Табл 4 Финансово-экономическая деятельность ОАО "НЭС Кыргызстана"

Табл. 6 Список всех акционеров эмитента, которые имеют не менее 5 процентов от общего количества акций за 1 квартал 2012 года

Табл. 7 Данные о ценных бумагах эмитента за 1 квартал 2012 года

Табл. 8 Дебиторская, кредиторская задолженность эмитента и его дочерних обществ на конец отчетного периода за 1 квартал 2012 года

Табл. 9 Дебиторская, кредиторская задолженность эмитента и его дочерних обществ на конец отчетного периода за 2 квартал 2011года

Табл. 10.Данные о ценных бумагах эмитента. за 2 квартал 2011года

Кадровый потенциал Открытого акционерного общества Национальная электрическая сеть Кыргызстана" является главным фактором компании, от которой завит ее успех.

На 1 января 2011 года персонал нашей компании составил 2480 человек, из них руководителей и специалистов 861 человек, рабочих 1619 человек. 90% руководителей и специалистов имеют высшее образование, 59% рабочих имеют высшее и среднее специальное образование, в компании работает 1 кандидат технических наук. 50% работающих имеют энергетический стаж более 10 лет. Подготовка специалистов для работы в энергетике осуществляется в Кыргызско-Российском Славянском университете, Кыргызском Государственном Техническом университете им.И.Раззакова и Бишкекском политехническом колледже.

Повышение квалификации сотрудников компании проводится в Институтах повышения квалификации руководящих работников и специалистов Российской Федерации в г. Москве, г. Санкт-Петербурге, в Учебном центре ОАО "НЭС Кыргызстана"в Национальном центре информационных технологий г.Бишкек, в ОсОО "LOGIC Servic",в Учебном центре Министерства финансов КР, в Центре ПК и ППК НИ "Стандартизации и метрологии" и др. . В 2010 году повысили квалификацию 424 сотрудника.

2.2 Сравнительный анализ конкуренции между дочерними предприятиями ОАО "НЭСК" (Чуйское ПВЭС, Ошское ПВЭС, Жалалабатское ПВЭС, Иссык - Кульское ПВЭС, Нарынское ПВЭС, Таласское ПВЭС)

Рынок электроэнергии принципиально отличается от рынков других товаров в силу технологической специфики отрасли. Это обусловлено специфическими свойствами товара, основными из которых являются неразрывность и совпадение во времени процессов производства и потребления электроэнергии, а также невозможность накопления и хранения электроэнергии в достаточно больших объемах. Существующие в настоящее время технологии накопления электроэнергии используются, главным образом, для регулирования суточных графиков нагрузки энергосистем. Невозможность заменить электроэнергию другими топливно-энергетическими ресурсами делает слабой зависимость электропотребления от размера тарифов. К технологическим особенностям отрасли также относится параллельная работа всех электростанций в рамках единой электрической сети страны по единому диспетчерскому графику нагрузки. Основным свойством нагрузки потребителей энергосистемы является ее изменчивость во времени - в разрезе суток, недели, сезонов, - что обуславливает необходимость наличия в составе энергосистемы электростанций различных типов для покрытия базисной, пиковой и полупиковой зон графиков нагрузок. При этом участие различных типов электростанций в покрытии графика нагрузки определяется маневренностью оборудования электростанций.

Из специфических свойств отрасли вытекает специфичность конкуренции в сфере производства электроэнергии.

Однородность по всем параметрам электроэнергии как продукции генерирующих компаний, являясь необходимым условием параллельной работы электростанций в рамках одной электрической сети, лишает потребителей возможности каким-либо образом выделить энергию отдельных электростанций в общем объеме энергии. Это приводит к обезличенности продукции в электроэнергетической отрасли, вследствие чего неценовая конкуренция в сфере генерации энергии отсутствует и формируется ценовой характер конкуренции.

Ценовой характер конкуренции генерирующих компаний (складывающейся из конкуренции входящих в их состав электростанций) при работе по единому диспетчерскому графику определяется, при прочих равных условиях, текущими затратами (постоянными и переменными) на производство единицы электрической и тепловой энергии.

В процессе производства электроэнергии конкуренция основывается на взаимном сравнении себестоимости производства электроэнергии на отдельных энергетических агрегатах (блоках) и электростанциях в целом, а также на параметрах и характеристиках электрической сети.

Существенное влияние на себестоимость производства электроэнергии на электростанциях оказывает структура топливного баланса электростанции (виды и марки топлива, удельный расход топлива на агрегатах, цена на используемое топливо), возрастная структура и техническое состояние оборудования. При прочих равных условиях эти факторы будут определяющими для уровня конкурентоспособности электростанций и генерирующей компании в целом.

Отличительной чертой электроэнергетической отрасли также является привязка генерации к конкретным территориям и зависимость режимов электростанций от конфигурации и пропускной способности электрической сети. Каждая электростанция, работающая на конкурентном рынке электроэнергии и мощности, независимо от структуры и конфигурации генерирующей компании, в которую она входит, характеризуется определенными географическими координатами. Графики электрической и тепловой нагрузки, балансы мощности и электроэнергии, пропускные способности сечений электрических связей также имеют территориальный характер. На конкурентоспособность отдельно взятой электростанции влияют параметры и пропускная способность электрической сети территории, на которой расположена эта электростанция.

Основной целью проводимой реформы в электроэнергетической отрасли КР стало обеспечение притока инвестиций в отрасль с целью ее интенсивного развития и повышения эффективности энергетических компаний. Это должно обеспечивать надежное и бесперебойное энергоснабжение потребителей, что является первостепенной задачей отрасли.

Исследование конкурентоспособности генерирующих предприятий представляет собой комплексную задачу, решение которой можно разбить на следующие этапы:

1. Формирование набора исследуемых предприятий

2. Прогнозирование финансово-экономического состояния генерирующих предприятий с учетом технического (старения основного оборудования электростанций, технического перевооружения и переоснащения электростанций) и топливного (изменение топливной структуры) факторов.

3. Сопоставление и анализ полученных результатов.

Как указывалось выше, конкурентоспособность предприятий не является абсолютной величиной и может быть определена только в сравнении с другими предприятиями. Можно утверждать, что конкурентоспособность генерирующей компаний определяется конкурентоспособностью формирующих ее электростанций. В связи с этим целесообразно формирование группы компаний, в рамках которой будет определяться конкурентоспособность. Каждая электростанция имеет определенное географическое месторасположение, которое не может быть изменено, и у каждой электростанции на обслуживаемой ею территории существует несколько электростанций-соседей, которых можно рассматривать как конкурентов (при условии сопоставимости типов электростанций). В отношении этих соседей имеет смысл определять конкурентоспособность электростанции на данной территории. Таким образом, электростанции формируют конкурентные группы, в рамках которых можно определять конкурентоспособность электростанций.

Чуйское предприятие высоковольтных электрических сетей является крупнейшим структурным подразделением ОАО «Национальная электрическая сеть Кыргызстана». ЧуПВЭС осуществляет ремонтно-эксплуатационное и оперативное обслуживание электрических сетей напряжением 110-500 кВ, находящихся в границах Иссык-Атинского, Аламудунского, Сокулукского, Московского, Жайылского, Панфиловского, Чуйского, Кеминского административных районов и г. Бишкек.

Чуйское предприятие высоковольтных электрических сетей является крупнейшим структурным подразделением ОАО «Национальные Электрические Сети Кыргызстана», основная цель которого - передача электроэнергии потребите-лям г.Бишкек и Чуйской области, транзит электроэнергии в Иссык- Кульскую и Нарынскую области, а также передачу электроэнергии на экспорт в Республику Казахстан, РФ.

Чуйское предприятие высоковольтных электрических сетей организовано 01.07.2001года на базе электрических сетей 110 кВ и выше Чуйского и Бишкекского предприятия электрических сетей, после реструктуризации энергосистемы Кыргызстана.

ЧуПВЭС осуществляет ремонтно-эксплуатационное и оперативное обслуживание электрических сетей напряжением 110-500кВ г.Бишкек и Чуйской области.

На балансе Чуйского ПВЭС находится 50 подстанций 500/220/110/35/10-6кВ с установленной трансформаторной мощностью 4222,2 МВА, в том числе по напряжениям:

- 1 ПС 500 кВ суммарной мощностью 1529 МВА

- 5 ПС 220 кВ суммарной мощностью 1105 МВА

- 44 ПС 110 кВ суммарной мощностью 1587,2 МВА.

Имеет в своем составе: - ОАСУ

Для повышения эффективности управления производством создан отдел АСУ. В настоящее время техническую базу предприятия составляет 94 - персональных ЭВМ , 85 - печатающих устройств и 2 КМА формата А3, 3 КМА формата А4 .

В структурных подразделениях ЧуПВЭС эксплуатируются 51 комплексов задач, с помощью которых решаются задачи оперативно-диспетчерского управления, управления производственно-технической деятельностью, управления энергоремонтом, бухгал-терского учета, управления трудом и кадрами, управления материально-техническим снабжением. Эксплуатируются программные пакеты «1С Бухгалтерия», «Оперативно-информационный комплекс», «Учет и анализ отключений», «Расчет сметы ремонтов», «Расчет баланса и потерь э/э», «Регистратор диспетчерских переговоров» и другие задачи.

- Оперативно - диспетчерская служба

Оперативное обслуживание оборудования

ЧуПВЭС осуществляется оперативно-диспетчерской службой , которая обеспечивает электроэнергией Чуйскую область и столицу Кыргызстана - город Бишкек.

- Подстанций 500/220/110кВ -50 шт

- ВЛ 500/220/110кВ - 67 шт, что составляет 927 присоединений.

Территориально оборудование ЧуПВЭС разделено на три зоны обслуживания, что и определило структуру ОДС ЧуПВЭС:

1.Бишкекская ОДГ, осуществляет оперативное управление оборудованием Восточной и Западной группой ПС и Бишкекского участка ВЛ.

2.Западная ОДГ, осуществляет оперативное управление оборудованием Жайыльской группой ПС и Жайыльского участка ВЛ.

3.Восточная ОДГ, обеспечивает оперативное управление оборудованием Быстровской и Чуйской групп ПС и Кеминского участка ВЛ.

- Служба подстанций

Ремонтно-эксплуатационное обслуживание подстанций осуществляется Службой подстанций, в состав которой входят:

- Восточная группа ПС, обслуживающая 14 ПС 110/35/10-6 кВ,

- Западная группа ПС, обслуживающая 14 ПС 110/35/10-6 кВ,

- Жайыльская группа ПС, обслуживающая 8 ПС 110/35/10-6 кВ,

- Чуйская группа ПС, обслуживающая ПС 220/110/35/10 кВ «Чуйская» 4 ПС 110/35/10-6 кВ,

- Быстровская группа ПС, обслуживающая ПС 220/110/35 кВ «Быстровка» и 3 ПС 110/35/10-6 кВ,

- ПС 500/220/10 кВ «Фрунзенская»

- ПС 220/110/10 кВ «Кара-Балта»

- ПС 220/110/10 кВ «Главная»

- ПС 220/110/10 кВ «Ала-Арча» и ПС 110/6 «Пиковая-Котельная»

- Коммерческо - диспетчерский отдел

Одним из основных технико-экономических показателей предприятия является выполнение плановых величин технических потерь. Коммерческо-диспетчерский отдел (КДО) как структурное подразделение ЧуПВЭС занимается разработкой мероприятий по снижению потерь и их прогнозированию, ведет контроль по соблюдению нормы расхода электроэнергии на СН и лимит потребления на ХН предприятия, а также ведет методическую работу по разработке инструкций, положений и других документов, касающихся учета и снижения потерь.

Основными задачами КДО являются: составление баланса и определения потерь э/э в сетях 110,220,500 кВ ЧуПВЭС, сопровождение выполнения требований контрактов между ОАО «НЭСК» и ОАО «Северэлектро», КПП, ОАО «Электрические станции», ИПВЭС, НПВЭС, ТПВЭС, KEGOK Республики Казахстан и составления с ними актов перетоков и передачи электроэнергии.

- Метрологическая служба

Основные задачи, которая решает метрологическая служба следующие:

Обеспечение единства и требуемый точности измерений;

Совершенствования методов и средств измерений и контроля на предприятии;

Проведения работ по подготовке и совершенствованию метрологического обеспечения на предприятии;

Определение оптимальной номенклатуры и планомерное внедрение средств и методов измерений.

- Служба линий

Служба линий является производственным структурным подразделением Чуйского предприятия высоковольтных электрических сетей.

Персонал службы организует и выполняет эксплуатационные и ремонтные работы для обеспечения бесперебойного электроснабжения и надежной работы ВЛ 110-220-500 кВ.

На 01.01.2009 года всего по службе линий ЧуПВЭС в эксплуатации находится 1668 км воздушных линий 110-220-500 кВ., в том числе :

ВЛ 500кВ 176 км.

ВЛ 220кВ 855км. = 1668 км.

ВЛ 110кВ 636км.

Служба линий эксплуатирует один из участков уникальной высокогорной ВЛ 500кВ Токтогульская ГЭС-Фрунзенская.

- Местная служба средств диспетчерского и технологического управления

На предприятии по ЛЭП-500, 220, 110 кВ организованы 60 каналов ВЧ связи. С 30 подстанций по каналам ТМ передается на систему обработки телеинформации (операционно-информационного комплекса СОТИ ОИК) 358 телеизмерений, 530 телесигналов, 182 телеуправления, что позволяет диспетчеру в режиме реального времени следить за показаниями изменения напряжения, тока, мощности на подстанциях, а также графическое изменение этих параметров в течении суток, недель, месяца.

По имеющимся междугородним и городским КЛС, протяженностью 116 км, осуществляются межсистемная, системная, технологическая связь.

Задействованы четыре радиосети, в которые включены 85 радиостанций. Имеются радиорелейные линии связи на аппаратуре DRL 186, ФМ 24\450, «Радан».

В настоящее время введена в работу современная радиорелейная станция «Нера», совместно с аппаратурой «ОГМ-30», что позволит организовать более надежные и качественные системные и межсистемные каналы связи диспетчеров ЦДС и ЧуПВЭС

- Служба релейной защиты и автоматики

Основная задача службы МСРЗА - обеспечение надежной, устойчивой работы устройств РЗА и противо-аварийной автоматики, локализации нарушений нор-мального режима, бесперебойного электроснабжения потребителя. Обеспечение высокого технического уровня и культуры эксплуатации всех устройств РЗА, установленных на объектах ЧуПВЭС.

- ведение суточных ведомостей

Комплекс пусковых устройств противоаварийной автоматики, установленных на ПС 500кВ «Фрунзенская» позволяет контролировать переток мощностей в системных линиях и в случае возникновения аварийной ситуации передавать управляющие сигналы в Узбекскую и Казахскую энергосистемы. Аппаратура выполнена на микроэлектронной базе, а управляющие сигналы передаются с помощью высокочастотной аппаратуры АНКА-АВПА, АКПА. Все ВЛ 110кВ и выше оборудованы фиксирующими приборами для отыскания мест повреждения типа ФИП-2 или ЛИФП и осциллографами. На линии 500кВ (Л-509) установлен фиксирующий прибор типа МФИ-1, который позволяет определить вид повреждения, поврежденную фазу, расстояние до места КЗ и выдать информацию о величинах токов и напряжений прямой, обратной последовательностей и о времени возникновения КЗ.

Расчеты токов КЗ в сетях 35кВ и выше производятся на ПЭВМ с использованием современных программ.

- Служба надежности и техники безопасности

Работа с персоналом является одной из основных обязанностей всех руководителей и специалистов предприятия, поэтому уделяется большое внимание обучению, подготовке и повышению квалификации работников.

В настоящий момент на предприятии действует кабинет техники безопасности, где проводятся занятия, инструктажи, консультации по вопросам техники безопасности и охраны труда, а также пропаганда создания безопасных условий труда, обучение персонала безопасным приемам работы.

Кабинет техники безопасности оснащен телевизором, видеомагнитофоном, видеокамерой.

Для проведения обучения персонала тренажер «Витим» для обучения персонала оказанию доврачебной помощи при несчастных случаях. Для недопущения и повторения причин несчастных случаев на производстве персоналу здесь же демонстрируются фильмы - мультиролики происшедших несчастных случаев в системе энергетики.

- Местная служба изоляции, защиты от перенапряжений и испытаний

Служба изоляции и защиты от перенапряжений (МСИЗПИ) осуществляет технический контроль за состоянием изоляции высоковольтного оборудования, проведение приеме - сдаточных, профилактических, специальных испытаний, контроль за выполнением мероприятий по повышению надежности изоляции и их защиты от перенапряжений как в нормальных условиях, так и при влиянии неблагоприятных факторов (грозовой, осеннее - зимние периоды, паводки, сильные ветры, загрязнение изоляции). Для испытания электрооборудования служба оснащена высоковольтными лабораториями ПКЛС - 10 и ЭТЛ - 35 на базе вездеходных автомобилей ГАЗ - 66, а также стационарными лабораториями по испытанию защитных средств, резервного оборудования .

В службе имеется химическая лаборатория, где проводиться химический анализ проб трансформаторного масла, электроплита, измерение на прочности, диэлектрических потерь трансформаторного масла.

На сегодняшний день служба линий обслуживает три ВЛ 500 кВ, шестнадцать ВЛ 220 кВ и сорок девять ВЛ 110 кВ.

Для оперативного обслуживания высоковольтных линий в состав службы линий входят три участка:

- Кеминский участок ВЛ, расположенный в п. Нур.

- Жайыльский участок ВЛ, расположенный в г. Кара-Балта.

- Бишкекский участок ВЛ, расположенный в г. Бишкек.

На балансе Чуйского ПВЭС находится 50 подстанций 500/220/110/35/10-6кВ с установленной трансформаторной мощностью 4187,4 МВА, в том числе по напряжениям:

1 ПС 500 кВ суммарной мощностью 1 529,0 МВА

5 ПС 220 кВ суммарной мощностью 1 064,0 МВА

44 ПС 110 кВ суммарной мощностью 1594,4 МВА.

На сегодняшний день протяженность воздушных линий электропередач напряжением 110 - 500 кВ составляет 1641 км.

На базе ПС "Фрунзенская" производится ремонт высоковольтных вводов 220-500 кВ Иссык-Кульское ПВЭС осуществляет ремонтно-эксплуатационное и оперативное обслуживание электрических сетей напряжением 110-220 кВ, находящихся в границах Иссык-Кульского, Тонского, Джеты-Огузского, Тюпского и Ак-Суйского административных районов и г.Каракол, Балыкчи Иссык-Кульской области.

Одним из основных потребителей Иссык-Кульской области является золоторудный комбинат "Кумтор", электроснабжение которого осуществляется на приоритетной основе.

В настоящее время Иссык-Кульского ПВЭС обслуживает 32 подстанции с установленной мощностью 1034.7МВА и ВЛ-220кВ -154км., ВЛ-110 кВ - 849км

Жалалабатское предприятие высоковольтных электросетей несет функции по транспорту электроэнергии от Каскада Токтогульских ГЭС по ЛЭП-110-500кВ до понижающих подстанций 220, 110 кВ. Зона транзита электрической энергии ЖПВЭС включает в себя восемь административных районов, восемь городов и поселков городского типа. Общая площадь обслуживаемой зоны 21.1 тыс. квадратных километров, радиусом в 360 км.

На балансе и в эксплуатации Жалалабатского предприятия высоковольтных электрических сетей находится 36 единиц подстанций напряжением 110-220кВ, установленной мощностью 1212,4 тыс. кВА. Протяженность линий электропередачи 110*500 кВ -1420 км.

На базе ЖПВЭС производится ремонт высоковольтных вводов 110 кВ

Электроснабжение потребителей Нарынской области производится с 4-х сторон: по ВЛ-110 кВ «Иссык-Кульская-Кочкорка», «Районная-Жетиген» и ВЛ-220 кВ «Быстровка-Ак-Кыя», а также от Ат-Башинской ГЭС мощностью 40 мВт. Площадь централизованного обслуживания электросетей составляет 54,6 тыс. кв. км.

База предприятия расположена в городе Нарын на высоте 2070 м. над уровнем моря.

На обслуживании предприятия находятся 1 подстанция 220/110/10 кВ мощностью 250 тыс. кВА, 16 подстанций 110/35/10 кВ суммарной мощностью 257,1 тыс. кВА, 149,26 км, ВЛ-220 кВ, 932,2 км, ВЛ-110 кВ.

Зона обслуживания Ошского предприятия высоковольтных электрических сетей - охватывает территории Ошской и Баткенской областей.

Обслуживание оборудования ПС-110кВ и выше осуществляется пятью группами службы ПС и персоналами РЗА, базирующимися в городах Ош, Баткен, Кара-Суу, Кызыл-Кия и пгт. Кадамжай.

На балансе ОшПВЭС находится 41 ПС 110 - 220кВ, общей мощностью 1302,1 МВА. Протяженность линий электропередач 110-220 кВ - 1006 км.

На базе предприятия имеется ремонтная база, которая выполняет хозяйственным способом частичный ремонт, изготавливает детали вспомогательных узлов основного оборудования.

При Ошском ПВЭС функционирует Южный филиал учебного центра ОАО «НЭС Кыргызстана», в котором ведущие специалисты предприятия проводят обучение по повышению квалификации персонала энергосистемы Юга Кыргызстана

Таласское предприятие высоковольтных электрических сетей является структурным подразделением ОАО «Национальная электрическая сеть Кыргызстана». ТПВЭС осуществляет ремонтно-эксплуатационное и оперативное обслуживание электрических сетей напряжением 110-500 кВ. Протяженность ВЛ - 490 км.

На балансе ТПВЭС находится 14 подстанций 110 - 500 кВ с установленной трансформаторной мощностью 609,6 МВА, в том числе по напряжениям:

1 ПС 500 кВ суммарной мощностью 300,0 МВА

1 ПС 220 кВ суммарной мощностью 125,0 МВА

12 ПС 110 кВ суммарной мощностью 184,6 МВА.

На сегодняшний день протяженность воздушных линий электропередач напряжением 110 - 500 кВ составляет 484 км.

Энергетический кризис проявился в инвестиционной и воспроизводственной форме из-за несвоевременных платежей за потребленную электро- и теплоэнергию, высокий уровень технических и коммерческих потерь, высокий уровень износа основных фондов, который достиг в среднем - 46% по отчетным данным Нацстаткома КР. При этом наибольший уровень износа составляет на ТЭЦ г. Ош - 62,5%, на ТЭЦ г. Бишкек порядка 50%, это значит, что больше половины оборудования на ТЭЦ работает сверх нормы, на Каскаде Токтогульских ГЭС - 36,65%, в передающих высоковольтных сетях - 36,3%, в распределительных компаниях ОАО «Северэлектро» - 35,3%, в ОАО «Востокэлектро» - 47,7%, самый высокий уровень износа имеем в ОАО «Ошэлектро» - 52,8% и в ОАО «Джалал-Абадэлектро» - 53,4%. В то время как пороговое значение данного индикатора составляет: предкризисный уровень - 15%, кризисный - 25%. Таким образом, можно сказать, что техническая безопасность объектов ТЭК нарушена, ибо превышен порог предельно допустимого физического износа основных фондов, за которым начинается лавинообразный по времени рост аварийности, снижение напряжения в сети и отключения потребителей, что мы сегодня и имеем.

В целях привлечения широкого круга рабочих и инженерно-технических работников к разработке и использованию технических новшеств, достижению максимального экономического эффекта, сокращения трудозатрат, экономии электроэнергии и других материальных ресурсов в ОАО “Национальная электрическая сеть Кыргызстана” (НЭСК) проводится работа по разработке и внедрению в производство рационализаторских предложений и изобретений. Как сообщает пресс-служба НЭСК, работа, проводимая в этом направлении, нацеленная на развитие технического творчества работников, обобщение и распространение передового опыта, привлечение к техническому творчеству молодежи, позволила заинтересовать специалистов и повысить число участников, количество внедренных рационализаторских предложений и экономический эффект от их внедрения. В прошлом году в рационализаторской работе приняли участие 108 специалистов компании, ими разработано и внедрено в производство 81 рационализаторское предложение с экономическим эффектом более 6 млн. сом. Все рационализаторские предложения зарегистрированы в Кыргызпатенте в соответствии с постановлением правительства страны. В целях мобилизации творческих усилий и активности специалистов совместно с профсоюзными комитетами ежегодно проводится соревнование среди рационализаторов и изобретателей за достижение лучших показателей в работе.

Итоги подводятся на уровне “Лучшее предприятие, организация, служба”, “Лучшая творческая бригада” и “Лучший рационализатор”. Победителям соревнования за достижение лучших показателей в изобретательской и рационализаторской работе присуждаются денежные премии. По итогам 2005 года денежные премии и звание “Лучшее предприятие по рационализаторской работе 2005 года” присвоено первое место Чуйскому предприятию высоковольтных электрических сетей. Второе место - коллективу Ошского предприятия высоковольтных электрических сетей. Третье место получил коллектив центрального аппарата и производственных служб ОАО “НЭСК”. Лучшими рационализаторами прошлого года признаны А.Ахмедов, начальник службы связи Ошского ПВЭС; Т. Султанов, начальник подстанции 220 кВ "Ак-Кыя" Нарынского ПВЭС, и мастер ремонтного цеха Жалалабатского ПВЭС

Прошедший зимний максимум нагрузок был наиболее напряжённым по сравнению с этим же периодом прошлых лет. Это объясняется и холодными погодными условиями и, очевидно, естественным ростом потребления электрической энергии на нужды производства и населения внутри Республики.

Кыргызская энергосистема в прошедший зимний максимум работала параллельно с энергосистемами ОЭС Центральной Азии и осуществляла регулирование перетока мощности на границе ОЭС Центральной Азии и Казахстана. Суммарная мощность электростанций в часы вечернего максимума составила 3133 МВт, при этом нагрузка на ТЭЦ г. Бишкек была около 250 МВт и станция работала по условиям покрытия тепловых нагрузок в связи с малыми запасами топлива. Следует отметить, что ТЭЦ г. Бишкек в последние годы работает по теплофикационному режиму и не несёт установленную мощность. Это в совокупности с устойчивым ростом потребления энергии и мощности по Республике приводит к дополнительной загрузке системообразующих линий 220 кВ, отходящих от ПС 500 кВ «Фрунзенская», пропускная способность которых исчерпана.

Максимум потребления по Республике отмечен 3 февраля 2010 г. и составил за сутки 62,806 млн. кВт·ч и 2800 МВт по мощности в вечерние часы. Максимум нагрузки на Севере Кыргызстана отмечен 10.02.2010 г. и составил 1841 МВт. На Юге Республики максимум составил 1019 МВт. Динамика роста потребления энергии и мощности приведены, соответственно, на рисунках 1 и 2. Следует отметить, что на протяжении последних лет по Республике наблюдается устойчивый рост потребления, как по электроэнергии, так и мощности. Для сравнения, максимальное суточное потребление в 2008-2009 гг. составляло по электроэнергии - 54 млн. кВт·ч и по мощности - 2400 МВт.

Вышеприведенные нагрузки приводят к тому, что пропускная способность питающей сети 110-220-500 кВ ОАО "НЭС Кыргызстана" использована полностью, а некоторые ВЛ-220 кВ, как ВЛ-220 кВ «Фрунзенская - Быстровка», работали с 30% перегрузом от номинальной величины. Плюс, в ОЭС Центральной Азии, в вечерний максимум с 20 % перегрузом по статической устойчивости работали межсистемные линии электропередач (500-220 кВ), связывающие Север Кыргызской энергосистемы с остальной частью ОЭС Центральной Азии.

Неконтролируемый рост потребления в Кара-Балтинском энергоузле Чуйской области привел к исчерпанию автотрансформаторной мощности на ПС 220 "Кара-Балта" и, начиная уже с первых чисел наступившего осенне-зимнего максимума, два автотрансформатора на этой подстанции работали с перегрузом, разрешенным заводскими инструкциями и действующими в энергосистеме НТД. Ситуация усугубилась при резком понижении температуры наружного воздуха, когда перегруз увеличился до 34%. Необходимо было срочно предпринимать меры по сохранению оборудования.

Рассмотрев вопрос на техническом совете, в целях недопущения круглосуточного погашения 40 МВт потребителей, было принято решение о работе автотрансформаторов на ПС 220 "Кара-Балта" с постоянным перегрузом до 15%, и даже после этого на утренний и вечерний максимум вводились ограничения потребителей, величина которых достигала 70 МВт.

Аналогично складывалась ситуация в Ошской и Жалал-Абадской областях, где работали с постоянным перегрузом автотрансформаторы на ПС 220 кВ «Узловая» - 15%, ПС 220 кВ «Октябрьская» - 10%. Трансформаторные мощности остальных подстанций 110 кВ также были использованы полностью. Необходимо отметить, что со стороны областных администраций и распределительных энергокомпаний не ведётся должный контроль соблюдения контрактных величин на поставку электроэнергии. Так, в январе 2010 года при плане передачи электрической энергии в распределительные компании 1407,4 млн. кВт·ч фактические объёмы переданной электрической энергии составили 1463,7 млн. кВт·ч, что превысило плановое задание на 53,3 млн. кВт·ч.

Прохождение осенне-зимнего максимума нагрузок 2009-2010 гг. осложнялось повреждением основного оборудования ОАО «Электрические станции». Уже длительное время отсутствует реактор 500 кВ Л-509 на Токтогульской ГЭС, который был повреждён 18 июля 2008 г. Отсутствие этого реактора приводит к превышению разрешенных уровней напряжения на СШ 500 кВ ТГЭС в отдельные часы суток, что снижает срок службы изоляции и может быть причиной повреждения оборудования. До настоящего времени нет ясности со сроками восстановления реактора Л-509 на ТГЭС и ввода его в работу. Начиная с 16 декабря 2009 г., аварийно повреждён гидрогенератор №2 на Уч-Курганской ГЭС. Это снизило регулировочную способность энергосистемы на 45 МВт и привело к недовыработке одного миллиона кВт·ч электроэнергии в сутки.

С 18 сентября 2009 г. на Ат-Башинской ГЭС повреждён выключатель 110 кВ ВЛ-110 кВ «Ала-Тоо», выключатель зашунтирован и создана вынужденно ненадёжная схема электроснабжения в Нарынской области.

Меры по восстановлению повреждённого выключателя до сих пор не приняты, и ОАО "ЭС " необходимо принять меры по восстановлению оборудования.

В ОАО "НЭС Кыргызстана" проведена большая работа по снижению величины потерь электроэнергии на её транспорт. За счёт мероприятий по снижению потерь электроэнергии в период 2001-2009 гг. они снижены в сетях ОАО "НЭС Кыргызстана" с 10,51% в 2001 году до 6,34% в 2009 году. Динамика снижения потерь электроэнергии приведена на рис. 3.

В этот период на подстанциях ОАО "НЭС Кыргызстана" было установлено 1573 электронных счётчика повышенного класса точности и 127 комплектов трансформаторов тока и напряжения 35 кВ.

Сэкономленная электроэнергия использована потребителями и, в условиях предельной загрузки питающей сети это уменьшило величину регулировочных мероприятий.

Условия прохождения осенне-зимнего периода 2009-2010 гг. осложнились финансовым состоянием ОАО "НЭС Кыргызстана". При увеличившемся, по сравнению с тем же периодом 2009 года, объёме оказания услуг по передаче электроэнергии РЭКам, уровень оплаты практически не изменился. Так, за два месяца 2010 года ОАО "НЭС Кыргызстана", в соответствии с заключенными контрактами на передачу электроэнергии, оказаны услуги по транспортировке в РЭКи 2 821 035,0 тыс. кВт·ч электроэнергии, на общую сумму 233 250,5 тыс. сом. Для сравнения: в январе-феврале 2009 года в РЭКи передано на 237 704,3 тыс. кВт·ч меньше.

Фактически на 1 марта 2010 года из оказанных услуг произведена оплата на сумму 70 302,8 тыс. сом, из них денежными средствами 43 413,7 тыс. сом или 18,6% от товарной продукции. В том числе:

· от ОАО «Северэлектро» - 26 177,2 тыс. сом;

· от ОАО «Востокэлектро» - 5 105,3 тыс. сом;

· от ОАО «Ошэлектро» - 6 897,1 тыс. сом;

· от ОАО «Жалалабадэлектро» - 5 237,1 тыс. сом.

Однако при таком объёме оказанных услуг и действующем проценте распределения средств через РСК сумма поступления денежных средств от РЭК должна составлять 156 425,0 тыс. сом, в том числе:

· от ОАО «Северэлектро» - 68 916,0 тыс. сом;

· от ОАО «Востокэлектро» - 24 952,9 тыс. сом;

· от ОАО «Ошэлектро» - 31 146,8 тыс. сом;

· от ОАО «Жалалабадэлектро» - 31 409,3 тыс. сом.

Для обеспечения надёжного и бесперебойного электроснабжения потребителей и подготовки энергооборудования к ОЗМ 2010-2011 годов Государственному агентству по энергетике при Правительстве Кыргызской Республике необходимо увеличить долю отчислений денежных средств, аккумулируемых и распределяемых через Расчётно-сберегательную компанию для ОАО "НЭС Кыргызстана", до 30-35 %.

Учитывая вышеизложенное для нормализации прохождения осенне-зимнего максимума нагрузок 2010-2011 гг. необходимо усилить пропускную способность питающей сети 220 кВ национальной электросети и увеличить установленную трансформаторную мощность на подстанции "Кара-Балта". Для решения этих задач намечено в IV квартале 2010 г. ввести в работу линию 220 кВ между подстанцией 500 кВ "Фрунзенская" и подстанцией 220 кВ "Ала-Арча" и установить третий автотрансформатор 125 тыс. кВА на подстанции 220 кВ "Кара-Балта". Кроме того, необходимо обеспечить соблюдение дисциплины в выполнении заключенных контрактов на поставку электроэнергии, как со стороны поставщиков, так и со стороны потребителей. Для придания обязательности исполнения мероприятий по прохождению предстоящего осенне-зимнего максимума нагрузок необходимо в ближайшее время выпустить соответствующее постановление Правительства Кыргызской Республики.

Население Кыргызстана превышает лимит потребления электроэнергии.

По ее данным, рост внутреннего потребления в республике составляет 54 миллиона киловатт-часов в сутки против 48,8 миллиона в 2010 году. «Фактическое потребление за 5 дней декабря 2011 года составило 218,1 миллиона киловатт-часов электроэнергии при лимите в 209,9 миллиона. За этот же период 2010-го население использовало 186,8 миллиона киловатт-часов, то есть потребление увеличилось на 31,3 миллиона

Как отмечается, за 5 дней декабря сверх лимита потреблено электроэнергии: в ОАО «Северэлектро» - 8,2 миллиона киловатт-часов, ОАО «Ошэлектро» - 3,1 миллиона. «Это приводит к перегрузу основного оборудования «НЭС Кыргызстана», снижению напряжения в сетях, что негативно сказывается на электроснабжении объектов.

Проблемы

В связи с этим необходимы инвестиции на ремонт и модернизацию, которые, к примеру, в 2009 г. были произведены на 48,6% за счет средств энергокомпаний, 40% за счет госбюджета (это средства, выделенные в основном на строительство Камбаратинской ГЭС-2) и 8,4% за счет внешних источников и только 4,4% за счет иностранной помощи, а в предыдущие годы иностранные инвестиции не превышали 1%. Это несмотря на то, что посещающие нашу страну представители международных финансовых организаций и иностранных государств проявляют интерес к нашей энергетике.

Инвестиционная форма кризиса обусловлена также тем, что на протяжении последних 10 лет проводимая тарифная политика не отвечает экономическим методам ценообразования, не учитываются тенденции роста инфляции и мировые тенденции роста цен на углеводородное топливо. Анализ тарифов показывает, что их уровень не позволял обеспечить покрытие затрат. В 2009 г. тариф на электроэнергию для населения составлял 70 тыйынов за 1 кВт.ч, при себестоимости электроэнергии в 109,7 тыйын/кВт. ч, ежегодные потери в тарифе достигают огромных цифр.

Свергнутое Правительство КР, которое возглавлял Данияр Усенов, в ноябре 2009 года своим постановлением утвердило среднесрочную тарифную политику на электрическую и тепловую энергию на период 2009 2012 гг., в которой предусматривалось повышение тарифов на электро - и теплоэнергию с 1 января 2010 г. При этом был предложен единый тариф на электроэнергию -1,32 сом/кВт.ч, который почти в 2 раза превышал тариф для населения по сравнению с 2009 г., в то время как по данному индикатору критический порог энергетической безопасности допускает рост в 1,2 раза с учетом темпов роста инфляции.

Естественно такое резкое повышение тарифов на электрическую и тепловую энергию вызвало социальную напряженность и отчасти привело к свержению власти 7 апреля 2010 г., что, в общем, отразилось на национальной безопасности страны. Временное Правительство КР приняло декрет от 20 апреля 2010 г. «О тарифах на электрическую и тепловую энергию», которым отменило их повышение, снизив тарифы на электроэнергию для населения до прежнего уровня 70 тыйын/кВт.ч.

Все это связано с непрозрачностью отрасли для общественности и населения, так как они в большей части не знают, как складывается средняя себестоимость электроэнергии, и мотивируют только себестоимостью электроэнергии на ГЭС - 8 тыйын/кВт.ч . В то время как необходимо информировать о себестоимости электроэнергии на ТЭЦ , которая составляла в 2009 г.- 200 тыйын/кВт.ч и о росте затрат на топливо, которое имеет тенденцию роста с 1992 г. по настоящее время - угля в 4,3 раза, природного газа более чем в 10 раз и мазута в 12 раз, что вызвало снижение производства электроэнергии и теплоэнергии за период 1990-2008 гг. в 4,26 раза. Сокращение добычи угля в КР за этот период почти в 10 раз, способствовало сокращению обеспеченности собственным топливом ТЭЦ с 7,2% в 1990 г. до 0,094% в 2008 г., что было ниже кризисного уровня в 1990 г. в 7 раз, а в 2008 г. - в 531 раз, - это катастрофические цифры с позиций обеспечения энергетической безопасности.

Особая статья - это себестоимость теплоэнергии на ТЭЦ, которая также имеет тенденции роста и составила в 2009 г.-756сом/Гкал при тарифе 483сом/Гкал. Разница в себестоимости и тарифах показывает об убытках, которые достигли в 2009 г. - 1296 млн. сом. против 755 млн. сом в 2005 г., когда экспорт электроэнергии от ГЭС достиг 2,5 млрд. кВт.ч. Убыточность производства электроэнергии на ТЭЦ покрывается за счет прибыли ГЭС, в том числе от экспорта электроэнергии. При маловодье и сокращении выработки ГЭС и объемов экспорта и тарифов на них, как это было в 2008-2009 гг., ОАО «Электрические станции» понесло огромные убытки.

В целом себестоимость производства электроэнергии в ОАО «ЭС» за период с 2003 по 2009 гг. возросла с 11,4 до 46,6 тыйын/кВт.ч или в 4,5 раза.

В ОАО «НЭСК» себестоимость передачи возросла с 4,8 тыйын в 2003 г. до 9,5 тыйын/кВт.ч в 2009 г. или в 2 раза.

Себестоимость распределения электроэнергии до потребителя увеличилась почти в 5 раз за период 2003-2009 гг. или с 11,4 тыйына до 53,6 тыйын/кВт.ч в 2009 г.

В целом суммарная себестоимость электроэнергии по отчетным данным энергокомпаний возросла в 2,5 раза или с 41 тыйын/кВт.ч в 2003 г. до 109,7 тыйына/кВт.ч в 2009 г. В то же время Минэнерго озвучивалась себестоимость электроэнергии - в пределах 132- 140 сом/кВт.ч, куда были включены вне балансовые потери электроэнергии при ее производстве и продаже, что является спорным моментом и требует исследований.

Рост ущербов от потерь в тарифе из-за их несоответствия затратам энергокомпаний по производству, передаче и распределению до потребителя, а также от коммерческих потерь электроэнергии и неплатежей подтверждает оценка макроэкономического индикатора, введенного ВБ и МВФ - это квайзифискальный дефицит в электроэнергетике, который составил 8,4% от ВВП в 2004 г. и снизился до 4,4% в 2008 г. в результате проведенных мер по сокращению потерь и задолженностей потребителей.

Пути решения энергетических проблем

Для выхода из кризиса и обеспечения энергетической безопасности в Национальной энергетической программе КР на 2008-2010 гг. и стратегии развития ТЭК до 2025 гг. разработаны следующие меры:

а) диверсификация структуры топливно - энергетического баланса за счет сокращения импорта углеводородного топлива и мер по их замещению по мере возможности собственными возобновляемыми источниками энергии;