Вступление страны в полосу кризисов, в том числе энергетический, создает предпосылки для развития коммунальной и малой энергетики на базе использования дешевых и легкодоступных местных углей. Переход от использования дорогих импортируемых энергоносителей из соседних стран к местному виду твердого топлива даст существенные выгоды, особенно для угольной отрасли.

Комплекс для снабжения угольным газом, теплом и паром

Современные мини-ТЭЦ малой и средней мощности (охватывают генерирующие мощности до 30 МВт) могут обеспечивать энергией микрорайон, отдельные жилые и административные здания, частные предприятия и фермерские хозяйства. При аварии от энергоснабжения отключаются лишь некоторые потребители. Использование таких установок позволяет отказаться от прокладывания тепловых и электрических сетей, обеспечить потребителей дешевой энергией и теплом.
Таким образом, альтернативная малая энергетика, используемая для поддержки большой, имеет определенный потенциал, позволяющий решить часть энергетических проблем отдаленных сельских регионов, близких к залежам угля, а это почти 60% сельских местностей. В короткий срок можно решить или хотя бы снять остроту недостатка электроэнергии в жилищно-коммунальных и промышленных предприятиях, значительно снизить затраты на производство технологического пара.
В настоящее время правительство занято решением проблем в большой энергетике, требующей огромных капитальных вложений, времени и ресурсов. У нас гидростанции расположены на юге страны, а основной потребитель находится на севере. Основная проблема — выработанную на юге электроэнергию надо перегнать в северный регион. Это весьма проблематично до ввода ЛЭП «Датка — Кемин», которую планируется запустить только к осени 2015 года.
В настоящее время до 70% всего объема вырабатываемой электроэнергии затрачиваются на коммунально-бытовые нужды, только 30% идут на потребности секторов экономики. При таком раскладе нельзя надеяться на значительные улучшения в промышленности, к примеру, невозможно реализовывать инвестиционные проекты, связанные с потреблением дешевой электроэнергии.
В 2009 году страна уже переживала энергетический кризис из-за снижения объема воды в Токтогульской ГЭС. Сегодня ее уровень составляет чуть больше 8,5 млрд. кубометров. Этот показатель намного меньше прошлогоднего, а при тяжелой и затяжной зиме может привести к непредсказуемым последствиям. Поэтому кабинет министров решил в этом году не экспортировать электроэнергию, а, наоборот, планирует импортировать ее из соседнего Таджикистана. А там из-за периодического отключения поставок природного газа Узбекистаном начали строить специальные комплексы для переработки угля в горючий газ. Тем самым таджики обеспечивают энергоносителями не только производство своего алюминиевого завода, но зимой теплом и горячей водой жилые районы столицы — Душанбе.

Модульные установки для выработки электроэнергии на угольном газе

Высокие цены на покупной газ, ожидаемый переход к новым энергетическим тарифам, безусловно, приведут Кыргызстан к использованию альтернативных источников энергии, это будет обязательно уголь, ведь его в республике много. Огромные запасы, повсеместная распространенность твердого топлива диктуют ему растущую роль в диверсификации производства электроэнергии.
Основное препятствие перехода на сжигание местных низкосортных (бурых) углей, объемы которых достигают 80% добычи, — сложность организации устойчивого топочного процесса, так как в традиционных топках они плохо горят. Вместе с тем на рынке котельной техники появились новые топки, создающие многократное увеличение тепловой инерции потока, что стабилизирует процесс горения и обеспечивает низкотемпературное сжигание. Стремление к низкотемпературному сжиганию связано с возможностью обеспечения утилизации вредных выбросов в дымовых газах без использования дорогостоящих схем газоочистки.
Целесообразность развития малой энергетики обусловлена еще и тем, что на севере существует определенный гидроэнергетический потенциал малых водотоков. Если малая энергетика сможет выработать некоторое количество электроэнергии, это в целом облегчит задачу обеспечения энергобезопасности. При этом необходимость транспортировки электроэнергии на север республики уменьшится, соответственно сократятся попуски воды на Токтогульской ГЭС в холодное время года.
Планируемые к строительству каскады малых ГЭС (в основном в высокогорной Нарынской области) должны по техническим требованиям располагаться выше верхней точки водозабора, если ниже, то не избежать конфликтов с соседними государствами в период вегетации. Такие случаи уже имеются. И еще, в зимний период чем выше объект над уровнем моря, тем холоднее, и потому возможности работы потенциальных гидростанций сокращаются.
Строительство любой ГЭС требует больших капиталовложений. Эти проекты реальны в том случае, когда будут разработаны механизмы возврата вложенных инвестиций. Сегодня розничный тариф для населения — 70 тыйынов, для других потребителей — 1 сом 32 тыйына, однако, согласно договору с ОАО «Росгидро», цена 1 КВт энергии, вырабатываемой Верхне-Нарынским каскадом ГЭС, планируется 6,1 цента (около 3 сомов). Для окупаемости капиталовложений в короткий период на этот тариф ориентируются и новые малые ГЭС или ТЭС, на такую же тарифную ставку рассчитана и модернизация Бишкекской ТЭЦ.
Затраты на обновление ТЭЦ Бишкека по проекту составляют 1,3 млн. долл. США на 1 МВт мощности, а затраты на строительство Верхне-Нарынского каскада ГЭС — около 3 млн. долл. США на 1 МВт. По срокам строительства для модернизации ТЭЦ требуется 3 года, для строительства каскада ГЭС — 4,5. Конечно, модернизация ТЭЦ это не капитальное строительство, однако нельзя забывать, что при этом вырабатываются технологический пар и горячая вода.
Мировой рынок автономных источников энергии и оборудования для мини-станций, генерирующих тепло и электричество, может удовлетворять любые потребности. Кроме того, при их выборе и правильном формировании потребительских предпочтений немаловажное значение, помимо возможностей оборудования, имеют их цена и сроки освоения.
Так, при сооружении объектов малой энергетики (1-30 МВт), работающих на местном угле, капитальные затраты не превышают 1,5-2 млн. долл. США на 1 МВт мощности, а сроки строительства составляют 6-8 месяцев. Причем такие комплексы выполнены в модульном исполнении и основаны как на прямом сжигании угля, так и на использовании угольного газа. При использовании газа решаются и экологические проблемы, связанные с выбросом вредных веществ в окружающую среду.
В странах-производителях интенсивно идет работа по развитию твердотопливных энергогенерирующих установок, основанных на принципиально новых технологиях. Они работают автономно, используя локальные тепловые и электрические сети, что значительно увеличивает их надежность, снижает стоимость энергоснабжения. При наличии соответствующих финансовых ресурсов и волевых решений со стороны правительства подобное можно освоить и у нас в республике, тем самым решить старые проблемы в топливно-энергетическом комплексе страны.

Арстанбек АСАНОВ,
профессор, доктор
технических наук.