэнергии в год

Месячный баланс по годам 2016; 2020; 2025; 2030 и 2035 приведен в Приложении B.

2.3.3 Избыток Таджикистана

Применяя предположения моделирования из предыдущего подраздела и существующую/введенную в строй систему, описанную в Разделе 2.2.1, среднемесячный избыток Таджикистана показан на диаграмме 2.4 ниже:

Диаграмма 2-4 Среднегодовой избыток Таджикистана (ГВт/час)


CASA-1000 Update 2-16 020913-4SRP-0300-01

При отсутствии наращивания генерации избыток должен падать, как показано на диаграмме 2-4. В начале горизонта исследования в таджикской системе имеется около 3 750 ГВт/час годового избытка. Однако к 2035 году из Таджикистана может экспортироваться только немногим более 500 ГВт/час электроэнергии в год

Месячные балансы по годам 2016; 2020; 2025; 2030 и 2035 представлены в Приложении B.

2.3.4 Общий избыток

Значения избытков электроэнергии обеих стран просуммированы, чтобы получить величину общего годового избытка для региона CASA:

Диаграмма 2-5 Общий среднегодовой избыток (ГВт/час)

В регионе имеется около 6 000 ГВт/час экспортного излишка энергии, который почти всегда приходится на летние месяцы. При отсутствии планов по наращиванию генерации и повышении спроса за 20 лет этот избыток падает ниже 900 ГВт/час.

2.4 Анализ чувствительности

2.4.1 Анализ чувствительности засушливого сезона

Поскольку значения, приведенные в предыдущих подразделах, представляют собой средние величины по 23 гидрологическим сценариям, был выполнен анализ чувствительности для оценки потенциальных избытков региона в засушливые годы, а также во время влажных лет. Были изучены сценарии, которые дают самый большой и самый малый избыток.

Принимая во внимание, что 1989 год был самым неблагоприятным с точки зрения притока в нурекское водохранилище, и если такой год повторится в 2016 году, то будет экспортного излишка энергии будет чуть меньше 1 000 ГВт/час (1 094 ГВт/час) по сравнению со средним значением 5 900 ГВт/час (сокращение почти на 85%). Но


CASA-1000 Update 2-17 020913-4SRP-0300-01

если повторится благоприятный год, такой как 1988 год, то избыток может превысить среднее значение почти на 4 000 ГВт/час и достичь 9 600 ГВт/час.

Изменчивость величины избытка делает величину излишка электроэнергии на экспорт в основном негарантированной, при этом, среднегодовая его величина составляет около 5 900 ГВт/час.

Все результаты этого анализа чувствительности приведены в Приложении I с таблицами и графиками, которые показывают самые неблагоприятные и самые благоприятные пять лет, а также дают сравнение 23 лет со средней величиной.

2.4.2 Анализ чувствительности спроса

Результаты изучения потребности как в Кыргызской Республике, так и в Таджикистане, как описано в Разделе 2.1, которые приняты за результаты Базового случая, были получены с использованием предположения, которое включало три следующих параметра:

• Повышение тарифов, которое тесно связано с эластичностью спроса по доходу,

• Фактор эластичности дохода, и

• Сокращение потерь электроэнергии со временем.

В данном подразделе анализируется влияние вариаций этих параметров на результаты.

Кыргызская Республика

Были исследованы несколько комбинаций изменения трех ключевых параметров —уровня роста тарифов, значений эластичности доходов и уровня сокращения потерь электроэнергии. Следующая таблица (Таблица 2-17) приводит итоги по выбранным комбинациям вариаций этих трех параметров, где затемненные клетки отражают изменения по сравнению с цифрами базового случая, приведенными в Таблице 2-2 Раздела 2.1.1


CASA-1000 Update 2-18 020913-4SRP-0300-01

Таблица 2-17 Выбранные вариации трех параметров (Кыргызская Республика)

Случай Повышение тарифов

Эластичность дохода Уровень сокращения потерь

Базовый случай

4% в год до 2015 года 0.8 Следующий:

-3% в год до 2012

-2% в год до 2014

-1% в год до 2015

0% далее

Сценарий 1

Нет повышения

Как в базовом случае


Сценарий 2

6% в год до 2015



Сценарий 3


0.7 Как в базовом случае

Сценарий 4



Сценарий 5



На 50% ниже, чем в базовом случае

-1.5% в год до 2012

-1% в год до 2014

-0.5% в год до 2015

0% далее

Сценарий 6



На 50% быстрее, чем в базовом случае

-4.5% в год до 2012

-3% в год до 2014

-1.5% в год до 2015

0% далее

Сценарий 7



Нет сокращения потерь

Сценарий 8



На 50% медленнее, чем в базовом случае

-1.5% в год до 2012

-1% в год до 2014

-0.5% в год до 2015

0% далее

Из результатов моделирования видно, что при Сценарии 7, который представляет собой status quo, то есть при отсутствии увеличения тарифов и сокращения потерь электроэнергии наблюдается самый высокий спрос на всем протяжении прогнозируемого периода (2010-2030). С другой стороны, Сценарий 6 — повышение сокращения потерь — дает самый низкий спрос. Эти результаты проиллюстрированы на Диаграмма 2-6 на следующей странице.


CASA-1000 Update 2-19 020913-4SRP-0300-01

Диаграмма 2-6 Кыргызская Республика – Сценарии самого высокого и самого низкого спроса

Средний уровень роста при сценарии максимального и минимального спроса в сравнении с показателями базового случая представлен ниже в таблице 2-18.

Таблица 2-18 Средний уровень роста (Кыргызская Республика)

Базовый год Сценарий 6 Сценарий 7

2010-2015 2.5% 1.4% 5.1% 2015-2025 2.1% 1.6% 3.6% 2010-2030 2.6% 2.0% 3.9%

Таджикистан

Для Таджикистана также были исследованы несколько комбинаций изменения трех ключевых параметров — уровня роста тарифов, значений эластичности доходов и уровня сокращения потерь электроэнергии. Следующая таблица (Таблица 2-19) приводит итоги по выбранным комбинациям вариаций этих трех параметров, где затемненные клетки отражают изменения по сравнению с цифрами базового случая, приведенными в Таблице 2-6.


CASA-1000 Update 2-20 020913-4SRP-0300-01

Таблица 2-19 Выбранные вариации трех параметров (Таджикистан)

Случай Повышен

ие тарифов

Год Эластичность дохода

Уровень сокращения потерь 2009-

2010 2010-2011

2011-2012

2012-2013


Как планирует БТ 25% 24% 18% 22%

0.8 -0.5% в год до 2020

Сценарий 1 Нет повышения Как в базовом случае


Сценарий 2 +1% повышение, кроме 2010 года Как в базовом случае


Сценарий 3 Как в базовом случае


Сценарий 4 Как в базовом случае 0.9 Как в базовом случае

Сценарий 5 Как в базовом случае Как в базовом случае

На 50% медленнее, чем в базовом случае, например, -0.25% до 2020 года


На 50% быстрее, чем в базовом случае, например, -0.75% до 2020 года


Нет сокращения потерь


На 50% медленнее, чем в базовом случае, поэтому, -0.25% до 2020 года

Как и в Кыргызской Республике, при моделировании для Таджикистана фактически были получены те же самые ситуации: при Сценарии 7, который представляет собой status quo, то есть при отсутствии увеличения тарифов и сокращения потерь электроэнергии наблюдается самый высокий спрос на всем протяжении прогнозируемого периода (2010-2030). С другой стороны, Сценарий 6 — повышение сокращения потерь — дает самый низкий спрос, хотя и дает фактически тот же результат, что и в Сценарии 3 —эластичность дохода 0.7, при этом последний сценарий дает несколько меньший спрос к концу прогнозируемого периода. Эти результаты проиллюстрированы на Диаграмма 2-7.


CASA-1000 Update 2-21 020913-4SRP-0300-01

Диаграмма 2-7 Таджикистан – Сценарии самого высокого и самого низкого спроса

Некоторое снижение спроса в 2010 – 2013 годах, как для базового случая, так и для Сценария 6, происходит за счет довольно существенного повышения тарифов за тот период – т.е. +25%, +24%, +18% и +22% соответственно. Средний уровень роста спроса для трех показанных сценариев (базовый, самый высокий и самый низкий) приведен в Таблица 2-20.

Таблица 2-20 Средний уровень роста (Таджикистан)


Сценарий 6 Сценарий 7

2010-2015 0.4% 0.2% 1.8% 2015-2030 2.1% 2.0% 2.3% 2010-2030 1.6% 1.6% 2.2%

2.4.3 Воздействие чувствительности спроса на избыток

Все сценарии, о которых говорится в предыдущем разделе, дают новые прогнозы потребности. Эти прогнозы были взяты и введены в базу данных модели, заменяя потребность базового случая, и для каждого сценария были определены новые значения избытков.

Сценариями, которые больше всего влияли на избыток, были следующие:

• Сценарий 7 понижает избыток 2016 года в Таджикистане на 18%. Он также понижает избыток Кыргызстана на 47%.

• Сценарий 3 увеличивает избыток в Таджикистане на 4%,

• Сценарий 2 увеличивает избыток в Кыргызстане на 23%.


CASA-1000 Update 2-22 020913-4SRP-0300-01

Полные результаты этих сценариев приведены в Приложении I, примечание I.2.

Эти результаты показывают, как модификация спроса влияет на избыток, когда наращивание генерации не планируется на исследуемый период. Избыток в Кыргызстане больше подвержен изменениям за счет увеличения или снижения спроса.

3

ОЦЕНКА ИМПОРТНОГО ПОТЕНЦИАЛА ПАКИСТАНА


CASA-1000 Update 3-1 020913-4SRP-0300-01

3 ОЦЕНКА ИМПОРТНОГО ПОТЕНЦИАЛА ПАКИСТАНА

Сектор электроэнергетики Пакистана испытывает острую нехватку поставок, что приводит к крупномасштабным отключениям электроэнергии в стране. Колебания цен на международном нефтяном рынке, высокие затраты за счет постепенной отмены субсидий, и проблема кругового долга также усугубляют ситуацию с энергоснабжением в стране.

Правительство Пакистана предпринимает различные меры для решения проблемы нехватки мощностей. Сюда относится расширение и переоборудование существующих станций, введение в строй новых станций – в основном в частном секторе, поощрение возобновляемых источников энергии, развитие арендных электростанций, и закупки электроэнергии у вспомогательных предприятий.

Этот раздел представляет баланс потребности и поставки до 2030 года, с учетом плана расширения генерации и прогноза нагрузок, подготовленных предприятием NTDC.

3.1 Мощность генерации

В конце 2008-09 финансового года общая установленная мощность генерации в стране составляла 20 306 МВт. Доля тепловых, гидро- и ядерных станций распределяется как 13370 МВт, 6474 МВт и 462 МВт, соответственно. Детали роста мощности генерации на период с 2003-04 по 2008-09 приведены в Таблице 3-1 ниже. Чтобы обеспечить последовательность представления данных по странам, приводятся величины установленной мощности.


CASA-1000 Update 3-2 020913-4SRP-0300-01

Таблица 3-1 Установленная мощность генерации по типам (МВт)

Финансовый год, заканчивающийся 30 июня

2003-04

2004-05

2005-06

2006-07

2007-08

2008-09

ТЕПЛОВЫЕ GENCOs 4834 4834 4834 4834 4899 4899Электростанции соединенные с системой PEPCO 5715 5743 5743 5893 6129 6299

Электростанции соединенные с системой KESCL 262 262 262 262 262 262

KESCL принадлежащие GENCO 1756 1756 1756 1756 1756 1910Итого 12567 12595 12595 12745 13046 13370ГИДРО WAPDA 6463 6463 6463 6444 6444 6444Электростанции 30 30 30 30 30 30Итого 6493 6493 6493 6474 6474 6474ЯДЕРНЫЕ CHASNUPP (соединенные с системой PEPCO) 325 325 325 325 325 325

KANUPP (соединенные с системой KESCL) 137 137 137 137 137 137

Итого 462 462 462 462 462 462Общая установленная мощность по стране 19522 19550 19550 19681 19982 20306

На основе той информации, которая имеется у нас, общая установленная мощность на 2009-10 финансовый год составляет 20 731 МВт.

Чтобы получить полную информацию о плане наращивания генерации для оценки баланса поставки и спроса и импортного потенциала, Консультант провел встречи с компанией NTDC (Национальная передающая и распределительная компания) и получил необходимые данные о плане расширения генерации до финансового года 2029-30. План предусматривает наращивание мощности генерации за счет развития электростанций WAPDA (в основном гидростанций), IPPs, Gencos, и арендных мощностей.

В связи с острой нехваткой электроэнергии в стране и для того, чтобы быстро решить проблему дефицита мощности, правительство планирует вводить арендные электростанции в период 2010-2011 годов. Согласно плану наращивания генерации, который был получен у компании NTDC, предусматривается, что около 1100 МВт мощности арендных электростанций будет введено в строй в текущем финансовом году. Ожидается, что эти станции помогут снять проблему дефицита электроэнергии в стране за короткий срок.

Общая годовая планируемая мощность системы генерации на период с 2010-11 по 2029-30, по данным NTDC, приведена в Таблице 3-2 ниже.


CASA-1000 Update 3-3 020913-4SRP-0300-01

Таблица 3-2 Общее наращивание генерации

Год Мощность генерации (МВт) 2010-11 22697 2011-12 23788 2012-13 26279 2013-14 29405 2014-15 33630 2015-16 42350 2016-17 45338 2017-18 50034 2018-19 53284 2019-20 58867 2020-21 63683 2021-22 68349 2022-23 70014 2023-24 70614 2024-25 76214 2025-26 79014 2026-27 83014 2027-28 84014 2028-29 88334 2029-30 N/A

В вышеприведенном плане наращивания генерации, относительно большое увеличение мощности должно произойти в период с 2014 по 2016 год. Это в основном должно произойти за счет ввода в эксплуатацию крупных угольных электростанций в Таре и Карачи. Кроме того, планируется ввести в строй крупные гидроэлектростанции, а именно, Бунджи и Баша в период от 2018-19 до 2021-22 годов. Линия электропередачи CASA в плане расширения генерации планируется к вводу в эксплуатацию в 2016 году. Это говорит о возможности импортирования 1 000 МВт по линии электропередач CASA начиная с. 2016 г.

3.2 Потребность в электроэнергии

Ежемесячное производство электроэнергии, потребности и недовыпуск электроэнергии в гВт в период 2006-07 гг., 2007-08 гг. и 2008-09 гг. показаны на рисунках 3-1, 3-2 и 3-3 соответственно. Эти данные свидетельствуют о минимальном показателе недовыпуска электроэнергии в 2006-2007 гг., Однако в последующие годы, разрыв между спросом и предложением существенно увеличился, вызвав тем самым, острую нехватку эдектроэнергии в 2007-08 гг. и 2008-09 гг.. Рисунок свидетельствует об острой нехватке электроэнергии в летние месяцы, в то время как спрос на электроэнергию значительно возрос.


CASA-1000 Update 3-4 020913-4SRP-0300-01

Рисунок 3-1 Производство электроэнергии, потребности и недовыпуск электроэнергии в 2006-07 гг. (гВт/ч)



CASA-1000 Update 3-5 020913-4SRP-0300-01


Потребность в электроэнергии в Пакистане растет быстрыми темпами за счет роста населения и увеличения спроса во всех секторах экономики. Во время последней встречи с NTDC был получен последний прогноз потребности, составленный компанией NTDC. Этот прогноз потребности представлен в Таблице 3-3 ниже.


CASA-1000 Update 3-6 020913-4SRP-0300-01

Таблица 3-3 Прогноз потребности

Год Спрос на электроэнергию (МВт)

2010-11 21755 2011-12 23491 2012-13 25356 2013-14 27488 2014-15 29513 2015-16 31722 2016-17 33204 2017-18 35618 2018-19 38607 2019-20 41832 2020-21 45257 2021-22 48885 2022-23 52777 2023-24 56863 2024-25 61158 2025-26 65700 2026-27 70396 2027-28 75177 2028-29 80203 2029-30 85532

3.3 Оценка баланса потребности и поставки

Чтобы провести оценку баланса потребности и поставки, необходимо определить имеющуюся мощность. Учитывая, что некоторые мощности генерации будут отключаться на вынужденной или плановой основе, а также снижение параметров мощности генерирующих установок, имеющаяся мощность будет меньше, чем общая установленная мощность. В целом, чтобы справляться с вынужденными или планируемыми отключениями, а также со снижением параметров мощности генерирующих установок, обычно должна быть резервная мощность примерно величиной 20%. Иными словами, если принять резервную мощность 20%, имеющаяся мощность будет на 20% меньше установленной мощности. Следующая таблица (Таблица 3-4) представляет оценку спроса и предложения с учетом установленной и имеющейся мощности и прогноза потребности.


CASA-1000 Update 3-7 020913-4SRP-0300-01

Таблица 3-4 Оценка потребности и поставки

Год Установленная

мощность генерации

(МВт)

Имеющаяся мощность

(МВт)

Прогноз потребности

(МВт)

Избыток/ Недостаток

(МВт)

2010-11 22697 18158 21755 -3597 2011-12 23788 19030 23491 -4461 2012-13 26279 21023 25356 -4333 2013-14 29405 23524 27488 -3964 2014-15 33630 26904 29513 -2609 2015-16 42350 33880 31722 2158 2016-17 45338 36270 33204 3066 2017-18 50034 40027 35618 4409 2018-19 53284 42627 38607 4020 2019-20 58867 47094 41832 5262 2020-21 63683 50946 45257 5689 2021-22 68349 54679 48885 5794 2022-23 70014 56011 52777 3234 2023-24 70614 56491 56863 -372 2024-25 76214 60971 61158 -187 2025-26 79014 63211 65700 -2489 2026-27 83014 66411 70396 -3985 2027-28 84014 67211 75177 -7966 2028-29 88334 70667 80203 -9536 2029-30 Нет Нет 85532 N/A

Вышеприведенная таблица показывает, что в случае если все планируемые мощности будут реализованы, нехватка мощностей генерации будет наблюдаться в период с 2010-11 по 2014-15 годов и затем в период 2023-24 и 2028-29 годов.

На основе прогноза пиковой потребности необходимое количество электроэнергии можно оценить, применяя соответствующий коэффициент нагрузки. Если коэффициент нагрузки системы принимается 65%, потребность в электроэнергии для отдельных лет, скажем для 2015-16, 2020-21 и 2025-26 составит 180 625 ГВт/час, 257 693 ГВт/час и 374 095 ГВт/час, соответственно.

В связи с огромными капитальными затратами и институциональными проблемами есть вероятность, что все генерирующие мощности едва ли будут построены в планируемые сроки. В частности, значительные инвестиции могут потребоваться для сооружения крупных угольных и гидроэлектростанций, что может оказаться проблематичным. Например, во время финансового года 2015-16, планом генерации предусмотрен ввод в эксплуатацию мощности 8900 МВт, что повлечет за собой огромные затраты. Учитывая значительный подготовительный период для строительства этих электростанций, можно предположить, что это обстоятельство также может привести к задержке ввода дополнительной мощности в соответствии с планом. Поэтому, вероятность отсрочки ввода этих объектов нельзя игнорировать.


CASA-1000 Update 3-8 020913-4SRP-0300-01

Следовательно, при таком сценарии сооружение линии CASA, вероятно, будет способствовать решению проблемы нехватки генерирующих мощностей в Пакистане.

Недавние наводнения в стране и их последствия, вероятно, будут оказывать влияние на планы инвестирования в энергетический сектор, что может повлиять и на баланс спроса и предложения, в особенности в кратко- и среднесрочной перспективе.

4

ОЦЕНКА ИМПОРТНОГО И ЭКСПОРТНОГО ПОТЕНЦИАЛА АФГАНИСТАНА


CASA-1000 Update 4-1 020913-4SRP-0300-01

4 ОЦЕНКА ИМПОРТНОГО ПОТЕНЦИАЛА АФГАНИСТАНА

4.1 Оценка генерации электроэнергии

Для того чтобы оценить ситуацию с генерацией электроэнергии, была проведена работа по получению информации о настоящем положении дел в производстве электроэнергии и о планах развития на ближайшую перспективу. На основе имеющейся информации, можно сделать вывод, что для развития энергетических мощностей были приложены немалые усилия в стране, а также с тем, чтобы импортировать электроэнергию из соседних стран. В следующих параграфах приведен предварительный анализ ситуации с генерацией электроэнергии на основе имеющихся в распоряжении данных.

Основными источниками гидроэлектроэнергии, которые вносят свой вклад в снабжение электроэнергией Кабула, являются три гидроэлектростанции, а именно Нагхлу, Махипур и Суроби. ГЭС Нагхлу имеет 4 блока по 25 МВт каждый. Один из блоков ГЭС Нагхлу находится в стадии реабилитации, в то время как остальные продолжают генерировать электроэнергию. ГЭС Суроби недавно была отремонтирована. Она состоит из двух блоков по 11 МВт каждый. ГЭС Махипур имеет 3 блока по 22 МВт каждый, она недавно была отремонтирована и теперь работает на полную мощность.

Помимо упомянутых выше электростанций, которые подают электроэнергию в Кабул, предлагается сооружение еще двух новых ГЭС вблизи Кабула. Одна из станций, а именно Суроби II, находится на реке Кабул и имеет проектную мощность 180 МВт. Предлагается построить еще одну станцию, а именно Багхдара мощностью 280 МВт на реке Пансжир. Суроби II русловая станция, в то время как Багхдара – станция, работающая на сезонном водохранилище. Эти две станции, согласно предыдущим исследованиям, проведенным Консультантом, как представляется, будут технически выполнимыми. Настоящее положение дел по части реализации проектов сооружения этих ГЭС неизвестно. Есть также информация, согласно которой считается, что еще две ГЭС, а именно Кажакай мощностью 52 МВт и Салма мощностью 44 МВт также должны быть вскоре введены в эксплуатацию. Однако положение дел относительно ввода этих станций в строй неясно.

Что касается тепловых электростанций, то стоит упомянуть тепловую станцию Кабульская северо-западная ТЭЦ, которая подает электроэнергию в регион Кабула. Ее установленная мощность составляет около 58 МВт. Однако согласно имеющейся последней информации, работают только 3 из 4, что существенно сокращает ее мощность генерации. Кроме того, дизельная электростанция мощностью 104 МВт недавно была введена в эксплуатацию в Кабуле.

Что касается развития новых генерирующих мощностей, одним из основных объектов является тепловая электростанция Айнак. Она будет угольной электростанцией с номинальной мощностью генерации 400 МВт. Из 400 МВт предусматривается, что 200 МВт будут подаваться в электрические сети, а остальная электроэнергия будет использоваться в для добычи меди. Планируется ввести станцию в эксплуатацию в 2014 -15 году.

В районе Шеберган, как сообщается, найдены небольшие запасы газа. Было определено, что запасов газа хватит для работы электростанции мощностью 100 МВт. Поэтому, возле Шабергана планируется построить тепловую станцию мощностью 100


CASA-1000 Update 4-2 020913-4SRP-0300-01

МВт, чтобы удовлетворять спрос на электроэнергию в северных районах. В зависимости от наличия газа и размеров станции эту станцию также можно считать дополнением к станциям, которые покрывают потребность региона Кабула.

Помимо вышеупомянутых электростанций планируется значительный экспорт электроэнергии из соседних стран. Сюда относится до 300 МВт электроэнергии из Таджикистана, которая будет импортироваться по линии электропередачи при финансировании АБР, которая в настоящее время строится из Сангтуда в Кундуз, Пол-э-Кумри в Кабул. Предусматривается, что эта линия будет введена в строй через 1-2 года, тем самым давая возможность импорта из Таджикистана. Кроме того, планируется импортировать электроэнергию в объеме 300 МВт из Туркменистана. В настоящее время Афганистан импортирует электроэнергию из Узбекистана до 150 МВт, и планируется, что этот уровень будет увеличен до 300 МВт к 2012 году.

4.2 Положение с потребностью в электроэнергии в регионе Кабула и в стране

Кабул с его растущим населением от 4 до 5 миллионов человек сталкивается с острейшей проблемой энергоснабжения из-за многолетней войны и хаоса в стране. Отсутствие развития инфраструктуры энергоснабжения в предшествующие годы также усугубляет проблему энергоснабжения в регионе.

Оказалось, что система энергоснабжения в регионе Кабула и в других городах находится в плачевном состоянии, и для того, чтобы принять имеющуюся мощность в будущем обязательно нужно провести реабилитацию и модернизацию распределительных сетей в регионе Кабула, как и в других регионах. Их существующее состояние существенно ограничивает возможности поставки электроэнергии и представляет собой серьезное препятствие для поставки электроэнергии потребителям. В этом контексте можно добавить, что реализуется ряд инициатив с целью улучшения распределительной сети в Кабуле. Реализуются проекты по реабилитации системы среднего и низкого напряжения города Кабул и установке новых подстанций. Прилагаются усилия по ускорению реализации проектов распределения с тем, чтобы отключения нагрузки в городе были сведены к минимуму. Потребуются аналогичные усилия для реабилитации и модернизации системы распределения электроэнергии и в других районах страны.

На основе данных, которые имеются по нагрузке подстанций, максимальная общая нагрузка в регионе Кабула на 2010 год составила 197 МВт. Однако эта цифра не представляет собой спрос на электроэнергию в Кабуле, так как существенная доля спроса в регионе Кабула может быть не удовлетворена.

Что касается спроса на электроэнергию на будущие годы, ряд прогнозов, которые имелись в наличии, были рассмотрены. Министерство энергетики и водных ресурсов предсказывает, что спрос на электроэнергию в регионе Кабула составит около 500 МВт к 2013 году1. Прогноз спроса, приведенный в Генеральном плане развития энергетического сектора, разработанного Норконсалт, говорит, что Кабулу потребуется 260 МВт и 347 МВт в 2015 и 2020 годах соответственно 2. Прогноз для

1 Отчет о стратегии энергетического сектора для стратегии развития Афганистана, Министерство энергетики и водных ресурсов, апрель 2007 2 Генеральный план энергетического сектора, прогноз нагрузки, Норконсалт, октябрь 2004.


CASA-1000 Update 4-3 020913-4SRP-0300-01

страны в целом составляет цифру 905 МВт на 2020 год. Кроме этих прогнозов спроса, прогноз также делался корпорацией «Global Edison». Этот прогноз спроса был выполнен в 2007 году. Он приводит цифры потребности электроэнергии для региона Кабула 384 МВт и 591 МВт для 2015 и 2020 годов соответственно. Для страны в целом прогноз спроса составляет 761 МВт и 1099 МВт на 2015 и 2020 годы соответственно.

Следует отметить, что самые последние прогнозы корпорации «Глобал Эдисон» 3 рассматриваются как самые надежные источник по сравнению с другими прогнозами, так как компания использует новейшую и достоверную информацию.

4.3 Баланс спроса и поставки

В случае если все существующие электростанции, упомянутые в разделе 4.1, будут реабилитированы и запланированные электростанции будут введены в строй вовремя, внутренняя установленная мощность в Афганистане увеличится до более чем 1400 МВт к 2015 году. Однако с учетом того, что 200 МВт будут потребляться медным предприятием Айнак, электроэнергия, имеющаяся в распоряжении для сети, составит около 1200 МВт. Более того, учитывая, что период освоения ГЭС длинен, представляется, что будет трудно завершить сооружение Суроби II, Багдара, Кажакай и Салма ГЭС до 2015 года. Поэтому в случае если генерирующая мощность этих станций будет исключена, поставка от генерации внутренних станций составит около 644 МВт в 2015 году.

Что касается импорта электроэнергии из соседних стран, если будут введены в строй планируемые линии электропередачи, импортный потенциал повысится до почти 900 МВт к 2015 году. Складывая общую планируемую мощность, имеющуюся для сетей, включая планируемую мощность ГЭС и планируемый импортный потенциал, общая мощность поставки в стране будет около 2100 МВт к 2015 году. Однако в случае если ГЭС будут исключены из-за отсутствия определенности относительно дат их ввода в эксплуатацию, имеющаяся мощность уменьшится до 1544 МВт в 2015 году.

Учитывая прогноз спроса на электроэнергию в стране величиной 761 МВт в 2015 году и принимая во внимание генерирующие мощности, которые будут в наличии в 2015 году в размере 1544 МВт, становится очевидным, что если все планируемые проекты за исключением ГЭС, о которых говорилось выше, и все планы по импорту будут выполнены вовремя, в Афганистане будут наблюдаться излишки мощности около 783 МВт. Если необходимо, эта избыточная энергия может экспортироваться в Пакистан, так как предусматривается, что он будет испытывать нехватку электроэнергии в обозримом будущем.

Важно отметить, что вышеприведенный анализ выполнен на основе установленной мощности электростанций. Имеющаяся мощность ГЭС сильно зависит от водного режима и в силу неопределенности в этом отношении, она будет отличаться от установленной мощности этих станций. Говоря в общем, расходы воды относительно велики летом, что ведет к повышенной генерации в летний период этих станций. Аналогично, из-за вынужденных отключений и малой эффективности, связанных с тепловыми станциями, имеющаяся мощность тепловых станций также будет непостоянной. В общем, имеющаяся мощность будет несколько меньше, чем

3 Спрос нп электроэнергию в Афганистане (2005 – 2025 гг.), Корпорация «Глобал Эдисон» шт.Техас, США


CASA-1000 Update 4-4 020913-4SRP-0300-01

установленная мощность, и будет периодически меняться в зависимости от различных факторов.

Важно отметить, что в связи с настоящей ситуацией в Афганистане и теми ограничениями, которые связаны с финансированием проектов, нельзя игнорировать элемент неопределенности, связанный с прогнозом нагрузки и развитием мощностей. Однако, даже несмотря на неопределенность прогнозов относительно потребностей в электроэнергии и развития мощностей, у Афганистана вероятнее всего будет торговый профицит в 2015 г. и в последующих годах, по крайней мере в течение нескольких следующих лет, особенно в летние месяцы.

4.4 Краткий обзор по контрактам на поставку электроэнергии (PPAs)

В настоящее время Афганистана заключил контракты на поставку электроэнергии со следующими странами:

• Таджикистан;

• Иран; и

• Туркмения.

Ниже представлен краткий обзор этих контрактов на поставку PPAs.

Контракт на поставку с Таджикистаном

Контракт на поставку PPA с Таджикистаном было подписано в июне 2008 г. Этот контракт на поставку был заключено между компаниями «Da Afghanistan Breshna Moassasa» (DABM) и АО Холдинговая компания «Barki Tojik», где контрольный пакет акций находится в руках Правительства Таджикистана.

Контракт на поставку предусматривает минимальный объем и ежегодный график поставки электроэнергии, а также предписывает минимальные обязательства по продаже \ покупке энергии ежемесячно в течение 2010-2014. Четкий план и график поставки определен на апрель и октябрь месяц. На оставшийся период Таджикистан освобожден от жестких обязательств и поставка энергии в остальные месяцы будет осуществляться по мере наличия энергии. В течение 2010 - 2014 гг. минимальные и максимальные четко оговоренные энергобязательства согласно PPA составляют 500 200 000 кВтч и 650 800 000 кВтч соответственно. Кроме того, PPA содержит план и график ежедневных поставки электроэнергии. После 2014 г. стороны должны договориться о поставках кванта гарантированной и негарантированной энергии, которая будет поставлена.

PPA также устанавливает постоянную цену на товар, выраженную в 3.5 цент США за 1 кВтч для за устойчивую, неустойчивую и неплановую энергию необходимую для тестирования до начала проведения коммерческих операций.

Номинальное напряжение для поставки энергии составляет 220 кВ. Линия электропередачи имеет двухцепный конвертер и точки подключения – это подстанция Сангтуда в Таджикистане, а также подстанции Кундуз и Пул-и-Кумри в Афганистане.

Контракт на поставку с Ираном

PPA был подписан в январе 2003 г. между Министерством энергетики Ирана и Министерством энергетики и воды Афганистана. Ему предшествовало другой контракт


CASA-1000 Update 4-5 020913-4SRP-0300-01

на поставку, срок действия которого закончился в марте 2007 г., однако один пункт текущего контракта на поставку был продлен до марта 2016 г..

Согласно PPA, Иран будет ежегодно поставлять в Афганистан по 200 гВтч (+5 гВтч) при максимальной мощности линий электропередач в 90 мВТ. Линии электропередачи включают :

• Торбат Жам на 132 кВ (Иран) – Harat (Афганистан)

• Тайбад на 20 кВ (Иран) – Harat (Афганистан).

В дополнение к вышеупомянутым линиям электропередачи, объединенная линия передачи электроэнергии между Забель (Иран) к Зарнель (Афганистан) может также поставить максимальный объем мощности в 10 МВт.

Что касается стоимости электроэнергии в период с марта 2007 г. по март 2010 г., следует отметить, что цена оставалась прежней согласно предыдущему PPA. Однако, с марта 2010 г. до конца контракта (март 2016 г.) цена поставки составляет 4 цента США за кВтч. Из которых Афганистан обязан платить 3 цента США за кВтч, и 1 цент США за кВтч Иран будет взимать за счет финансовой помощи организации Iran Aid Афганистану.

Контракт на поставку с Туркменией

SNC-Lavalin не получил доступа к информации относительно контракт на поставку между Туркменией и Афганистаном. Однако, мы смогли изучить одну из поправок к PPA и информация представленная ниже была взята из этой поправки.

Контракт на поставку PPA был подписан Министерством Энергетики и промышленности Туркмении и Министерством энергетики и воды Афганистана. Согласно внесенной поправке, Продавец (Туркмения) должна поставить 759 738 176 кВтч энергии в течение октября 2003 г. до декабря 2010 г. по цене - 2 цента США за кВтч. Срок действия данного контракта на поставку истекает в январе 2011 г.

5 СТОИМОСТЬ ПОСТАВКИ


CASA-1000 Update 5-1 020913-4SRP-0300-01

5 СТОИМОСТЬ ПОСТАВКИ

Оценка предположений при определении стоимости поставки

Стоимость поставки для экономического анализа обычно берется из конкретных затрат по проекту или из анализа общего генерального плана страны или региона. Долгосрочные предельные затраты (LRMC) примерно определяются по приведенным затратам поставки.

Как для Таджикистана, так и для Кыргызской Республики никаких последних изменений генерального плана для электроэнергетического сектора не имеется.

Идентифицировано несколько объектов, которые находятся на различных стадиях изучения (например, Рогунская ГЭС, угольная электростанция Фон Ягноб в Таджикистане и ГЭС Камбарата 1 и угольная электростанция Кара Кече в Кыргызской Республике). Однако по сведениям последних или измененных исследований, нет ни величины затрат на разработку этих объектов, ни определения их технических характеристик.

При условии скудости надежной информации, необходимой для расчета долгосрочных предельных затрат (LRMC), цена экспорта была взята как приближенная величина стоимости поставки в Таджикистане и Кыргызской Республике

Таджикистан – Стоимость поставки

Информация об экспорте электроэнергии была получена по данным Статистического Агентства при президенте Республики Таджикистан (http://www.stat.tj/english/home.htm). Кроме того, были рассмотрены цены электроэнергии покупаемой с проектов ГЭС «Сангтуда» I и II а также постоянные операционные и эксплуатационные затраты на электроэнергию с ГЭС «Нурек» и других ГЭС. Цена поставки в Таджикистан составляет около 1.5 цента США\кВтч.

Кыргызская Республика - Стоимость поставки

Информация об экспорте электроэнергии была получена по данным, предоставленным ОАО НЭСК АО «Электрические сети» на конфиденциальной основе.

Оценка стоимости генерации в Пакистане

Цена, которую государственное коммунальное предприятие (NTDC) платит по последним долгосрочным контрактам на производство электроэнергии с электростанциями (IPPs) была использована для приближенной оценки стоимости генерации в Пакистане за период работы линии электропередачи. Стоимость электроэнергии по контракту PPA включает затраты на реализацию проектов по увеличению мощностей и строительству новых ГЭС. Ввиду того, что план развития энергосистемы сейчас находится на стадии разработки, средняя стоимость поставки приближена к долгосрочным предельным затратам.

Были рассмотрены только контракты по производству мазутного топлива и дизельного топлива. Для целей экономического анализа экономическая жизнеспособность проекта исследовалась с использованием значения гарантированной выработки


CASA-1000 Update 5-2 020913-4SRP-0300-01

электроэнергии, оцененной по предельной цене энергии и мощности и не гарантированной выработки электроэнергии, оцененной только по цене энергии. Взвешенная стоимость гарантированной составляет около 13,2 цента США/кВт и не гарантированной энергии около 9,2 цента США/кВт. Цены определялись на основе общей предельной переменной цены и общего предельного тарифа IPPS, рассчитываемых NEPRA по состоянию на 30 июня 2009 года. Анализ чувствительности на более и менее высокую стоимость генерации в Пакистане представлен в Разделе 10.

Оценка стоимости генерации в Афганистане

Стоимость генерации в Афганистане по оценкам, как минимум составляет US$ 0.06/кВт/час, на основе данных, предоставленных DABS. Информация, предоставленная DABS, указывает, что стоимость генерации на электростанции Айнак должна быть US $ 0.06/ кВт/час. При отсутствии любых других надежных данных, эта информация будет использоваться в качестве стоимости генерации в Афганистане.

С точки зрения Консультанта обоснованно и практично считать, что стоимость генерации в Афганистане будет выше, чем приведенная выше цифра. Чтобы отразить этот сценарий, был выполнен анализ чувствительности, который приведен в Разделе 10 (чувствительность 6 в таблице 10-4)

6 ОТБОР ПРОЕКТОВ И ЭКСПОРТНЫЕ ИЗЛИШКИ ЭНЕРГИИ


CASA-1000 Update 6-1 020913-4SRP-0300-01

6 ОТБОР ПРОЕКТОВ И ЭКСПОРТНЫЕ ИЗЛИШКИ ЭНЕРГИИ

Для обеспечения соответствия действительности и адекватности данных были исследованы различные объемы и конфигурации объектов. В данном разделе представлены результаты анализа оптимизации объемов и конфигураций. Кроме того, здесь представлен рекомендуемый объем и конфигурации экспортируемого излишка электроэнергии.

6.1 Оценка оптимального размера объекта

6.1.1 Методология

Для того чтобы определить оптимальный размер объединенной линии электропередачи из Таджикистана в Пакистан, с промежуточным ответвлением в Афганистан, в качестве методологии применялось отношение дохода к издержкам (Д/И) для различных значений пропускной способности (1300 МВт, 1800 МВт, 2300 МВт, 2800 МВт и 3300 МВт), с учетом вклада Таджикистана и Кыргызской Республики. Доходы и издержки были приведены к настоящим значениям в начале года ввода в эксплуатацию проекта, как планируется – это будет начало 2016 года, с применением ставки дисконтирования 10%.

6.1.2 Экспортный потенциал для Афганистана и Пакистана

Были получены значения потенциальных экспортных излишков для каждого случая с помощью моделирования по программе SDDP на 20 лет (2016-2035). Диаграмма 6-1 показывает средние показатели экспортного потенциала для различных величин пропускной способности линии CASA.


CASA-1000 Update 6-2 020913-4SRP-0300-01

Диаграмма 6-1 Средний потенциал экспорта электроэнергии в АФГ & ПАК(1)

1300 МВт 1800 МВт 2300 МВт 2800 МВт 3300 МВт2016 3,023 3,770 4,227 4,652 4,8032017 2,721 3,735 4,316 4,470 4,5092018 3,039 3,891 4,310 4,473 4,5882019 3,144 3,772 4,105 4,212 4,1922020 3,228 3,603 3,929 4,014 4,0112021 3,091 3,418 3,579 3,558 3,5482022 3,014 3,474 3,787 3,773 3,7772023 2,989 3,289 3,438 3,489 3,5002024 2,799 3,012 3,254 3,403 3,4312025 2,462 2,683 2,785 2,808 2,8182026 2,581 2,874 2,964 2,973 2,9732027 2,393 2,728 2,963 2,997 2,9952028 2,097 2,438 2,549 2,562 2,5632029 1,953 2,247 2,410 2,449 2,4492030 1,857 2,134 2,177 2,187 2,1872031 1,653 1,780 1,803 1,802 1,8022032 1,444 1,599 1,596 1,596 1,5962033 1,228 1,341 1,320 1,320 1,3202034 1,052 1,112 1,114 1,114 1,1142035 813 841 841 841 841

ГодСредний потенциал экспорта в АФГ & ПАК в ГВт/час

Важно отметить, что в течение нескольких лет, например на 2021 г., средний потенциал экспорта составит 2 300 МВТ, что превышает возможности линий электропередач больших мощностей линии (при коэффициенте 0.5 % в этом случае). Это связано с тем, что оптимизация экспортного потенциала проведена на весь периода исследования (20 лет). Ввиду того, что модель оптимизации моделирования была рассчитана за весь период, возможно экспортный потенциал имеет меньшие показатели потенциала при наличии больших возможностей, если анализ результатов исследований идет из расчета на один год. Однако оптимизация выгод за весь период, в целом показывает увеличение экспортного потенциала по различным видам мощностей.


CASA-1000 Update 6-3 020913-4SRP-0300-01

6.1.3 Доходы

Для доходов потенциальные излишки электроэнергии были оценены, как описано в разделе 5. Учитывая, что пик нагрузки в Пакистане совпадает с моментом возможности экспорта из Кыргызской Республики и Таджикистана, фиксированная энергия оценивалась по приведенной цене электроэнергии и контрактов, а нефиксированная энергия оценивалась только по цене энергии.

6.1.4 Издержки

Затраты на поставку, рассматриваемые в этом анализе, соответствуют экспорту в Таджикистане и Кыргызской Республике, как описано в Разделе 5.

Сводная информация по инвестициям на передачу для высоковольтной линии постоянного тока между Сангтудой, Кабулом и Пешаваром и линия постоянного тока между подстанциями Датка и Худжанд, внутренние мероприятия по усилению мощностей в странах, а также экологические и социальные затраты показаны в Таблице 6-1. Детальная информация по этим затратам приводится в Приложении I, примечание I.4.Отметим, что на основе анализа, приведенного в разделе 8, линия Датка-Худжанд взята как наиболее целесообразный вариант связи между Таджикистаном и Кыргызской Республикой. Минимальное расхождение между затратами на окружающую среду и социальными расходами определяется как функция мощностей линий электропередач, таким образом, затраты на окружающую среду и социальные расходы были предусмотрены по всем категориям.

Затраты включают элементы ПЗС, затраты на инженерные разработки проекта и непредвиденные расходы. Затраты на Э&ТО рассчитаны как 3% от инвестиционных затрат, в соответствии с опытом консультанта по аналогичным проектам. Они учитывают дополнительные затраты на пересеченную местность и другие местные условия. Таблица 6-1 Всего инвестиционные затраты по проекту для различных объемов в млн.

долларах США

Вариант размера линии

постоянного тока

(МВт)

Компонент линии

постоянного тока,

вкл.электроды

Компонент Линия

высокого напряжения переменног

о тока

Затраты на модернизацию сетей в ТАДЖ, ПАК и АФГ

Экологические и социальные расходы

ВСЕГО

1,300 626 197 34 16 873 1,800 716 197 60 16 989 2,300 758 197 98 16 1069 2,800 881 197 98 16 1192 3,300 909 197 98 16 1220

*: Примечание: всего инвестиции по проекту включают ПЗС, инженерные затраты и непредвиденные расходы


CASA-1000 Update 6-4 020913-4SRP-0300-01

6.1.5 Результаты

Анализ показывает, что имеется очень большое отличие между отношениями Д/И для вариантов 1300 МВт, 1800 МВт и 2300 МВт, как показано в Таблице 6-2.

Таблица 6-2 Экономическая оценка оптимизации размера

Вариант размера линии постоянного

тока (МВт) Доходы\Издержки EIRR (%) Чистый доход

(млн. долл. США)

1300 MW 1.34 16.2% 539

1800 MW 1.38 17.1% 701

2300 MW 1.40 17.5% 786

2800 MW 1.32 16.1% 689

3300 MW 1.31 16.0% 677

Если имеются финансовые ограничения, самой лучшей конфигурацией является линия электропередачи 1300 МВт. Линии электропередачи изготавливаются с определенными типоразмерами и производительность линии величиной 1300 МВт, реально ограничивает пропускную способность величиной, примерно равной 1300 МВт. Возможно построение линии с сечением проводов, которое позволит передавать оптимальную величину электроэнергии (2 300 МВт), но ограничит мощность конвертора высокого напряжения постоянного тока величиной 1300 МВт. Этот вариант примерно добавляет 7% (41 млн.долл.США) к первоначальным затратам по сравнению с минимальными затратами на вариант 1300 МВт (1300 МВТ мощности конвертора при 1300 МВт пропускной способности линии). Это даст возможность гибкости при расширении системы до ‘оптимальных’ 2300 МВт, при этом оставаясь в пределах бюджета.

Однако, концептуальная основа проекта основана на использовании существующей дешевой энергии странами-экспортерами для поставок, объемы которой сократились за период исследования, поэтому предпочтительней построить линию электропередачи проводимостью тока в 1300 МВТ. Наличие этой линии привлечет новых инвесторов в будущем и соответственно увеличится выработка энергии, превысив тем самым возможности проекта CASA по транзиту, и обусловливая необходимость построения дополнительных линий электропередач.

6.2 6.2 Проектные Конфигурации

Основные проектные конфигурации, которые были рассмотрены в ходе исследования, представлены в данном разделе.

6.2.1 Мощность конвертора в Пешаваре

Оценка импортного и экспортного потенциала Афганистана в разделе 4 показывает на наличие возможностей у Афганистана получить необходимый объем энергии для удовлетворения внутренних потребностей и достичь торговый профицит, особенно в течение первых нескольких лет с начала исследования. Ввиду вышесказанного, мощность конвертера на электростанции в Пешаваре составит 1 300 МВТ, также как на электростанции Сангтуда, обеспечив гибкость планирования мероприятий энергосектором Пакистана при поглощении до 1300 МВТ электроэнергии, и сократить долю импорта Афганистана. Если Афганистан не поглощает все 300 МВт импорта, то


CASA-1000 Update 6-5 020913-4SRP-0300-01

эта энергия может подаваться в Пешавар по высоковольтной линии постоянного тока и потребляться Пакистанской энергосистемой. Если Кабульская энергосистема имеет избыток энергии, а энергосистемы Таджикистана/Кыргызстана не способна обеспечить поставку 1 300 МВТ, то Кабул может экспортировать в Пакистан через свою преобразовательную подстанцию. Поэтому за основу показателя базовой конфигурации взяты преобразователи мощностью в 1 300 МВТ для передачи энергии подстанциям Сангтуда и Пешавар, а также посредством конвертеров мощностью 300 МВТ в Кабуле и по линии электропередач в 1 300 МВТ.

Важно отметить, что все конвертеры смогут импортировать и экспортировать энергию. Следовательно, Афганистан будет в состоянии экспортировать любую избыточную энергию в Пакистан, обеспечивая участие в совместных усилиях по импорт энергии в Пакистан в пределах до 1 300 МВТ.

6.2.2 Обратная подача между Пешаваром и Кабулом

В качестве альтернативы преобразовательной станции в Кабуле, поставляющей энергию по высоковольтной линии постоянного тока, многопользовательская договоренность может быть заменена высоковольтной линией постоянного тока с двумя выходами на пользователей между подстанциям Сангтуда и Пешаваром. Энергия предназначенная Кабулу может поставляться через двухцепную ЛЭП 220 кВ из Пешавара назад в Кабул. Вызывая при этом следующие преимущества и неудобства. Преимущества:

• Обратная подача позволит населенным пунктам вдоль маршрута Пешавар-Кабул получать электричество;

• Обратная подача обеспечит Афганистан некоторой гибкостью для экспорта избыточной энергии в Пакистан независимо от того, кто импортирует энергию в Пакистан 1 300 МВТ - Таджикистан или Кыргызская республика.

• Ликвидация преобразовательной станции в Кабуле позволит снизить затраты (вкл. затраты ПЗС, затраты на инженерные разработки владельца, непредвиденные расходы и затраты на высоковольтную линию электропередач постоянного тока на 75 млн.долл.США, а также будет способствовать сокращению расходов на установку электродов в Кабуле на 6 млн.долл. США. Стоимость двухцепной ЛЭП мощностью 220 кВ и протяженностью 260 км от Пешавара до Кабула, через Джалалабад составит около 73 млн.долл. США плюс расходы на протяжение ЛЭП 220 кВ до электрораспределительного устройства в Пешаваре (около 5 млн.долл.США). Таким образом, чистое снижение затрат может составить 3 млн.долл.США. Данные представлены в таблице 6-4, а детали по расходам представлены в Приложении I, примечание I.4.

С другой стороны, были замечены следующие неудобства данной конфигурации;

• Наличие ЛЭП переменного тока между Пешаваром и Кабулом означает что; или энергосистемы Пакистана/Афганистана/Таджикистана/Кыргызстана будут управляться синхронно как единая связанная система; или поставка в Кабул должна осуществляться за счет переключения с поставки, попеременно из Пешавара и из Таджикистана и наоборот.

• Действие линии переменного тока малой мощности 220 кВ параллельно с линией постоянного тока высокой мощности будет вызвать технические проблемы. В случае поломки на линии высокого напряжения на постоянном токе передача энергии между Таджикистаном и Пакистаном автоматически


CASA-1000 Update 6-6 020913-4SRP-0300-01

переключиться на параллельную линию 220 кВ до тех пор, пока высоковольтная линия постоянного тока не будет восстановлена. Несмотря на то, что это предполагает прохождение порядка нескольких десятков циклов, почти наверняка можно ожидать замыкание из-за высокого напряжения на ЛЭП на 220 кВ, которая будет автоматически отключена при перегрузке. Кроме того, ввиду того, что высоковольтная линия переменного тока имеет относительно низкую способность проведения тока, любые отключения электроэнергии в Пакистанской энергосистеме или Таджикистане/Кыргызстане могут привести к существенным колебаниям электроэнергии на ЛЭП на 220 кВ, что в свою очередь приведет к отключения линий на 220 кВ.

• Сегрегированное использование ЛЭП 220 кВ для передачи энергии в Кабул также приведет к техническим проблемам. Северная ЛЭП на 220 кВ для передачи энергии в Таджикистан оценена мощностью в 300 МВТ, однако она может поставлять в Кабул только 200 МВТ из общего объема избыточной энергии из ГЭС «Кундуз» и «Пол-е-Кумри». Поставка общего объема энергии в 300 МВТ в Кабул требует использования ЛЭП в 100 МВТ для поставки из Пешавара. Достижение этой цели без синхронного соединения всей системы ЛЭП вместе требует разделения системы ЛЭП в Кабуле, что требует проведения комплексных мер по переключению ЛЭП и обслуживания всех системных конфигураций. Это в свою очередь неизбежно приведет к негативному влиянию на общую тенденцию надежности поставок в Кабул. В настоящее время Кабульская энергосистема управляется на условиях возможного разделения, чтобы обеспечить беспрепятственный импорт из Средней Азии в Кабул. Несмотря на приемлемость существующей действительности при нынешнем уровне потребностей и объемах поставок в Кабул, данная практика может неизбежно привести к проблемам в будущем, поскольку увеличение нагрузки негативно отразиться на уровне надежности поставок и увеличит расходы в системе передачи энергии.

• Обратная передача энергии по линиям высокого напряжения постоянного тока в Кабул приведет к более высоким системным техническим потерям.

• Для устранения технических проблем, возникающих в результате действия синхронно связанной системы ЛЭП между Пакистаном, Афганистаном, Таджикистаном и Кыргызстаном, необходимо осуществлять обратную передачу из Пешавара в Кабул через конвертер высоковольтной линии постоянного тока. Это позволит осуществить развод синхронной связи между системами Пакистана и Таджикистана/Кыргызстана и предотвратит передачу энергии по высоковольтной линии постоянного тока за счет передачи по линии переменного тока. Стоимость конвертера постоянного тока на 200 МВТ варьируется в диапазоне 25 -30 млн.долл.США. Таким образом, использование конвертера постоянного тока предопределяет более дорогостоящую стоимость проекта, нежели использование линий высокого напряжения постоянного тока (HVDC) с 3 терминалами. Местоположение станции конвертера постоянного тока является менее важно лучше всего определить на самой подстанции.

Обеспечение населенных пунктов энергией вдоль маршрута Пешавар-Кабул маршрута может быть более экономичным, если поставка осуществляется независимо от разводки ЛЭП. Если объем поставок является недостаточно большим, для обеспечения 220 кВ, то сокращение затрат может быть достигнуто за счет поставки по линиям низкого напряжения тока, напр. ЛЭП 110 кВ. Электрификация населенных пунктов вдоль трассы может быть достигнута за счет поставок прямо из Кабула в Джалал-Абад или на границу с Пакистаном. Передача энергии может


CASA-1000 Update 6-7 020913-4SRP-0300-01

осуществляться по дешевым ответвлениям ЛЭП или даже линиям более низкого напряжения тока через распределительные сети из Кабула и Джелалабада.

Этот тип договоренности поставки энергии позволяет трансформировать поставку энергии, в обход целенаправленной поставке энергии в счет использования возможностей Пакистанской энергосистемы. Это важно, особенно ввиду того, что Пакистанская энергосистема сама испытывает недостаток энергии и, может оказаться в положении отсутствия возможности поддерживать поставку в Афганистан.

Обратная подача по простой двухцепной линии 220 кВ в Кабул позволит в ближайшей перспективе решить множество проблем. Однако это требует немедленного решения технических проблем при синхронизации функционирования объединенных энергосистемы Пакистана, Афганистана, Таджикистана и Кыргызстана. В качестве долгосрочной цели объединения и синхронизации энергосистемы в Афганистане, обратная подача энергии будет эффективной только при наличии дополнительный конвертера постоянного тока HVDC в Кабуле или Пешаваре.

Кроме того, необходимо решить проблемы коммерческих потерь, так как энергию в Афганистан нужно будет передавать транзитом через Пакистанскую территорию, чтобы обеспечить обратную подачу в Кабул. Однако, эти вопросы могут быть решены через соответствующие механизмы при заключении договоров.

6.2.3 Возможное добавление четвертого терминала к линии CASA

Также рассматриваются gоследствия добавления четвертого терминала к линии CASA. Это может быть связано с экспортом избыточной электроэнергии из Узбекистана в Пакистан или Афганистан. Техническое обоснование , представленное в виде Приложения I, подытоживает воздействия четвертого терминала на проект. Итоги выводов представлены в данном разделе.

Основные два воздействия добавления четвертого терминала следующие:

- Ограничения по эксплуатации и передаче электроэнергии: эксплуатационные ограничения могут появиться, если не будут приняты определенные меры на начальной стадии проектирования:

- Линия постоянного тока должна иметь соответствующие параметры;

- Должно быть известно расположение четвертого терминала относительно остальных трех, и

- “Роль” каждого терминала должна быть фиксированной (импортер против экспортера).

- Затраты: если сооружение четвертого терминала подтвердиться, тогда все меры должны быть проведены на начальной стадии проектирования. Самое большое влияние на затраты будет заключаться в повышении мощностей высоковольтных линий постоянного тока, чтобы принимать дополнительную электроэнергию, которая будет подаваться к/отводиться от четвертого терминала.

Единственная планируемая система с несколькими терминалами (Квебек - Новая Англия) была в конечном итоге ограничена тремя терминалами из-за проблем с эксплуатацией, (и она работает в основном как система с двумя терминалами), и с тех пор в мире не было опыта по проектированию и сооружению схем высоковольтных линий постоянного тока с несколькими терминалами. Реализация схемы с четырьмя


CASA-1000 Update 6-8 020913-4SRP-0300-01

терминалами для проекта CASA, поэтому, будет представлять собой новую веху в передаче электроэнергии по высоковольтной линии постоянного тока.

Для целей настоящего проекта рекомендация компании SNC-Lavalin состоит в том, чтобы число терминалов было ограничено двумя или тремя.

6.3 Краткий обзор проектных вариантов

Диаграмма рекомендуемых вариантов представлена на рисунке 6-2.

Рисунок 6-2 Диаграмма рекомендуемых CASA проектов

Таблица 6.3 содержит результаты анализа различных проектных размеров, рекомендуемых на основе исследования сети объединенных энергосистем Таджикистан-Афганистан-Пакистан в рамках Технического задания для технико-экономического обоснования. Подробная информация по затратам представлена в приложении I, примечание I.4.


CASA-1000 Update 6-9 020913-4SRP-0300-01

Таблица 6-2 варианты анализа для оптимизации проектных размеров проектов

# Вариант Всего затраты

(млн.долл. США)

Соответствующий раздел

1 3 терминала l 1,300-300-1,300 873 6.2.5 2 3 терминала 1,800-300-1,800 989 6.2.5 3 3 терминала 2,300-300-2,300 1069 6.2.5 4 3 терминала 2,800-300-2,800 1192 6.2.5 5 3 терминала 3,300-300-3,300 1220 6.2.5

В дополнение к размерам проектов, были исследованы различные проектные конфигурации. Эти конфигурации представлены в таблице 6-4.

Таблица 6-3 Проектные конфигурации на основе анализа объединенных ВЛЭП постоянного тока 1,300 мВт Таджикистан-Афганистан-Пакистан

# Вариант Всего

затраты (мл.долл.США)

Краткий обзор

A

Рекомендуемый вариант:

3 терминала 1,300-300-1,300

873

Обеспечивает гибкость для Пакистана в плане поглощения любого объема избыточной энергии Афганистана до 1 300 МВТ, что считается оптимальным вариантом по результатам оценки импортного потенциала, представленного в разделах 3 и 4.

B 3 терминала

1,300-300-1,000 858

Наиболее экономически выгодный вариант, несмотря на то, что предполагает меньше гибкости по сравнению с вариантом A.

C

3 терминала 1,300-300-1,300 с линией 2,300

мВт

913

Обеспечивает гибкость и возможность дополнительной выработки энергии, хотя это не рекомендуется, поскольку проект основан на использовании существующей дешевой энергии в странах-экспортерах для поставки странам-импортерам. Кроме того, запасы дешевой энергии сократились уже в период исследования.

D 2 терминала с обратной подачей

870

Обеспечивает электрификацию населенных пунктов в местности между Кабулом и Джелалабадом. Однако, не рекомендуется постоянная сегрегация северных и южных энергосистем Кабула, так как это требует использования конвертера постоянного тока и соответственно увеличивает затраты.

E 4 терминала объединенных энергосистем

n/a

Подразумевает ограничения на техническую оперативность ЛЭП и передачу энергии, а также влечет большие затраты, поскольку 4 терминала в объединенной схеме ВЛЭП постоянного тока ранее не использовались.

Стоимость проекта включает ПЗС, расходы на инженерные разработки владельца, непредвиденные затраты, расходы на модернизацию, а также экологические и социальные расходы.


CASA-1000 Update 6-10 020913-4SRP-0300-01

Таблица 6-5 представляет краткий обзор сценариев проекта, которые были исследованы анализа объединенной энергосистемы Кыргызстана и Таджикистана.

Таблица 6-4 Проектные сценарии на основе анализа объединения высоковольтных линий переменного тока для Кыргызстана-Таджикистана

# Вариант Всего затраты Раздел

i Датка-Худжант 197 8.6 ii Датка-Сангтуда 288 8.6

Стоимость проекта включает ПЗС, расходы на инженерные разработки владельца, непредвиденные затраты

6.4 Экспортируемые излишки

Диаграмма 6-3 показывает месячное распределение экспортируемых излишков по линии CASA с мощностью конверторов 1300 МВт в Таджикистане, 300 МВт в Афганистане и 1300 МВт в Пакистане за первые четыре года (2016-2019).

Экспортируемые излишки определены с использованием ограничений по координации работы водохранилищ в летние месяцы, что повышает гибкость при использовании преимущества большего объема Токтогульского водохранилища без существенного изменения эксплуатации Нурекского водохранилища. Эти ограничения не приводят к появлению проблем для прибрежных стран. Это фиксирует объемы электроэнергии, имеющиеся для экспорта, в особенности в межсезонье, что увеличивает преимущество в целом. Дополнительные подробности по летней координации приведены в Приложении I, примечание I.3.


CASA-1000 Update 6-11 020913-4SRP-0300-01

Диаграмма 6-3 Месячное распределение экспортируемых излишков (1300 МВт)

Экспорт концентрируется в течение пяти месяцев летом, с мая по сентябрь. (Вклад апреля минимален). Пик приходится на июль, когда в Нуреке наблюдается самый высокий приток в среднем. Вклад Кыргызской Республики в основном приходится на май и сентябрь. При совместной работе систем и скоординированной оптимизации работы Нурека и Токтогула имеющиеся излишки могут распределяться на пять месяцев вместо трех. Токтогул сдвигает генерацию на начало и конец лета, а Нурек генерирует в июле и августе. Таким образом, можно избежать сброса в июле и августе за счет того, что Токтогул не будет оптимизировать свою генерацию в эти месяцы, когда исторически наблюдается самый высокий приток.

Анализ доступности гарантированной энергии в течение пиковых часов летнего периода

Было проведено исследование для оценки объема гарантированной энергии, доступной для экспорта в течение пиковых часов летнего периода по линию CASA 1 300 МВТ. Были рассмотрены две альтернативные возможности доступные во время пиковых часов: 4 часа и 2.4 часа.

Было замечено, что гарантированный экспорт в Пакистан через линию CASA превышает 80% (1 040 МВТ) в течение 4 месяцев летнего периода в течение первых трех лет продолжительностью в 4 пиковых часа и в течение первых 5 лет, если продолжительность составляет 2.4 пиковых часов. В течение последующих лет, с увеличением объема и без плана расширения производства энергии, продолжительность гарантированного экспорта сокращается.


CASA-1000 Update 6-12 020913-4SRP-0300-01

Можно гарантировать с 95%-ой долей вероятности, что экспорт, по крайнем мере, 1 000 МВТ в течение пиковых часов летнего периода возможен первые несколько лет проектного периода. Затем можно говорить об увеличении объемов экспорта энергии за аналогичный период следующего сезона проектного периода в пиковые часы летом за счет увеличения объема производств энергии.


CASA-1000 Update 7-1 020913-4SRP-0300-01


В связи с последними наработками, которые произошли в регионе, трасса прокладки, которая была рекомендована в первоначальном исследовании, была пересмотрена. Результаты этого пересмотра подытожены в настоящем разделе, при этом особое внимание уделялось пространственным ограничениям в районе перевала Саланг, а также наличию места для расположения предлагаемых конверторных станций в районе Сангтуда-II и Пешавара. Рисунок 7-1 представляет собой профессиональную карту разметок прокладки линии электропередач высокого напряжения постоянного и переменного тока.

Рисунок 7-1 Предлагаемая трасса прокладки линии электропередачи по проекту CASA


CASA-1000 Update 7-2 020913-4SRP-0300-01

7.1 Трасса прокладки линии электропередачи высокого напряжения постоянного тока

Было выполнено кабинетное исследование следующих участков трассы и абонентских терминалов, при этом особое внимание уделялось участку Кабул – Пешавар линии электропередачи постоянного тока. С учетом соображений безопасности, таких как разминирование, а также требований, предъявляемых к эксплуатации и техническому обслуживанию в части доступа к линии для целей проведения ремонтных работ и техобслуживания, та трасса прокладки линии, которая была рекомендована в первоначальном исследовании, сочтена наиболее подходящей. Подробная информация о трассе прокладки линии высокого напряжения и постоянного тока представлена в Приложении C.

7.1.1 Пространственные ограничения на перевале Саланг

Варианты прокладки трассы линии высокого напряжения постоянного тока в пределах перевала Саланг ограничены. Большая часть существующей полосы отчуждения уже использована под существующую ЛЭП 220 КВ. Более точное планирование существующего места станет возможным только после детального исследования местности. Такое детальное исследование обычно определяется как часть контракта на строительство объекта под ключ и выполняется квалифицированной изыскательской компанией, занимающейся сооружением надземных линий электропередачи.

Однако на данной стадии, в соответствии с той информацией, которая имеется по результатам изучения этой площадки, выполненного в рамках работ по фазе 2 первоначального исследования, около 7 км существующей ЛЭП 220 кВ с двойным контуром ограничивает прокладку линии электропередачи высокого напряжения постоянного тока в районе перевала Саланг.

Предусматриваются несколько вариантов для расположения предлагаемой линии высокого напряжения постоянного тока:

• Перенести существующую ЛЭП 220 кВ ближе к горам на стальных трубчатых опорах с изолированными плечами и более короткими пролетами, чтобы ограничить раскачивание проводов; и проложить предлагаемую линию высокого напряжения постоянного тока также на стальных трубчатых опорах, но ближе к туннелю.

Сметная стоимость переноса 7 км ЛЭП 220 кВ с двойным контуром на трубчатые опоры с уменьшением среднего пролета до 275 м по оценкам составляет 600000 долларов США на километр. Общие инвестиции, по оценкам, предусматриваются в сумме 4,2 миллиона долларов США. Следует отметить, что потребуется отключение обоих контуров ЛЭП 220 кВ на время сооружения опор и переноса линии. Существующие провода и некоторые другие материалы можно использовать повторно, бывшие в употреблении решетчатые стальные опоры можно погрузить и перевести на склад для будущего их использования в качестве запасных опор.

• Если перенос ЛЭП 220 кВ не даст достаточный коридор для размещения опор для линии высокого напряжения постоянного тока, пролеты могут быть укорочены, чтобы снизить раскачивание проводов и тем самым сузить требуемую минимальную полосу отчуждения для проектируемой линии. В этом варианте для линии высокого напряжения постоянного тока могут также использоваться решетчатые стальные опоры с узким основанием.


CASA-1000 Update 7-3 020913-4SRP-0300-01

• Если же существующий коридор окажется слишком узким в некоторых местах и вышеописанные два варианта не смогут быть использованы, тогда можно рассмотреть возможность подземной прокладки части существующей ЛЭП 220 кВ. Это даст возможность использовать существующую полосу отчуждения ЛЭП 220 кВ для проектируемой линии высокого напряжения постоянного тока. В этом случае на обоих концах подземного участка понадобятся разрядники для защиты от искровых перенапряжений и кабельные муфты. Требуемая длина существующей ЛЭП, которая понадобится для подземной прокладки, может быть определена только после детального исследования квалифицированным персоналом изыскательской компании, занимающейся сооружением надземных линий электропередачи.

Предусматривается, что понадобится проложить под землей примерно 7 км существующей воздушной ЛЭП 220 кВ с двойным контуром, чтобы использовать существующую полосу отчуждения ЛЭП 220 кВ для прокладки предлагаемой линии электропередачи высокого напряжения постоянного тока. Бюджет, по оценкам, для необходимого для этого кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена на 220 кВ (XLPE) составляет 2 миллиона долларов США на километр, с учетом оборудования терминалов. Общие дополнительные инвестиции, согласно оценкам, предусматриваются в сумме 28 миллионов долларов США для варианта, о котором говорится выше.

Чтобы реализовать этот вариант, также потребуется отключение контуров ЛЭП 220 кВ.

Все существующие материалы линии и стальные решетчатые опоры ЛЭП можно демонтировать, соответствующим образом упаковать и в дальнейшем использовать в качестве запасных материалов/опор.

7.1.2 Альтернативный путь для обхода перевала Саланг

На рисунке 7-2 линией красного цвета был отмечен возможный альтернативный путь для обхода перевала Саланг. Однако, этот альтернтаивный путь ведет к увеличению протяженности линий электропередач от 150 до 200 км и общая стоимость проекта соответственно возрастает на 50 - 65 млн. долл. США.


CASA-1000 Update 7-4 020913-4SRP-0300-01

Диаграмма 7-2 Выделенный красным путь для обхода перевала Саланг 7.1.3 Наличие места для предлагаемых конверторных станций в Сангтуде-II и

в Пешаваре

Как указывается NTDC, существующая подстанция 500 кВт Шейх Мухаммади имеет ограничение по части будущего расширения полосы отчуждения для дополнительных линий. Это показано на Диаграмме 7-3. NTDC предлагает сооружение новой подстанции (Пешавар Новая) в подходящем мете, расположенном поблизости, для запитки сетей 500кВт и 220кВт PESCO. Оценка затрат была пересмотрена с учетом 10 км 500 кВт линий, которые будут подходить и отходить от подстанции Пешавар Новая с подключением их к существующей линии 500кВт.

Предлагаемое место размещения конверторной станции в Сангтуде II показано на Фотографии 7-4. По причине вторжения частных земель рекомендуется зарезервировать площадку для будущего сооружения конверторной станции.

7.2 Трасса прокладки линии электропередачи высокого напряжения постоянного тока (Кыргызстан – Таджикистан)

Детали трассы прокладки линии электропередачи высокого напряжения постоянного тока 500 кВ между подстанциями Датка и Худжанд были разработаны как часть первоначального ТЭО по проекту CASA-1000 и показаны в Приложении D.


CASA-1000 Update 7-5 020913-4SRP-0300-01

Диаграмма 7-3 Существующая подстанция Пешавар с ограничениями полосы отчуждения


CASA-1000 Update 7-6 020913-4SRP-0300-01

Диаграмма 7-4 Предлагаемое место размещения конвертора на подстанции Сангтуда-II

8 ОЦЕНКА ПОТРЕБНОСТЕЙ СУЩЕСТВУЮЩИХ СЕТЕЙ


CASA-1000 Update 8-1 020913-4SRP-0300-01

8 ОЦЕНКА ПОТРЕБНОСТЕЙ СУЩЕСТВУЮЩИХ СЕТЕЙ

Были собраны данные по требованиям передачи по сетям Таджикистана, Афганистана и Пакистана. Результаты оценки включают (i) анализ существующего распределения нагрузок, по мере необходимости, (ii) оценку модернизации линий электропередачи в каждой сети, и (iii) специальное исследование обмена нагрузки в случае, когда Таджикистан импортирует электроэнергию из Кыргызской Республики для дальнейшего экспорта через высоковольтную линию постоянного тока.

8.1 Требования по передаче электроэнергии существующей сети в Таджикистане

Методология

На основании данных, приведенных в отчете Jacobs и в отчете по внутренней сети Таджикистана, составленного Азиатским Банком Развития (отчет АБР), анализ пропускной способности сети высокого уровня 500/220 кВ Таджикистана по передаче энергии по проекту CASA в Сангтуду выполнен с помощью следующих шагов:

• Определение места и уровней основных центров нагрузки.

• Идентификация основных генераторов и их обычных производительностей.

• Составлена схема сети высокого уровня Таджикистана путем идентификации основных коридоров передачи 500/220 кВ.

• Идентификация доминирующих направлений нагрузок.

• Анализ примерных величин потоков электроэнергии в пределах сети Таджикистана для различных вариантов проекта CASA.

• Рекомендация соответствующих консервативных мер модернизации для сети Таджикистана 220/500 кВ по каждому из вариантов проекта CASA.

На основании анализа этих данных были использованы следующие основные предположения для оценки потребностей передачи существующих сетей:

• Сети Узбекистана и Таджикистана не соединены и не обмениваются энергией в настоящее время.


Общая оценка после изучения исходных данных такова:

• Доминирующие потоки в Таджикистане до ввода в строй объекта CASA – с юга на север.

• Основной объем генерации приходится на электростанции Нурек (3000 МВт) и Сангтуда I и II (890МВт).

• Потребность Таджикистана сконцентрирована в столице – городе Душанбе.

• Электроэнергия, генерируемая на электростанциях Сангтуда I и II, подается через коридор 220 кВ в центр нагрузки Душанбе.

• Электроэнергия, генерируемая на Нурекской ГЭС, отводится через коридор 500 кВ на подстанцию Регар и затем в Душанбе.


CASA-1000 Update 8-2 020913-4SRP-0300-01

• После проведения высоковольтной линии постоянного тока, экспорт электроэнергии из Таджикистана в Афганистан будет осуществляться через линию электропередачи пропускной способностью 220 кВ Сангтуда – Кундуз и Пол-e-Хуми, а также ЛЭП с двойным контуром через Пол-е-Хумри в Кабул. Эта объединенная система рассчитана на 300 МВТ, однако это имеет большее отношение к мощностям ЛЭП в Сангтуда. Длина этого участка ЛЭП от Кумри до Кабула составляет около 200 км. При такой длине максимальная безопасная нагрузка составляет 2x волновых скачка на ЛЭП пропускной способностью 125 МВТ или 250 МВТ. Принимая во внимание, что длина участка ЛЭП от Сангтуда до Пол—е-Кумри составляет 265 км., максимальная способность поставки энергии в Кабул составляет около 200 МВТ.

• Рисунок 8-1 представляет блок-схему для передачи энергии по высоковольтным линиям переменного тока между Сангтуда, Нурек и Душанбе за рамками проекта CASA. Важно отметить, что большая часть энергии поставляемой в центр потребления электроэнергии в Душанбе, должна передаваться из Нурека и Сангтуда.

Рисунок 8-1 Диаграмма энергопотока между подстанциями Нурек и Сангтуда и потребление электроэнергии в Душанбе вне проекта CASA

• Как только объект CASA будет введен запущен, после ввода чистый объем электроэнергии на подстанции Сангтуда будет равен электроэнергии, выработанной на электростанциях Сангтуда I и II за минусом экспорт 220 кВ/200МВт в Афганистан и электроэнергии, передаваемая по высоковольтной линии постоянного тока CASA.

• Рисунок 8-2 представляет блок-схему для передачи энергии по линиям высокого напряжения между Сангтуда, Нурек и Душанбе в рамках проекта CASA. Этот “энергообмен” определяет коэффициент нагрузки в Душанбе на линиях высокого напряжения переменного тока 500 кВ HVAC между Таджикистаном и Кыргызстаном за счет энергии вырабатываемой на электростанциях Сангтуда и Нурека. Эта вырабатываемая энергия будет экспортироваться по высоковольтным линиям переменного тока проведенным между Таджикистаном, Афганистаном и Пакистаном. Важно отметить, что


CASA-1000 Update 8-3 020913-4SRP-0300-01

потребность в передачи энергии на участке ЛЭП между Нурек/Сангтуда и Душанбе в рамках CASA проекта сократилась по сравнению с потребностью за рамками проекта CASA.

Рисунок 8-2 Энергообмен между подстанциями Нурек и Сангтуда и центрмо потребления электроэнергии в Душанбе по проекту CASA

• После тщательного изучения данных PSS/E в отчете АБР “Таджикистан: реабилитация энергосектора Фаза II”, передача энергии между Нуреком и Сангтуда, главным образом, осуществляется по эквивалентной объединенной ЛЭП пропускной способностью 2x276 МВТ = 552 МВТ вместо двух отдельных ЛЭП мощностью 220 кВ. 1. Есть основания предполагать, что другие параллельные линии между Нуреком и Сангтуда, также способствуют усилению технических возможностей системы по передаче энергии между этими двумя подстанциями.

• По данным “Предварительного технико-экономического обоснования по проекту линии электропередачи Центральная Азия – Южная Азия (CASA –1000)”, датированного декабрем 2007 года, протяженность линии между подстанцией Нурек и подстанцией Сангтуда составляет 80 км.

Таблица, приведенная ниже, показывает мощность, которую нужно передать на подстанцию Сангтуда, дефицит по передаче существующей сети и рекомендуемые меры по модернизации между подстанциями Нурек и Сангтуда для различных вариантов линии CASA.

1 В данном анализе не рассматривался критерий безотказности ‐1.


CASA-1000 Update 8-4 020913-4SRP-0300-01

Таблица 8-1 Предлагаемая модернизация сети высокого уровня Таджикистана для различных вариантов проекта CASA

Пропускная способность

линии Передача

Нурек-Сангтуда Дефицит передачи Предлагаемая модернизация

1300 610 58 220кВ один контур

1800 1110 558 500 кВ один контур

2300 1610 1058 500 кВ двойной контур



Таджикистан предложил на рассмотрение ряд вариантов для передачи энергии. Консультант рассмотрел эти предложенные варианты и рассчитал ориентировочную стоимость модернизации сетей, чтобы обеспечить эффективную передачу энергии по проекту CASA на основе конфигураций, первоначально предложенных в рамках первого исследовании CASA-1000.

8.2 Требования по передаче электроэнергии существующей сети в Кыргызской Республике

Энергосистема Кыргызской Республики может поставить до 1000 МВт на подстанции Датка без существенных затрат по модернизации внутренней энергосистемы переменного тока. От подстанции Датка этот объем электроэнергии может быть поставлен в Таджикистан либо по линии 500кВ в Худжанд, или напрямую по линии 500 кВ в Сангтуду.

8.3 Требования по передаче электроэнергии существующей сети в Афганистане

Сеть 220 кВ в Афганистане в Кабуле находится на ранней стадии своего развития и в основном является распределительной системой в данное время. Возможности распределительной системы ограничены, поскольку большая часть этой сети нуждается в ремонте и реабилитации. Модернизация, нужная для того, чтобы принять импорт из Таджикистана, необходима независимо от того, будет ли построена объединенная линия электропередачи, так как энергия должна приходить либо по этой линии, либо от источников местной генерации. Поэтому затраты, которые связаны с такой модернизацией, являются внешними по отношению к экономической жизнеспособности линии электропередачи.

Чтобы включить конверторную станцию в существующую сеть передачи/распределения в Кабуле, при оценке затрат было учтено 10 км линии с двойным контуром 220 кВт.

8.4 Требования по передаче электроэнергии существующей сети в Пакистане

На основе анализа нагрузок, проведенного во время первоначальной оценки линии высокого напряжения постоянного тока, Сеть Пакистана в Пешаваре может принять всю мощность, которая должна подаваться через объединенную линию электропередачи постоянного тока по проекту CASA без дополнительных затрат по


CASA-1000 Update 8-5 020913-4SRP-0300-01

модернизации их энергетических систем переменного тока с тем, чтобы обеспечить уровень импорта 1 000 Мвт. Если увеличить величину импорта в Пакистан до 2000 МВт, тогда потребуется дополнительная линия 500 кВ из района Пешавара. Это может быть ЛЭП 500 от Пешавара до Гази Брота, как было исследовано в отчете по Фазе I. Однако, если импорт будет удерживаться на уровне 1 000 МВт, то необходимо будет обеспечивать дополнительные 1 000 МВт за счет генерации на юге страны. Это наверняка потребует дополнительной мощности передачи с юга на север и обойдется дороже, чем модернизация на выходе из Пешавара. Поэтому модернизация системы 500 кВ в Пешаваре считается частью общей модернизации системы, и непосредственно не связана с модернизацией по проекту сооружения объединенной линии электропередачи.

Ограничения доступа к подстанции Пешавар из-за существующих линий 500 кВ и 220 кВ будет означать, что конверторная станция должна быть расположена не в месте этой подстанции, и должна быть соединена с подстанцией Пешавар с помощью линий 500 кВ. Это было учтено при оценке затрат за счет учета 10 км линии 500 кВ с двойным контуром, нужной для того, чтобы соединить конверторную станцию и существующие линии.

8.5 Передача электроэнергии между Кыргызской Республикой и Таджикистаном

Два варианта поставки электроэнергии из Кыргызской Республики в Сангтуду будут изучены в окончательном отчете. Первый вариант – это поставка электроэнергии по выделенной линии непосредственно от Датка до Сангтуды. Второй вариант – это поставка электроэнергии от Датка в Худжанд по выделенной линии с использованием внутренней сети Барки Точик для передачи энергии к Сангтуде. Второй вариант, по сути является обменом электроэнергией с подстанции Сангтуда, которая обычно обслуживает нагрузку северо-востока Таджикистана с поставкой энергии из Кыргызской Республики в Худжанд.

Анализ линии Датка – Худжанд - 500 кВ / 1000 МВт

После изучения исходных данных можно видеть, что потребность в Душанбе обычно выше, чем та электроэнергия, которая импортируется из Таджикистана в Кыргызскую Республику через линию Датка-Худжанд. Эта линия предназначена для того, чтобы снизить нагрузку с юга на север. Такое сокращение нагрузки приводит к тому, что большая доля электроэнергии, генерированной на Нурекской ГЭС и Сангтуде, может экспортироваться через объединенную линию электропередачи по проекту CASA. Этот вариант называется вариантом обмена электроэнергией, при котором импорт электроэнергии на север, где имеется высокая потребность, заменяется экспортом электроэнергии на юге, где имеется высокая генерация. При таком варианте Таблица 4-2 выше, где перечислены мероприятия по модернизации линий передачи, также действительна.

Анализ линии Датка – Сангтуда - 500 кВ / 1000 МВт

Предварительная оценка высокого уровня линии Датка – Сангтуда показывает, что:

• Протяженности линии примерно на 40 - 50% больше, чем протяженность линии Датка - Худжанд.


CASA-1000 Update 8-6 020913-4SRP-0300-01

• Чтобы передавать 1000 МВт по линии 500 кВ / 670 км, вероятно, понадобится компенсация линии (последовательно и параллельно) и одна промежуточная подстанция.

С точки зрения внутренней сети Таджикистана соединение Датка напрямую с подстанцией Сангтуда, возможно, потребует более значительной модернизации системы переменного тока в Таджикистане по сравнению с вариантом соединения Датка – Худжанд. Приток электроэнергии на подстанцию Сангтуда из Кыргызстана лишь добавит нагрузку в преобладающем направлении юг-север и усугубит существующую проблему нехватки мощности передачи. Непосредственное соединение Датка к Сангтуде не имеет преимущества разделения нагрузки в Душанбе из Кыргызстана и последующего снижения требований по передаче электроэнергии между Нуреком и Сангтудой и Душанбе (так называемый обмен энергией). Стоимость и потери при передаче электроэнергии по обоим вариантам сведены в Таблицу 8.2 при следующих предположениях:

• Линия Датка – Сангтуда на 40 процентов длиннее, чем линия Датка –Худжанд.

• Для линии Датка – Сангтуда требуется одна промежуточная подстанция.

• Потери рассчитаны при нагрузке линии величиной 1000 МВт при коэффициенте нагрузки 0.95.

Таблица 8-2 Варианты линии между Кыргызской Республикой и Таджикистаном – Оценка затрат и потери при передаче электроэнергии

Вариант линии Кыргызстан - Таджикистан Затраты Потери при передаче

Млн. долларов США МВт

Датка - Худжанд 197 13 Датка - Сангтуда 288 18

Стоимость проекта включает стоимость ПЗС, затраты на инженерные разработки владельца и непредвиденные расходы.

Учитывая очевидные преимущества варианта линии Датка – Худжанд, этот вариант будет взят за основу для экономического анализа и оценки стоимости проекта. Смотрите, пожалуйста, раздел 9, где приведен подробный анализ затрат для линии электропередачи Датка – Худжанд.

Существует ряд контрактных и эксплуатационных проблем, которые необходимо решить, в случае если будут использоваться внутренние сети Барки Точик для передачи электроэнергии от Худжанда до Сангтуды. Контрактные проблемы в основном связаны с учетом электроэнергии, подаваемой в Барки Точик из Кыргызской Республики, и эквивалентной электроэнергии, которая подается в линию CASA. Потребуется дополнительная координация, чтобы обеспечить соответствующие потоки энергии в те моменты времени, когда электроэнергия будет подаваться по линии Датка – Худжанд.

Как уже говорилось выше, строительство специальной дополнительной линии связано со значительными затратами. Помимо преимуществ, связанных с тем обстоятельством, что можно избежать дополнительных потерь электроэнергии в специально выделенной линии, при обмене электроэнергией в системе Барки Точик будет меньше потерь.

9 СТОИМОСТЬ ПРОЕКТА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАТРАТ ПО СТРАНАМ


CASA-1000 Update 9-1 020913-4SRP-0300-01

9 СТОИМОСТЬ ПРОЕКТА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАТРАТ ПО СТРАНАМ

В ходе исследования были проанализированы различные проектные размеры и конфигурации. Данный раздел рассматривает стоимость проекта и распределение затрат только для рекомендуемого проекта. Другие альтернативные варианты проектам, которые также были проанализированы в процессе изучения и отбора рекомендуемого проекта, представлены в разделе 6, и стоимость этих альтернативных проектов изложена в Приложении I, примечание I.4.

В этом отчете ТЭО даны новые цифры затрат на сооружение объединенной высоковольтной линии электропередачи постоянного тока между Таджикистаном, Пакистаном и Афганистаном, а также линии электропередачи переменного тока между Кыргызской Республикой и Таджикистаном. Эти затраты представлены следующим образом:

• Линия электропередачи высокого напряжения постоянного тока (Таджикистан – Афганистан – Пакистан);

• Линия электропередачи высокого напряжения переменного тока (Кыргызская Республика - Таджикистан); и

• Общие затраты по проекту в целом (Линия электропередачи высокого напряжения постоянного тока + Линия электропередачи высокого напряжения переменного тока), в том числе непредвиденные затраты, стоимость инженерных разработок владельца и затраты на модернизацию энергосистем, а также экологические и социальные затраты.

Проектные затраты, представленные в этом разделе, представляют собой результат "наилучшей оценки", основанной на анализе и адаптации к текущему состоянию рынка энергоресурсов. Эти расчет могут меняться в зависимости от изменчивости самого рынка и отдельных его факторов.

Оценка затрат по проекту определена на основании следующих затрат:

• Стоимость работ по переносу 750 км высоковольтных линий постоянного тока пропускной способностью 500 кВ с потенциалом преобразования тока 1300 МВТ в Сангтуда, 300 МВТ тока в Кабуле и 1300 мВт тока в Пешаваре.

• Стоимость работ по переносу существующей ЛЭП 220 кВ ближе к горам на стальных трубчатых опорах с комплексными распределительными устройствами при соблюдении более коротких промежутков для сокращения колебаний проводника; и прокладка высоковольтной линии постоянного тока на стальных трубчатых опорах (вариант 1 из этих трех предложенных вариантов в разделе 7.2) включена в затраты по объединению высоковольтных линий постоянного тока.

• Стоимость заземляющих электродов в Сангтуда, Кабуле и Пешаваре.

• Стоимость объединения высоковольтных линий переменного тока (HVAC) 500 кВ продолжительностью 477 км. между Кыргызской республикой (подстанция Датка) и Таджикистаном (подстанция Худжанд);

• Стоимость модернизации энергосети.

• Стоимость работ по сокращению экологических и социальных затрат.


CASA-1000 Update 9-2 020913-4SRP-0300-01

9.1 Оценки затрат на сооружение объединенной высоковольтной линии электропередачи постоянного тока (Таджикистан - Афганистан - Пакистан)

Таблица 9-1 ниже приводит оценку затрат на конверторные станции и подстанции, а также на линию электропередач Таджикистан - Афганистан - Пакистан.

Таблица 9-1 ПЗС Оценка затрат для объединенной высоковольтной линии электропередачи постоянного тока Таджикистан – Афганистан – Пакистан

(млн.долл.США)

Страны

Подстанции + станция

преобразующая эл.ток

ЛЭП Электроды Всего

Таджикистан 128 33 5 166 Афганистан 71 162 5 239 Пакистан 128 20 5 153 Кыргызстан - - - -

Всего ПЗС 326 216 16 558 *Расчеты включают только ПЗС затраты.

Оценка затрат на конверторные станции и подстанции объединенной высоковольтной линии электропередачи постоянного тока

Компания SNC-Lavalin связались с основными поставщиками конверторов высокого напряжения и постоянного тока во всем мире, чтобы получить от них последние сведения о стоимости конверторной станции. Эти сведения были получены в ходе выполнения следующих работ:

• Полный контракт под ключ на конверторные станции, в том числе поставка, транспортировка и установка, а также подготовка и планировка площадки;

• Конверторы должны представлять собой биполярную систему с заземляющими электродами, +/- 500 кВ напряжения постоянного тока, единым коэффициентом мощности на шинах переменного тока, укомплектованную клапанами, конверторными трансформаторами, фильтрами постоянного и переменного тока, оборудованием для компенсации реактивной мощности, и фильтром 50 Гц на стороне линии постоянного тока, и укомплектованную всеми приспособлениями и приборами для переключения, контроля, установки и аксессуарами, но за исключением автоматического выключателя на выводе линии переменного тока и вводах на щиты переменного тока. Напряжение на шине переменного тока на обоих концах принимается 500 кВ.

Оценка затрат на сооружение объединенной высоковольтной линии электропередачи постоянного тока

Оценка затрат линии высокого напряжения постоянного тока основана на тех затратах, которые представлены в первоначальном отчете ТЭО по проекту CASA, фаза 2, с внесенными изменениями, чтобы отразить изменения цен на товары. Ссылки на цены из родственных проектов также применялись для верификации.


CASA-1000 Update 9-3 020913-4SRP-0300-01

9.2 Оценка затрат предлагаемой объединенной линии электропередачи высокого напряжения и переменного тока (Кыргызская Республика - Таджикистан)

Таблица 9-2 ниже приводит оценку затрат на линию и подстанции для линии Кыргызская Республика – Таджикистан между Датка и Худжандом.

Таблица 9-2 ПЗС затраты для объединенной высоковольтной линии электропередачи переменного тока

(Кыргызская Республика - Таджикистан) (Млн. долларов США)

Страны Подстанции Линия электропередачи

Всего

Кыргызская Республика 9 151 160 Таджикистан 9 7 16

ИТОГО ПЗС 18 158 176 * Расчеты включают только ПЗС затраты.

Оценка затрат на высоковольтную линию электропередачи переменного тока

ЛЭП 500 кВ, соединяющая Кыргызскую Республику (подстанция Датка) и Таджикистан (подстанция Худжанд), как предполагается, будет следовать маршруту трассы, описанному в предыдущем отчете ТЭО по проекту CASA, Фаза 2, Раздел 4. Оценка затрат была обновлена чтобы отразить изменения цен на товары, произошедшие с момента предыдущего исследования по предварительному ТЭО.

Оценка затрат на подстанции высокого напряжения и переменного тока

Затраты на подстанции, связанные с линией электропередачи 500 кВ Датка - Худжанд, включают выводы линии с соответствующими щитами и шинами. Вышеприведенная оценка не включает затраты на повышающий трансформатор.

9.3 Затраты на модернизацию энергосистемы и сети

Кроме того, модернизация сети детально изложенная в разделе 8, была включена в анализ и представлена в Таблице 9-3.

Таблица 9-3 Затраты на модернизацию сети (млн.долл.США)

Высоковольтная линия электропередачи постоянного

тока (мВт) Таджикистан Афганистан Пакистан

1,300 24.1 4.3 5.9

Примечание: Проектные Затраты включают стоимость ПЗС, инженерные разработки владельца и непредвиденные затраты

9.4 Природные и социальные издержки

Расчет природных и социальных издержек включая расходы на приобретение земли в Пакистане, Афганистане и Таджикистане был осуществлен по результатам анализа


CASA-1000 Update 9-4 020913-4SRP-0300-01

цен 2007 г. а также данным предоставленным в отчете «Оценка экологических и социальных воздействий» по проекту CASA Фаза II. Следует отметить, что в расчеты был заложен уровень инфляции и увеличение природных и социальных издержек составляет 15%-ое за последние 3 года.

Природные и социальные издержки для объединенных систем ЛЭП Пакистана, Афганистана и Таджикистана, а также для Таджикистана и Кыргызстана были представлены в отчете «Оценка экологических и социальных воздействий» по проекту CASA Фаза II в Таблице 9-4 ниже.

Таблица 9-4 Природные и социальные издержки для Пакистана, Афганистана и Таджикистана (млн.долл.США)

Пак Афг Тадж Тадж/Кырг Всего

Природные и социальные издержки по результатам исследования CASA проекта - Фаза II

2.3 9.5 1.9 0.3 14.0

Природные и социальные издержки на основе анализа чувствительности* 2.6 10.9 2.2 0.4 16.1

*: Ввиду инфляции в течение прошлых 3 лет было заложено 15%-ое увеличение природных и социальных издержек для Фазы II Проекта CASA

9.5 Оценка общих затрат на проект

Таблица 9-5 представляет общие затраты для объединенной высоковольтной линии электропередачи переменного тока между Кыргызской республикой и Таджикистаном, а также для объединенной высоковольтной линии электропередачи переменного тока между Таджикистаном, Афганистаном и Пакистаном. Все затраты основаны на предпосылке, что этот проект будет участвовать на международном тендере и будет придерживаться международных стандартов.


CASA-1000 Update 9-5 020913-4SRP-0300-01

Таблица 9-5 ПЗС Оценка затрат для объединения высоковольтных линий (Таджикистан-Афганистан-Пакистан и Кыргызская Республика – Таджикистан)

(млн.долл.США)

Страны

HVDC Component Компонент высоковольтной линии электропередачи постоянного тока

HVAC Component Компонент

высоковольтной линии электропередачи переменного тока Всего

Станция + подстанция

преобразующая электроэнергию

электроды ЛЭП подстанции Воздушная линия

Таджикистан 128 5 33 9 7 182

Афганистан 71 5 162 - - 238

Пакистан 128 5 20 - - 153

Кыргызстан - - - 9 151 160

ВСЕГО стоимость ПЗС

558 176 734

Примечания: Затраты включают

Чтобы оценить стоимость проекта, к стоимости ПЗС прибавлены другие затраты, такие как затраты на инженерные разработки владельца, непредвиденные затраты и модернизация сетей, природные и социальные затраты, которые приведены в Таблице 9-5 выше. Эти затраты рассчитаны следующим образом:

• Затраты на инженерные разработки владельца – 2% от стоимости ПЗС

• Непредвиденные затраты – 10% от стоимости ПЗС плюс затраты на инженерные разработки владельца

Таблица 9-6 приводит общую стоимость проекта на основе параметров, определенных выше.

Таблица 9-6 Общая стоимость проекта (млн. долл. США)

Компонент Затраты проекта

ПЗС (ВЛЭП постоянного и ВЛЭП переменного тока) 734 Затраты на инженерные разработки владельца 15

Непредвиденные затраты 74 Внутренняя модернизация по странам (вкл. Стоимость инженерных разработок и непредвиденные расходы)

34

ИТОГО 873


CASA-1000 Update 9-6 020913-4SRP-0300-01

Кроме того, процентный доход от (IDC), вычисленный по 5%-ой годовой процентной ставке, составляет 80 млн.долл.США.

9.6 Распределение валют

Финансовые средств на реализацию проекта будут представлены в Евро и долларах США. Таблица 9-7 ниже показывает это соотношение валют. Для конвертации евро в доллары США был использован обменный курс 1.4 зарегистрированный на 5 ноября 2010.

Таблица 9-7 Валютное распределение затрат по проекту

Компонент

Стоимость проекта

Расходы по проекту будут осуществляться

в Евро

(конвертация в млн.долл. США)

Расходы по проекту будут

осуществляться в долл.США

(конвертация в млн.долл. США)

Общая стоимость проекта

(в млн.долл.США)

ПЗС 240 633 873


CASA-1000 Update 10-1 020913-4SRP-0300-01


В настоящем разделе представлен анализ двух аспектов проекта объединенной линии электропередачи:

• Экономическая оценка, в том числе анализ чувствительности для варианта линии электропередачи, который признан рациональным, предусматривающего линию электропередачи пропускной способностью 1300 МВт и конверторной станцию мощностью 1300 МВт в Таджикистане, 1300 МВт в Пакистане и 300 МВт в Афганистане в связи с соображениями экономической целесообразности и ограничениями в части финансирования и осуществления проекта; и

• Распределение ресурсов среди стран и страновые отношения доходов к издержкам.

10.1 Методология

Для проведения экономического анализа проектов сооружения трансграничных линий электропередач можно использовать несколько подходов. Выбор правильного подхода зависит от ряда факторов, в том числе от цели проекта сооружения линии электропередачи, наличия данных и так далее. Следующие параграфы представляют предлагаемый подход.

В целях проведения экономической оценки, общая стоимость производства электроэнергии в Таджикистане и Кыргызской республике и объединения энергосистемы подверглась сравнению со стоимостью производства энергии в Пакистане и Афганистане. Следует отметить, что затраты, отсутствующие в системе энергопроизводства Афганистана и Пакистана из-за импорта энергии из Таджикистана и Кыргызской республики предопределяют выгоды от объединения энергосистем в единую комплексную сеть.

Экономическая оценка проекта должна включать следующие принципиальные задачи:

• Оценка стоимости экспорта электроэнергии из Таджикистана и Кыргызской Республики;

• Оценка стоимости генерации в Пакистане и Афганистане;

• Оценка стоимости линии электропередачи; и

• Анализ затрат и результатов и оценка показателя EIRR (экономическая внутренняя норма доходности).

Стоимость экспорта энергии и экономия средств импортерами

Краткий обзор по результатам оценки затрат на поставку энергии в Таджикистане и Кыргызстане, а также на производство электроэнергии в Пакистане и Афганистане представлен ниже.

Оценка стоимости экспорта электроэнергии на кыргызский рынок была основанная на недавних контрактах по экспорту энергии в объемах схожих тем, что были определены в рамках проекта CASA. Высокая /наибольшая стоимость экспорта и номинальной стоимости экспорта энергии в течение всей продолжительности проекта по


CASA-1000 Update 10-2 020913-4SRP-0300-01

объединению энергосистем были рассчитаны с учетом соответствующей учетной ставки.

Стоимость экспортных поставок для Таджикистана была рассчитана на основе официальных данных 2009 г. , а также стоимости электроэнергии покупаемой в Сангтуда по проектам I & II и с учетом фиксированных Э&ТО расходов подстанции Нурек и других существующих ГЭС в Таджикистане.

В Пакистане общая стоимость сэкономленных средств была рассчитана на основе средней стоимости контракта по поставке энергии PPAs, в частности мазута и дизельного топлива. Планируется осуществить расчет наибольшей стоимости производства энергии и номинальной стоимости производства энергии для Пакистана.

Был использован консервативный метод оценки стоимости сэкономленных средств в Афганистане с использованием недавних данных по оценкам проектных затрат, существующих контрактов по импорту энергии и других альтернативных источников.

Оценка затрат на проведение высоковольтных линий электропередач и объединение энергосистем

Одним из важных аспектов экономического анализа является оценка затрат на объединение высоковольтных линий электропередач. После выведения основных технических параметров линии электропередач, была проведена оценка затрат на объединение высоковольтных линий электропередачи сначала на участке между Кыргызстаном и Таджикистаном, а затем для участка Таджикистан-Пакистан-Афганистан.

Подробная раскладка по затратам на проведение ЛЭП и объединение высоковольтных линий представлена в разделе 9. Общая стоимость и номинальная стоимость объединения высоковольтных линий электропередач включает инвестиционные и Э&ТО расходы на весь период реализации проекта.

Затраты на модернизацию энергосистемы в Таджикистане, Пакистане и Афганистане были необходимы для поставки энергии странами-экспортерами. Они были также включены в общую разбивку проектных затрат для более эффективного экономического анализа. Кроме того, особого внимания потребовало изучение и оценка экологических и социальных издержек.

Затраты, связанные с проектом, следующие:

• Стоимость объединения высоковольтных линий постоянного тока HVDC между Таджикистаном, Афганистаном и Пакистаном (капитальные и эксплуатационные);

• Стоимость заземляющих электродов в Таджикистане, Афганистане и Пакистане;

• Стоимость объединения высоковольтных линий пременного тока HVAC между Таджикистаном и Кыргызстаном (капитальные и эксплуатационные);

• Модернизация энергосистем в Таджикистане, Пакистане и Афганистане (капитальные и эксплуатационные); и

• Проектные экологические и социальные издержки.


CASA-1000 Update 10-3 020913-4SRP-0300-01

Оценка выгод

Как только будут рассчитаны затраты на генерацию как в странах-экспортерах (Кыргызская Республика и Таджикистан), так и в странах-импортерах (Пакистан и Афганистан), далее будет проводиться оценка выгод (доходов) от объединения энергосистем путем сравнения общий затрат на генерацию электроэнергии в странах-экспортерах и объединение энергосистем с затратами на генерацию электроэнергии в странах-импортерах.

Объединение энергосистем в регионе может способствовать получению дополнительных сопутствующих выгод экологического и социально-экономического характера. В разделе 10.3.2 были освещены все из вышеупомянутых выгод. Однако в рамках данного исследования была проведена оценка только основных (первичных) экономических выгод от реализации проекта.

Анализ выгод и затрат и Оценка экономической внутренней нормы доходности (EIRR)

Отношение доходов к издержкам по проекту определено путем расчета отношения доходов проекта к затратам на линию электропередачи. Показатель EIRR определен на основе потоков доходов и затрат за период исследования. Другие преимущества, такие как экологические и косвенные должны оцениваться и включаться в анализ на следующих стадиях.

10.2 Вариант линии электропередачи для экономического анализа Как представлено в разделе 6.1, анализ оптимизации размера показывает, что существует незначительное расхождение в соотношений выгод и затрат на высоковольтных линиях электропередачи постоянного тока с пропускной способностью 1 300 МВТ, 1 800 МВТ и 2 300 МВТ Однако в связи с ограничениями финансирования и осуществления первых двух вариантов , рекомендуется использовать линию электропередачи пропускной способностью 2 300 МВт и конверторные станции мощностью 1 300 МВт в Таджикистане, 1 300 МВт в Пакистане и 300 МВт в Афганистане. Конверторняа станция мощностью в 1 300 МВт в Пешаваре дает гибкость для повышения мощности конверторных станций, тем самым позволяя Пакистану импортировать энергию дополнительно к 1000 МВт, при образования ее избытков в Афганистане. Этот вариант использовался в качестве базового случая для экономического анализа при избытке энергии на экспорт на уровне 1 300 МВт.

10.3 Основные предположения и исходные данные

Основные предположения и исходные экономические параметры, которые использовались для целей экономической оценки, приведены в следующих параграфах.

Важно отметить, что технико-экономическое обоснование основано на следующих консервативных предположениях во избежание завышений:

• Избыток энергии был оценен базируемый на основе предположения об отсутствии дополнительного производства во время проводимого исследования в странах-экспортерах. В разделе 10.6 (см. чувствительность #7) было рассмотрено влияние дополнительного производства для компенсации в случае увеличения нагрузок, следовательно обеспечения гарантированного экспорт энергии в Пакистан и Афганистан;


CASA-1000 Update 10-4 020913-4SRP-0300-01

• Консервативный уровень использовался для вычисления стоимости упущенной выгоды в Пакистане. Анализ чувствительности с более высоким уровнем представлен в разделе 10.6 (см. чувствительность #4).

• Консервативный уровень $0,06 / кВтч использовался для расчета упущенной выгоды в Афганистане. Анализ чувствительности с более высоким уровнем представлен в разделе 10.6 (см. чувствительность #6).

• Только основные экономические выгоды были определены количественно, а сопутствующие выгоды (экологическая, социальная) не рассматривалась с точки зрения количественных характеристик.

10.3.1 Затраты

К затратам, которые нужно определить для исследования, относятся следующие:

• Стоимость экспорта электроэнергии из Таджикистана и Кыргызстана;

• Капитальные затраты и затраты на Э&ТО по проекту CASA, включая стоимость высоковольтной линии электропередачи постоянного тока между Таджикистаном, Афганистаном, Пакистаном и линии электропередачи между Кыргызской Республикой и Таджикистаном, затраты на модернизацию сетей в Таджикистане, Пакистане и Афганистане, а также экологические и социальные затраты ;и

• Долгосрочные предельные затраты на генерацию электроэнергии (LRMC) в Афганистане и Пакистане; и

Оценка стоимости экспорта электроэнергии из Таджикистана и Кыргызской Республики

Информация, которая использовалась для определения цены экспорта электроэнергии из Кыргызской Республики, была взята из недавних договоров на экспорт энергии, где оговоренные объемы поставок схожи с требованиями по CASA проекту на условиях конфиденциальности.

Стоимость поставки для экспорта Таджикистана была определена на основе официальных данных 2009 г. (Статистическое управление при Президенте Республики Таджикистан http:// www.stat.tj/english/home.htm), покупательской способности по проектам Сангтуда I & II, а также постоянным затратам на Э&ТО подстанции Нурек и других ГЭС. Цена экспорта электроэнергии из Таджикистана приблизительно составляет 0,015 долл./кВтч.

Цена экспорта по странам представлена в разделе 5.

Оценка стоимости линии электропередачи

Как представлено в разделе 9, для экономического анализа было предложено рассмотреть конверторы мощностью 1300 МВт в Сангтуда и Пешаваре, 300 МВт в Кабуле и линию электропередачи пропускной способностью 1 300 МВт. Стоимость проекта с учетом затрат ПЗС, непредвиденных расходов и затрат на инженерные разработки владельца, модернизацию ЛЭП, экологических и социальных затрат,, для этого варианта приводится в таблице ниже.


CASA-1000 Update 10-5 020913-4SRP-0300-01

Таблица 10-1 ВСЕГО Стоимость проекта для варианта, выбранного для проведения экономического анализа Ед. измерения: миллион долларов США

Компонент высоковольтн

ой линии постоянного

тока, вкл.электроды

Компонент высоковольтной

линии переменного

тока

Модернизация в ТАДЖ, ПАК и

АФГ

Экологические и социальные

затраты

Всего по

проекту

Общие инвестиции*

626 197 34 16 873

*: Общие инвестиции включают затраты ПЗС, затраты на инженерные разработки владельца и непредвиденные затраты.

Таблица выше иллюстрирует, что инвестиции по компоненту высоковольтной линии постоянного тока, по компоненту высоковольтной линии переменного тока и по модернизации в Таджикистане, Пакистане и Афганистане по оценке составляют 626, 197 и 34 миллиона долларов США соответственно, что в сумме дает общие инвестиции по проекту 873 миллионов долларов.

Затраты на Э&ТО принимаются в размере 3% от инвестиционных затрат.

Для экологических и социальных затрат использовался символ-заполнитель. Точные цифры экологических и социальных затрат будут получены после детального изучения, которое будет вскоре выполнено. Тогда будут внесены изменения в оценку экологических и социальных затрат данного анализа. Однако анализ чувствительности представлен с использованием экологических и социальных затрат, приведенных в первоначальном исследовании по проекту CASA. Экологические и социальные затраты для Пакистана, Афганистана и Таджикистана определялись по ценам 2007 года в отчетах по экологической и социальной оценке Фазы II CASAи использовались для анализа чувствительности в Разделе 10.5 настоящего отчета. 15% увеличение затрат было принято для учета инфляции за последние три года.

Оценка стоимости генерации в Пакистане и Афганистане

В Пакистане для расчета упущенной выгоды от генерации были использованы цены, которую платят по контрактам на поставку мазута и топлива. Согласно данным веб-сайта NEPRA полная стоимость за единицу электроэнергии, включая оплату за установленную мощность, составляет 13.2 цента/кВтч, в то время как стоимость электроэнергии составляет лишь 9.2 цента/кВтч.

Консервативный метод был использован для расчета стоимости упущенной выгоды от поставки электроэнергии в Афганистане, с использованием стоимости запуска и поддержания недавних проектов, ныне действующих контрактов на поставку электроэнергии и других альтернативных источников. Стоимость электроэнергии в Афганистане - 6 центов/кВтч.

Раздел 5 содержит дополнительную информацию по оценке затрат на производство электроэнергии в Пакистане и Афганистане.


CASA-1000 Update 10-6 020913-4SRP-0300-01

10.3.2 Доходы

Основное экономическое преимущество от проекта состоит в том, что появляется возможность избежать затрат в Афганистане и Пакистане за счет импорта электроэнергии из Таджикистана и Кыргызской Республики. Прибыли от сооружения линии электропередачи рассчитывается путем сравнения стоимости генерации системы в экспортирующих странах плюс стоимость линии электропередачи со стоимостью генерации в странах-импортерах.

Потенциальный избыток электроэнергии получен при моделировании по программе e SDDP за период в 20 лет (2016-2035) для варианта линии электропередачи CASA пропускной способностью 1 300 МВт, что представляет собой консервативную оценку доходов. За последующие 10 лет, начиная с 2036 года и по 2045 год, принято, что избыток электроэнергии будет сокращаться со средней скоростью последних пяти лет за период 2031-2035 годов для каждого из последующих годов.

Объединенная сеть энергосистем обеспечит также рядом экологических преимуществ за счет замещения тепловой энергии в странах импортерах гидроэлектроэнергии. Сооружение линии электропередач между Таджикистаном и Кыргызстаном позволит повысить эффективность системной координации и операционной гибкости, а также предоставить ряд сопутствующих выгод для стран.

И наконец, сооружение линии электропередач может способствовать экономическому росту и экономическому сотрудничеству среди экспортирующих и импортирующих стран. Объединение энергосистем также ведет к краткосрочному решению проблем занятости населения за счет вовлечения в работу строительных компаний и поставщиков энергии. Доход компаний и поставщиков в свою очередь отражается в виде дополнительного дохода в других секторах, тоесть ведет к косвенным выгодам. В долгосрочной перспективе, техподдержка и обслуживание линий электропередач позволит трудоустроить технический и обслуживающий персонал.

10.3.3 Ставка дисконтирования

Ставка, которая принята для дисконтирования доходов и издержек, составляет десять (10) процентов.

10.3.4 Период нормальной эксплуатации

Для целей экономической оценки принят тридцатилетний период нормальной эксплуатации линии электропередачи.

10.3.5 Расширение

При проведении экономического анализа расширение не учитывалось.

10.4 Итоговые результаты экономического анализа Для оценки экономической жизнеспособности проекта сооружения линии электропередачи была построена модель в табличной форме с охватом периода экономической оценки с 2016 года по 2045 год, чтобы смоделировать значения доходов и издержек, рассчитать экономические параметры (отношение доходов к издержкам, чистую приведенную стоимость и показатель EIRR) и выполнить анализ чувствительности.


CASA-1000 Update 10-7 020913-4SRP-0300-01

Приведенные к текущей стоимости (2016 год) будущие доходы для каждой из стран определялись по ставке дисконтирования 10% за период исследований, равный тридцати годам. Текущая стоимость доходов и общие издержки, включая затраты на Э&ТО для проекта в целом, по оценке, составили 1721 и 1281 миллионов долларов США, соответственно, дисконтированные на начало 2016 года при ставке 10%. Отношение Д/И и показатель EIRR по оценке, составили 1,34 и 15,6%, соответственно, для проекта в целом. ЧПС по оценке, составила 440 миллионов долларов США при ставке дисконтирования 10% на начало 2016 года. Результаты экономического анализа представлены ниже в таблице 10-2.

Таблица 10-2 Результаты экономического анализа

Выгоды 1,724 млн.долл.

Затраты 1,281 млн.долл.

Соотношение В/З 1.34

ЧПД 440 млн.долл.

EIRR 15.6 %

Проект является экономически выгодным, если соотношение B/З выше 1 и EIRR больше, чем учетная ставка (10 %). Анализ чувствительности в следующем подразделе позволит дополнительно проверить экономическую жизнеспособность проекта в рамках различных возможных сценариев. Если проект все еще показывает, что соотношения B/З больше 1 и EIRR больше 10 % для различных множественных сценариев, то следует возобновить проект только после устранения финансовых ограничений.

10.5 Наибольшая стоимость передачи электроэнергии Чтобы рассчитать годовую стоимость передачи энергии в разбивке по годам, общая сумма капиталовложений на проект продолжительностью в 30 лет была взята за основу расчетов. Следовательно, при годовых капиталовложениях в проекта на сумму 873 млн.долл.США, сумма вложений в проект составляет 110 млн.долл.США/год при 10%-ой учетной ставке. Сложив затраты на Э&ТО и разделив общую сумму капиталовложений на объем экспортируемой энергии в год, можно рассчитать ежегодную стоимость передачи энергии в центах на кВтч:


CASA-1000 Update 10-8 020913-4SRP-0300-01

Таблица 10-3 Ежегодные расходы на передачу энергии

Год Годовой расчет

передачи электроэнергии

(цент/кВТч) Год

Годовой расчет передачи

электроэнергии (цент/кВтч)

2016 3.37 2031 8.15 2017 3.82 2032 9.34 2018 3.61 2033 10.99 2019 3.91 2034 12.83 2020 4.12 2035 16.52 2021 4.27 2036 19.04 2022 4.42 2037 21.95 2023 4.47 2038 25.30 2024 4.67 2039 29.16 2025 5.42 2040 33.61 2026 5.23 2041 38.73 2027 5.46 2042 44.64 2028 6.44 2043 51.45 2029 6.91 2044 59.30 2030 7.26 2045 68.35

Как видно из таблицы выше, в начальных годах реализации проекта, стоимость передачи приблизительно равнялась 4 цента/кВтч. Однако, с увеличением нагрузки и при отсутствии плана на увеличение генерации, избыток экспортируемой энергии уменьшения, что ведет к ежегодному увеличению стоимости передачи энергии, вызывая подорожание до 70 центов/кВтч в 2038 г. Следовательно, при наличии соответствующего плана увеличения производства, если уровень избытка экспортируемой энергии поддерживается на уровне первоначальных лет, стоимость передачи энергии на уровне 4 цента/кВтч позволит отработать вложенные инвестиции.

Наибольшая стоимость передачи при делении ЧПЗ инвестиций и затрат на Э&ТО на ЧПС экспортируемой энергии равна 4.97 центов/кВтч, т.е., цена поставки наиболее близка к пересчитанной на начало года стоимости в начальных годах исследования.

10.6 Анализ чувствительности Анализ чувствительности был выполнен для того, чтобы изучить воздействие экономической работы проекта путем изменения следующих факторов:

• Ставка дисконтирования (8% и 12%)

• Капитальные затраты по проекту сооружения линии электропередачи (+10% и -10%)

• Избыток электроэнергии (+10% и -10%). Следует отметить, что при чувствительности +10%, в ходе анализа избытка экспортируемой энергии, были


CASA-1000 Update 10-9 020913-4SRP-0300-01

приняты во внимания ограничения на передачу электроэнергии по линиям электропередач.

• Более высокая цена возможности в Пакистане (затраты арендных электростанций, например, 0.20 доллара за кВт/час)

• Более низкая цена возможности в Пакистане: средняя цена на ГСМ и дизельное топливо по договорам на поставку энергии, а также газа

• Более высокая стоимость генерации в Афганистане (такая же, как и стоимость генерации в Пакистане, - 0.132 долларов США/кВт для фиксированной электроэнергии и 0.092 долларов США/кВт для не фиксированной электроэнергии)

• Предположение, что построены генерирующие мощности, чтобы соответствовать повышению нагрузки в Таджикистане и в Кыргызской Республике с тем, чтобы поддерживать постоянный экспорт в Пакистан и Афганистан

• Афганистан может принять только 100 Мвт. Пакистан.будет импортировать остальные 1,200 Мвт

• Задержка проекта на год

• Нескоординированные работы на Нурекском и Токтогульском водохранилищах.

В следующей таблице представлены показатели соотношения В/З, EIRR, и ЧПС по проекту в целом при изменении вышеупомянутых факторов.


CASA-1000 Update 10-10 020913-4SRP-0300-01

Таблица 10-4 Результаты анализа чувствительности

Чувствительность

Экономические параметры

Факторы Соотношение

В/З EIRR ЧПС (млн. Долларов США)

1

Ставка дисконтирования 8%

Базовый случай (10%)12%

1.50 1.34 1.21

15.6% 15.6% 15.6%

642 440 264

2

Капитальные затраты -10%

Базовый случай +10%

1.49 1.34 1.22

17.6% 15.6% 13.8%

566 440 313

3

Избыток электроэнергии -10%

Базовый случай +10%

1.17 1.34 1.51

13.0% 15.6% 17.9%

222 440 657

4 Более высокая цена возможности / в Пакистане

0.20 доллара за кВт/час

2.89

31.9%

2,422

5

Более низкая цена возможности в Пакистане

средн.цена на ГСМ/мазут дизель и газ

1.15 12.5% 187

6

Более высокая стоимость генерации в Афганистане 0.132 долл. за кВт/час

для фиксированной энергии, 0.092 / долларов за кВт/час для не

фиксированной энергии

1.44 17.0% 570

7 Принятый постоянный экспорт электроэнергии в Пакистан и

Афганистан2.11 20.8% 1,418

8 Афганистан потребляет только 100

МВт; Пакистан потребляет 1200 МВт как в базовом случае

1.45 17.1% 577

9 Задержка реализации проекта на 1 год 1.14 13.9% 273

10 Экспортный избыток электроэнергии на ГЭС Нурек и ГЭС Токтогул 1.16 12.6% 202

Таблица показывает, что проект имеет положительную ЧПС и соотношение между выгодами и затратами больше, на всех уровнях чувствительности, также как EIRR выше учетной ставки. Эти результаты подтверждают экономическую жизнеспособность и рентабельность проекта, в подтверждение результатам экономического анализа, представленного в предыдущем подразделе. При увеличении затрат происходит сокращение экспорта или увеличение учетной ставки, тем саамам, проект все еще показывает благоприятные экономические показатели.


CASA-1000 Update 10-11 020913-4SRP-0300-01

10.7 Распределение выгод по странам

Хотя распределение выгод обычно представляет собой часть финансового, а не экономического анализа, распределение выгод для каждой страны на данном этапе исследования позволит получить некоторое представление о потенциальных выгодах для каждой страны. Обновленное распределение доходов по странам представлено в приложении I, примечание 6.

Однако, для определения жизнеспособности и рентабельности проекта, общий коэффициент выгод и затрат является определяющим экономическим критерием. При заключении контрактов необходимо учитывать, что каждая страна придерживается справедливого, технически и экономически обоснованного распределения финансовых выгод, чтобы гарантировать надлежащее и своевременное выполнение обязательств.

11 ОСНОВНЫЕ РИСКИ РЕАЛИЗАЦИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ


CASA-1000 Update 11-1 020913-4SRP-0300-01

11 ОСНОВНЫЕ РИСКИ РЕАЛИЗАЦИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ

11.1 Безопасность

Безопасность – это ключевая проблема проекта, как во время строительства, так и во время эксплуатации объекта. Проблемы безопасности в основном связаны с заминированными территориями, саботажем и кражей оборудования. Эти проблемы можно решить путем правильного планирования, но избежать их не удастся. Должны быть подготовлены планы на случай непредвиденных ситуаций, чтобы смягчать воздействие проблем, связанных с безопасностью.

Строительство линии должно вестись на землях, очищенных от мин, что приведет к дополнительным затратам и задержкам. Однако во время строительства линии 220 кВ выяснилось, что не все минные поля расчищены должным образом, несмотря на то, что официально эти территории значились как разминированные. Подрядчиками и эксплуатирующими организациями должны предприниматься дополнительные меры безопасности.

По эксплуатационным соображениям, связанным с быстрым восстановлением электроснабжения, линию следует строить в тех районах, которые относительно легко доступны по автодорогам. Случаи саботажа и воровства необходимо принимать во внимание, но проблемы любых отключений подачи электроэнергии должны быть решены таким образом, чтобы эксплуатирующие организации могли реагировать быстро. Для этого нужен хороший доступ к линии, чтобы сократить время отключения электроэнергии. Процедуры восстановления потребуют большего запаса запасных частей (в том числе временных опор) и больше рабочих бригад. Эти затраты были включены в первоначальные затраты по проекту, а также в средства, предназначенные для эксплуатации и технического обслуживания. Например, затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание обычно принимаются равными 2% от капитальных затрат, но по линии CASA они были приняты в размере 3%.

Несанкционированный запуск производства энергии вдоль маршрутной линии не рассматривается в качестве проблемы при проведении высоковольтных линий постоянного тока HVDC, поскольку электроэнергия должна быть преобразована в переменный ток через станцию преобразователя тока прежде, чем быть доставленной на линию электропередачи соответствующей мощности. Кроме того объем энергии посылаемой и получаемой на каждой станции преобразователя тока должен проходить волновой контроль и получить подтверждение системы управления.

11.2 Управление IGC

Структура IGC должна обеспечить то обстоятельство, что процесс принятия решений приспособлен для решения крупных проблем, которые могут появиться во время строительства и эксплуатации линии. Планируется, что протоколы будут составляться как можно раньше, чтобы принимать решения на ежедневной основе.

Однако поскольку за ежедневный менеджмент во время строительства будут отвечать подрядные организации, а эксплуатация будет в руках компании, которая отвечает за передачу электроэнергии, как только строительство будет закончено, IGC должен будет иметь дело только с экстраординарными событиями.


CASA-1000 Update 11-2 020913-4SRP-0300-01

11.3 Технические риски

11.3.1 Молнии

Основной технический риск, связанный с любой линией электропередачи, ассоциируется с воздействием внешних факторов на безопасность и работу линии. Основная причина отключения линии за счет внешних факторов – это случаи удара молнии в линию. Тщательный дизайн экранирования воздушной линии электропередачи сократит число прямых ударов в фазовый провод практически до нуля. Однако удары молний в воздушные тросовые молниеотводы все-таки могут привести к отключению линии за счет обратных разрядов с опоры на фазовый провод. Эту проблему можно смягчить путем попытки снижения сопротивления заземления каждой опоры, но полностью устранить такой риск нельзя.

Статистические данные по вынужденным отключениям линий электропередачи имеются в различных источниках, но обычно эти источники дают противоречивую информацию по причине очень разных условий обслуживания в разных частях мира. Основным фактором, который влияет на работу конкретной линии электропередачи в случае удара молнии, является уровень грозовой активности в районе расположения этой линии. Обычно он количественно определяется числом дней в году, когда наблюдаются грозы, а показатель отключений по причине удара молний считается пропорциональным этой переменной величине. Область проекта в этом исследовании в основном относится к областям с относительно небольшим числом грозовых дней в году. Уменьшение количества электроэнергии, передаваемой по линии за год благодаря таким отключениям, не существенно, хотя объединенная система должна выдержать отключение.

При долговременных отключениях линии для ремонтных работ обычно не требуется длительный срок (< 1 дня в среднем), но для этого проекта, за счет трудностей перемещения по территории Афганистана, время ремонтных работ, вероятно, займет порядка 3-4 дней. К счастью, такие события должны быть ограничены 1 или 2 случаями в год. Следует отметить существенную разницу между схемой передачи переменного тока и схемой передачи постоянного тока в этом отношении. ЛЭП 500 кВ переменного тока с двойным контуром (или двумя одинарными контурами) обычно может передавать 1 100 МВт, при этом один контур не работает. Для высоковольтной линии постоянного тока, долговременное отключение одного полюса за счет отключения линии приведет к уменьшению мощности передачи примерно до 550 МВт. Однако при дополнительных затратах есть мероприятия, которые дадут возможность быстрого восстановления полной мощности, такие как переключение полюсов и использование замыкания через землю. Существуют условия отказа, такие как потеря трансформатора конвертора или сглаживающего реактора постоянного тока, которые могут привести к долгосрочному отсутствию одного полюса. Такие условия чрезвычайно редки, и обычно не считаются существенными.

11.3.2 Заземляющие электроды

Другим крупным техническим риском, связанным с высоковольтными линиями электропередачи постоянного тока, является стоимость заземляющего электрода на каждой конверторной станции с достаточным сопротивлением заземления (<1Ω). На этой стадии не собрана информация относительно условий почв или геологических условий на всех потенциальных площадках для размещения конверторных станций, чтобы можно было определить месторасположения заземляющих электродов и соответствующие требования. Обычная стоимость заземляющего электрода


CASA-1000 Update 11-3 020913-4SRP-0300-01

составляет порядка 1 миллиона долларов при хороших грунтовых условиях. В очень плохих грунтовых условиях эта стоимость может увеличиваться и может доходить до 9 миллионов долларов за один электрод..

11.3.3 Операционные риски – Координация между операторами системы

С эксплуатационной точки зрения также имеется существенная разница между линиями постоянного и переменного тока. Линию постоянного тока легко можно контролировать как независимый объект. Значения мощности и тока можно выбрать заранее и запрограммировать в контрольные схемы постоянного тока, как выпрямителя, так и инвертора, чтобы задать уровень передачи независимо от систем переменного тока, которые подключены на обоих концах. Линия переменного тока поддерживает желаемый уровень передачи за счет постоянной корректировки уровня генерации в подключенных системах переменного тока, чтобы отвечать потребности в каждой системе. При такой линии электропередачи одна система (обычно самая мощная) отвечает за контроль частоты объединенных систем, а меньшая система отвечает за мощность, передаваемую по линии. В обеих схемах объединения нужно поддерживать тесное сотрудничество между операторами объединенных систем, чтобы иметь возможность поддерживать правильный баланс генерации/нагрузки в каждой системе, чтобы обеспечить минимальное отклонение частоты. Основное отличие между линиями постоянного и переменного тока состоит в том, что если одна система не поддерживает правильный баланс между генерацией/нагрузкой, то это влияет на всех участников объединенной системы переменного тока, в то время как в системе постоянного тока воздействие можно наблюдать только в той системе, где не поддерживается корректный баланс. Линия постоянного тока также обеспечивает невосприимчивость в каждой соединенной системе к воздействию отказов в другой системе, пока эти отказы не влияют на работу самой объединенной линии постоянного тока.

Существует множество рисков такого характера, присущих проекту, помимо обычных рисков реализации и эксплуатации ‘обычной’ линии электропередачи. Некоторые из этих рисков обсуждались в отчете по Фазе I. В этом разделе подытожены эти и дополнительные риски.

11.3.4 Перевал Саланг

У этой линии имеется множество технических трудностей, в особенности в части строительства и техобслуживания в высокогорной и пересеченной местности. Прокладка линии через перевал Саланг будет представлять трудность, но она не является непреодолимой, как уже обсуждалось в этом отчете. В результате, затраты на строительство и затем на эксплуатацию и техобслуживание будут выше по сравнению с обычными. Варианты решения проблемы перевала Саланг приводятся в разделе 7.2

11.4 График

Риски, связанные с графиком, обсуждаются в разделе 13, где приведен типовой график реализации. Эти графики необходимо пересмотреть прежде, чем начать реализацию, и решить такие вопросы, как:

• Приобретение земли для подстанций

• Технические соглашения

• Логистика (транспортировка)

12 ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СПЕЦИФИКАЦИИ


CASA-1000 Update 12-1 020913-4SRP-0300-01

12 ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ СПЕЦИФИКАЦИИ

Функциональные спецификации были составлены как часть первоначального отчета с учетом (i) высоковольтной линии постоянного тока, (ii) трех конверторных станций, (iii) общей концепции системы контроля для региональной линии электропередачи и (iv) высоковольтной линии переменного тока, необходимой для усиления системы Таджикистана.

По каждому из этих компонентов те проблемы, которые возникли в данном обновленном исследовании, разъясняются ниже вместе с тем, как они влияют, если влияют, на первоначальные функциональные спецификации.

12.1 Высоковольтная линия постоянного тока

Критические параметры, которые формируют функциональные спецификации линии, следующие:

• Напряжение высоковольтной линии постоянного тока

Изменение напряжения линии повлияет на дизайн опор, уровень изоляции, минимально допустимые расстояния и так далее. Напряжение не изменилось по сравнению с его первоначальным значением: +/- 500кВ;

• Ток высоковольтной линии постоянного тока

Изменения тока линии повлияет на размер проводов для каждого полюса для постоянного тока. Это непосредственно зависит от мощности конверторных станций. Планируется использовать кардинальный проводник мощностью 1300 МВТ.

• Трасса прокладки высоковольтной линии постоянного тока

Трасса прокладки важна для функциональной спецификации, так как необходимо учитывать специальные условия, такие как высота над уровнем моря и рельеф местности. За исключением необходимости определения подходящего места для подстанции Пешавар линия не изменилась со времени первоначального исследования.

Поэтому функциональные спецификации по высоковольтной линии постоянного тока, которые были составлены как часть первоначального исследования, не изменились.. Потребуется внесение изменений в прокладку трассы вокруг подстанции Пешавар, поскольку место новой подстанции уже известно. Первоначальные функциональные спецификации по высоковольтной линии постоянного тока приведены в Приложении E.

12.2 Конверторные станции

Различные аспекты оптимизации размера, которая была выполнена в рамках обновленного исследования, будут влиять на следующие параметры конверторных станций:

• Компоновка и стадии сооружения конверторных станций

Компоновка планируется биполярная, сооружение будет вестись в один этап.


CASA-1000 Update 12-2 020913-4SRP-0300-01

• Номинальная мощность

Рекомендуемая мощность биполя остается 1300 МВт. Более высокая мощность линии предусматривается только, чтобы появилась возможность гибкости для будущего расширения. Спецификация в приложении G составлена при условии мощности 1300 МВт.

• Число терминалов

В данном исследовании более подробно проанализирован вариант обратной подачи электроэнергии, и было выявлено, что вариант с тремя терминалами остается лучшим для этой линии электропередачи. Число терминалов, поэтому, остается равным трем.

• Заземление и электроды

Практическая выполнимость установки заземляющих электродов может быть определена только после подробного изучения и измерения сопротивления непосредственно в местах сооружения преобразовательных подстанции. В случае если подходящее место для измерительных работ не будет найдено, альтернативой на случай потери полюса является использование провода для того полюса в качестве обратного провода. Электроды с указанием цен были включены в технические спецификации и были приняты по внимание в расчетах общей стоимости проекта.

Первоначальные функциональные спецификации для конверторных станций, поэтому не изменились. Они приведены в Приложении G.

12.3 Концепция системы контроля

Различные аспекты обновленного исследования, которые потенциально могут влиять на подробную схему контроля, разработанную как часть первоначальных функциональных спецификаций, следующие:

• Число конверторов

Концепция системы контроля сильно зависит от количества терминалов в линии электропередачи. Первоначальная концепция была разработана для трех терминалов, она остается в силе.

• Компоновка и стадии сооружения конверторных станций

Компоновка планируется биполярная, сооружение будет вестись в один этап.

• Центральный Блок управления:

Центральный блок управления объединенных линий передач высокого напряжения тока может быть расположен в любом центре одной из стран-членов сети объединенных энергосистем или может быть отдельным независимым центром управления. Это зависит от соглашений, достигнутых между странами. Схема управления может быть запрограммирована таким образом, что у всех стран появится возможность контроля. Однако, ни одна другая сторона не сможет осуществлять мониторинг и контроль одновременно. Эта возможность для другой страны наступает только после отключения от системы первой. Разница в стоимости вариантов несущественна \ незначительна.


CASA-1000 Update 12-3 020913-4SRP-0300-01

Важно отметить, что характер модернизации системы переменного тока не оказывает никакого влияния на концепцию системы контроля. Так происходит потому, что технология постоянного тока работает на основе “команда на мощность”. Команда о передаче мощности, полученная на каждой конверторной станции от центрального пульта управления будет выполнена независимо от возможности сетей переменного тока.

На основе вышеизложенного, функциональные спецификации для системы контроля не изменились и приводятся в Приложении G.

12.4 Линия переменного тока

Функциональные спецификации высоковольтной линии переменного тока, которая соединяет Таджикистан и Кыргызскую Республику, показаны в Приложении F, и в основном зависят от размера объединенной линии электропередачи CASA и договоренностей об обмене электроэнергией между этими двумя странами. При условии, что пропускная способность остается равной 1300 МВт, условия обмена электроэнергией также не изменились.

Поэтому функциональные спецификации, составленные в первоначальном отчете, не изменились.


CASA-1000 Update 13-1 020913-4SRP-0300-01


В данном разделе приводится типовой график реализации по проекту на помесячной основе. Подробные и конкретные графики должны составляться на дальнейших стадиях проекта.

13.1 Типовая последовательность этапов реализации

Диаграмма 13-1 ниже иллюстрирует типовую последовательность основных этапов реализации вплоть до сдачи объекта в эксплуатацию и без учета гарантийного периода и периода устранения недоработок, которые могут варьироваться от одного до трех лет для такого проекта.

Диаграмма 13-1 Типовая последовательность этапов реализации

13.2 Типовой график реализации

Диаграммы 13-2, 13-3, 13-4 и 13-5 ниже иллюстрируют следующие типовые графики реализации в форме графика Гантта на помесячной основе:

• Диаграмма 13-2: Типовой график присуждения контрактов под ключ, применимый ко всем компонентам проекта

• Диаграмма 13-3: Типовой график сооружения конверторных станций 500кВ в Сангтуде, Кабуле и Пешаваре и контрольного центра

• Диаграмма 13-4: Типовой график сооружения высоковольтной линии электропередачи постоянного тока 500кВ Таджикистан-Афганистан-Пакистан (750км).

• Диаграмма 13-5: Типовой график сооружения высоковольтной линии электропередачи переменного тока 500кВ Кыргызстан-Таджикистан (450км).

Компания SNC-Lavalin считает, что проект может быть выполнен в течение как минимум 58 месяцев (пяти лет). Однако этот период реализации может быть продолжен на двенадцать (12) месяцев в зависимости от различных факторов, таких как:

• Наличие и достоверность существующей информации и исследований

8M

Присуждение контракта на консультационные услуги

Исследования завершены

RFP

выпущен

4M

12 месяцев

Получение тендерных предложени

йp

3M

Присуждение контрактов под ключ

3M

Линия HVAC готова

Линия HVDC готова

30M 4M 2M

КонверторыHVDC готовы

4M

Ввод системы завершен

M8 M12 M15 M48 M52 M54 M58M0 M18

15 месяцев

18 месяцев

30 месяцев

34 месяца

36 месяцев

40 месяцев

58 месяцев

8 месяцев


CASA-1000 Update 13-2 020913-4SRP-0300-01

• Правила, действующие в странах, относительно полосы отчуждения линий электропередачи

• Вмешательство заинтересованных сторон и коммунальных предприятий во время выполнения работ

• Взаимодействие между заказчиком, подрядчиками, коммунальными предприятиями и странами.

Первые восемнадцать (18) месяцев являются общими для всех компонентов проекта: двенадцать (12) месяцев на проведение исследований, составление спецификаций и тендерной документации; и шесть (6) месяцев для оценки тендерных предложений и присуждения контрактов под ключ по ПЗС (проектирование, закупки, строительство).

Предполагая, что все контракты под ключ по ПЗС начинаются в один день, SNC-Lavalin считает, что каждый компонент проекта может быть выполнен следующим образом:

• Конверторные станции 500кВ высокого напряжения постоянного тока и контрольный центр - 36 месяцев

• Высоковольтная линия электропередачи постоянного тока 500кВ Таджикистан-Афганистан-Пакистан - 34 месяца

• Высоковольтная линия электропередачи переменного тока 500кВ Кыргызстан-Таджикистан - 32 месяца

Критический путь обычно зависит от конверторных станций и, в особенности, от изготовления и поставки основного оборудования, такого как трансформаторы конверторов и преобразовательные вентили. Однако правила, действующие в странах, могут отклонить критический путь в сторону сооружения линии электропередачи.


CASA-1000 Update 13-3 020913-4SRP-0300-01

Тендер на контракты под ключ Month МесяцыСистема 500кВ HVDC & HVAC 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Присуждение контракта на консультационные услуги1 Начальная стадия и оценка

1.1 Начальная стадия и сбор данных1.3 Оценки проекта

2 Изучение системы и дизайна2.1 Критические исследования системы2.2 Не критические исследования системы

3 Изучение системы и дизайна3.1 Критические исследования дизайна3.2 Не критические исследования дизайна

4 Технические спецификации4.1 Функциональные спецификации HVDC 4.2 Стандартные спецификации HVAC 4.3 технические таблицы данных

5 Подготовка тендерной документации5.1 Инструкии для участников тендера и формы5.2 Условия контракта5.3 Список цен

6 Предварительная квалификация участников тендера (RFQ)6.1 Подготовка документов заявки6.2 Подготовка и получение заявок6.3 Оценка и отбор педварительно квалифицированных участников тендера

7 Проведение тендера и присуждение (RFP)7.1 Подготовка и получение тендерной документации7.2 Рассмотрение неоцененных предложений7.3 Рассмотрение оцененных предложений7.4 Предварительное присуждение и присуждение контрактов под ключ

Примечание:График общий для всех компонентов проектаПредполагается наличие и достоверность всей существующей информацииПредполагаются минимальные интервенции заинтересованных сторон и коммунальных предприятийпредполагается, что время для подготовки тендерных предложений не продляется

Диаграмма 13-2 Проект CASA-1000 – Типовой график реализации по присуждению контрактов под ключ


CASA-1000 Update 13-4 020913-4SRP-0300-01

500кВ контрольный центр и конверторные станции MonthСангтуда (Таджикистан) + Кабул (Афганистан) + Пешавар (Пакистан) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36Присуждение контракта под ключ и уведомление о начале производства работ

1 Дизайн и проект конверторной станции HVDC 1.1 Мобилизация

1.2 Изыскания по конверторным станциям в Таджикистане, Кабуле и Пешаваре

1.3 Проектирование и чертежи1.4 Согласование проекта1.5 Электроды-полевые изыскания1.6 Проект -контрольный центр линии CASA1.7 Электроды-проект

2 Изготовление конверторной станции HVDC 2.1 Трансформаторы конвертора2.2 Емкости2.3 реакторы2.4 Клапаны2.5 Оборудование щита2.6 Изготовление -контрольный центр линии CASA

3 Поставка и транспортировка 3.1 Трансформаторы конвертора3.2 Емкости3.3 реакторы3.4 Клапаны3.5 Оборудование щита3.6 Поставка -контрольный центр линии CASA

4 Монтаж и строительство конверторной станции HVDC 4.1 Земляные работы4.2 Фундаменты /конструкции4.3 Монтаж электродов (как вариант)4.4 Щитовая и диспетчерский пункт4.5 Монтаж и установка оборудования 4.6 Монтажn -контрольный центр линии CASA

5 Испытания, программирование и ввод в эксплуатацию 5.1 Испытание конверторных станций HVDC5.2 Программирование/испытание контрольного центра линии CASA5.3 Система HVDC готова к вводу в эксплуатацию

Примечания:График применим к трем (3) конверторным станциям и одному (1) контрольному центруПредполагается, что работы по всем конверторным станциям будут вестись одновременноПредполагаются минимальные интервенции заинтересованных сторон и коммунальных предприятий

Диаграмма 13-3 Проект CASA-1000 – Типовой график реализации по сооружению конверторных станций 500кВ высокого напряжения постоянного тока в Сангтуде, Кабуле и Пешаваре и контрольного центра


CASA-1000 Update 13-5 020913-4SRP-0300-01

500кВ 750км ВЛ постоянного тока MonthТаджикистан (117км) + Афганистан (562км) + Пакистан (71км) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34Присуждение контракта под ключ и уведомление о начале производства работ

1 Проектирование линии электропередачи 1.1 Мобилизация

1.2 Изыская по трассе ЛЭП на площадках конверторных станций (комбинация LiDAR и наземной съемки)

1.3 Проект и чертежи1.4 Согласование проекта1.5 расстановка опор

2 Изготовление линии электропередачи2.1 Конструкции опор2.2 Провода2.3 Изоляторы2.4 Прочее оборудование

3 Поставка и транспортировка 3.1 Конструкции опор3.2 Провода3.3 Изоляторы3.4 Прочее оборудование

4 Монтаж и строительство линии4.1 Разминирование4.2 Выделение полосы отчуждения и подъездные дороги4.3 исследование грунта, фундаменты и заземление4.4 Монтаж опор4.5 Монтаж проводов

5 Испытания и ввод линии в эксплуатацию 5.1 Испытания 5.2 Линия HVDC готова к вводу в эксплуатацию

Примечание:Могут понадобиться несколько стороительных контрактов для выполнения работ за 34 месяцаТребуется как минимум две (2) строительные бригады для выполнения работ за 34 месяцаПредполагаются минимальные интервенции заинтересованных сторон и коммунальных предприятийПредполагаются минимальные экологические ограничения

Диаграмма 13-4 Проект CASA-1000 - Типовой график сооружения высоковольтной линии электропередачи постоянного тока 500кВ Таджикистан-Афганистан-Пакистан


CASA-1000 Update 13-6 020913-4SRP-0300-01

ЛЭП 500кВ 450км переменного тока Month Месяцы Кыргызстан (430км) + Таджикистан (20км) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Присуждение контракта под ключ и уведомление о начале производства работ1 Проектирование линии электропередачи

1.1 Мобилизация

1.2 Изыская по трассе ЛЭП на площадках подстанций (комбинация LiDAR и наземной съемки)

1.3 Проект и чертежи1.4 Согласование проекта1.5 расстановка опор

2 Изготовление линии электропередачи2.1 Конструкции опор2.2 Провода2.3 Изоляторы2.4 Прочее оборудование

3 Поставка и транспортировка 3.1 Конструкции опор3.2 Провода3.3 Изоляторы3.4 Прочее оборудование

4 Монтаж и строительство линии4.1 Выделение полосы отчуждения и подъездные дороги4.2 исследование грунта, фундаменты и заземление4.3 Монтаж опор4.4 Монтаж проводов

5 Испытания и ввод линии в эксплуатацию 5.1 Испытания 5.4 Линия HVАC готова к вводу в эксплуатацию

Примечание:Требуется как минимум одна (1) строительная бригада для выполнения работ за 30 месяцевПредполагаются минимальные интервенции заинтересованных сторон и коммунальных предприятийПредполагаются минимальные экологические ограничения

Диаграмма 13-5 Проект CASA-1000 – Типовой график реализации проекта по объединению высоковольтных линий переменного тока пропускной способностью 500кВт между Кыргызстаном и Таджикистаном


CASA-1000 Update 13-7 020913-4SRP-0300-01

13.3 Присуждение контрактов под ключ по ПЗС (18 месяцев)

Как говорилось выше, первые восемнадцать (18) месяцев являются общими для всех компонентов проекта. Сбор данных и изучение энергосистемы требует как минимум шести (6) месяцев, а технические спецификации – еще шести (6) месяцев. В худшем случае, необходимо будет добавить еще три (3) месяца для завершения исследований и составления спецификаций.

Подготовка технических спецификаций и тендерной документации обычно делается одновременно, а также предварительная квалификация участников торгов (окончательный список). Участникам тендера потребуется как минимум три (3) месяца для подготовки полноценного тендера и еще три (3) месяца потребуется для оценки тендерных предложений и присуждения контрактов под ключ по ПЗС. В худшем случае нужно будет добавить дополнительные три (3) месяца для подготовки и оценки тендера.

Нужно отметить, что земли, которая необходима для сооружения конверторной станции 1300МВт на подстанции 500 кВ в Пешаваре, в данный момент нет. Приобретение прав на эту землю может быть длительным процессом, что может привести к задержкам в случае судебных разбирательств с землевладельцами. Предлагается заняться решением этого вопроса сразу же в начале периода присуждения контрактов под ключ по ПЗС.

13.4 Конверторные станции 500кВ высокого напряжения постоянного тока и контрольный центр (36 месяцев)

Обычный период сооружения конверторных станций составляет 36 месяцев без учета ввода в эксплуатацию всей системы постоянного тока высокого напряжения, и предполагая минимальное вмешательство заинтересованных сторон и коммунальных предприятий, а также наличия заводов изготовителей. В худшем случае нужно рассчитывать на период выполнения в 42 месяца.

Компания SNC-Lavalin считает, что три (3) конверторных станции и контрольный центр сооружаются одновременно одним подрядчиком по ПЗС.

13.5 Высоковольтная линия электропередачи постоянного тока 500кВ Таджикистан-Афганистан-Пакистан (34 месяца)

Обычный период сооружения высоковольтной линии электропередачи постоянного тока протяженностью 750км составляет 34 месяца без учета ввода в эксплуатацию всей системы постоянного тока высокого напряжения, предполагая минимальные экологические требования и минимальное вмешательство заинтересованных сторон и коммунальных предприятий. В худшем случае нужно рассчитывать на период выполнения в 40 месяцев.

Такой период выполнения определен из расчета параллельной работы двух (2) строительных бригад. Однако период строительства можно сократить за счет распределения объема работ среди нескольких подрядчиков по ПЗС, или выполнения работ одним подрядчиком, имеющим несколько строительных бригад.


CASA-1000 Update 13-8 020913-4SRP-0300-01

13.6 Высоковольтная линия электропередачи переменного тока 500кВ Кыргызстан-Таджикистан (30 месяцев)

Обычный период сооружения высоковольтной линии электропередачи переменного тока протяженностью 450км составляет 30 месяцев без учета ввода в эксплуатацию всей системы постоянного тока высокого напряжения, предполагая минимальные экологические требования и минимальное вмешательство заинтересованных сторон и коммунальных предприятий. В худшем случае нужно рассчитывать на период выполнения в 36 месяцев.

Такой период выполнения определен из расчета параллельной работы двух (2) строительных бригад. Однако период строительства можно сократить за счет распределения объема работ среди нескольких подрядчиков по ПЗС, или выполнения работ одним подрядчиком, имеющим несколько строительных бригад.

13.7 Ввод в эксплуатацию объекта в целом (4 месяца)

Программа испытаний и ввода в эксплуатацию, с последующей пробной эксплуатацией включает детальное тестирование оборудования и систем до подачи напряжения на каждую конверторную станцию и затем сквозную проверку системы передачи электроэнергии. В завершение этой программы будут протестированы и приняты местные и дистанционные контрольные устройства. Электрическая целостность участков линии электропередачи будет проверена в ходе пробных испытаний.

Все подрядчики по контракам под ключ по ПЗС должны сдавать работу одновременно, чтобы дать возможность передавать электроэнергию и тестировать системы постоянного и переменного тока. Компания SNC-Lavalin планирует четыре (4) месяца на ввод всей системы в эксплуатацию, в том числе один или два месяца пробной эксплуатации.

13.8 Участие в тендере

Во время подготовки отчета по фазе I ряд потенциальных участников тендера выразили свою заинтересованность в проекте. Интерес участника тендера зависит от характера и структуры проекта. “Будет проведена оценка потенциального интереса к проекту со стороны участников тендера, вместе с рекомендациями, которые будут даны для обеспечения максимального участия в тендере, как только появится определенность по проекту. Некоторые компании, которые выражали свой интерес в проекте во время Фазы I, изменили свою ориентацию и сменили владельцев в результате мирового финансового кризиса.

Будет выпущено дополнение к этому отчету, как только будет принято определенное решение о переходе к следующей фазе проекта.

14 ПЛАН ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ


CASA-1000 Update 14-1 020913-4SRP-0300-01

14 ПЛАН ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

Основной целью работы по эксплуатации и техническому обслуживанию (Э&ТО) является достижение высокого уровня эксплуатационной надежности и осуществление передачи электроэнергии с минимальными потерями. Такая практика должна помочь повысить надежность и улучшить эксплуатацию и техническое обслуживание установок и оборудования, привести к максимальному использованию мощностей, повысить эффективность эксплуатации и сократить затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание.

Основными обязанностями при выполнении функции эксплуатации и технического обслуживания являются следующие:

• Обеспечение качества и надежности электроснабжения по линии;

• Оптимизация затрат на эксплуатацию и техническое обслуживание посредством эффективного использования мощностей и ресурсов;

• Обслуживание и повышение сохранности и надежности установок и оборудования с помощью эффективного планирования технического обслуживания;

• Улучшение планирования по запасным частям и оптимизация запасов запасных частей;

• Стандартизация рабочих процедур;

• Обеспечение безопасности персонала, выполняющего работы по техническому обслуживанию;

• Разработка механизма для оценки и контроля расходов, связанных с техническим обслуживанием; и

• Составление отчетов MIS для улучшения процесса принятия решений и контроля.

Как уже говорилось выше, предлагаемая система передачи электроэнергии высокого напряжения и постоянного тока должна представлять собой систему с тремя терминалами, работающую с помощью воздушной биполярной ЛЭП +/-500кВ кВ протяженностью 750км, - систему, которая соединяет центр гидро генерации в Таджикистане с центрами нагрузки в Афганистане и Пакистане. Система соединения должна состоять из трех конверторных станций высокого напряжения и постоянного тока, по одной в Таджикистане, Афганистане и Пакистане. Первоначальная мощность трех конверторных станций должна составить 1300 МВт в Таджикистане, 1300 МВт в Пакистане и 300 МВт в Афганистане. Соединяющая система переменного тока должна быть 500кВ, 50Гц в Таджикистане и Пакистане и 220кВ, 50Гц в Афганистане.

Для эксплуатации и технического обслуживания линии электропередачи и конверторных станций потребуется бригада подготовленного персонала и эффективная организация работ. План эксплуатации и технического обслуживания, который приведен в Приложении H, описывает задачи текущего и аварийного обслуживания и управления материальными запасами в целях осуществления эксплуатации и технического обслуживания объекта ЛЭП CASA-1000, а именно высоковольтной линии электропередачи постоянного тока, которая соединяет Таджикистан, Афганистан и Пакистан, конверторных станций и контрольного центра системы.

15 ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ДАЛЬНЕЙШИЕ ПЛАНЫ


CASA-1000 Update 15-1 020913-4SRP-0300-01

15 ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ДАЛЬНЕЙШИЕ ПЛАНЫ

15.1 Заключение

Рекомендуемая проектная конфигурация обеспечивает гибкость и отсутствие ограничений на реализацию других потенциальных вариантов. Учитывая, наличие множества активных заинтересованных лиц и вовлеченных сторон, при подписании соглашений нужно учитывать необходимость обеспечения эффективности мероприятий и упрощения процедур для успешности проекта. Любая задержка работ по проекту оказывает самое негативное воздействие на экономическую жизнеспособность проекта.

15.2 Дальнейшие планы по развитию проекта

Одна из самых больших сложностей при подписании соглашений возникает в ходе обсуждения эксплуатационных и договорных проблем. Некоторые из упомянутых выше эксплуатационных и договорных проблем, требующих более детального изучения, представлены ниже:

• Риск неплатежей

Есть много примеров (напр. объединенная энергосистема Южной Африки) свидетельствующих о том, эффективность договорных и эксплуатационных соглашений непосредственно влияет на успешность решения любой потенциальной проблемы с неплатежами. Следует отметить, что энергоснабжение Пакистана должно осуществляться независимо от способности Афганистана выполнить свои финансовые договорные обязательства.

• Приборы учета передачи энергии

Договорные и эксплуатационные проблемы при распределении нагрузок между Кыргызстаном и Таджикистаном должны быть тщательно продуманы, чтобы гарантировать надлежащий учет передачи энергии. Соглашения должны охватить проблемы касательно управления учета передачи/потребления энергии, гарантирования прозрачности распределения нагрузок, расчета потерь и пропускной способности, а также механизмов урегулирования споров.

Эти мероприятия имеют договорную основу и не входят в круг основных задач данного исследования, и потому предлагается акцентировать на них внимание в последующих исследованиях.

• Распределение нагрузок, тарифы и оплата за передачу

Прежде всего, необходимо установить ставки на оплату за распределение нагрузок, передачу энергии и тарифы на электроэнергию, передаваемую ОАО “Национальная Электрическая Сеть Кыргызстана” и таджикской компанией «Барки Точик».

Эти вопросы должны быть решены в ходе переговоров и разработки проекта соглашений – что выходит за рамки данного исследования.

www.snclavalin.com

SNC-LAVALIN 1801 Макгилл Колледж пр. Монреаль, Квебек H3A 2N4 Тел:. 514-393-1000 Факс: 514-334-1446

ПРОЕКТ ПО ПЕРЕДАЧЕ И ТОРГОВЛЕ...

Documents