Топливно-энергетический ресурс – как доминирующий фактор развития национальной экономики

      Введение 
      Актуальность проблемы. Страны Центральной Азии обладают значительными запасами топливно-энергетических ресурсов. Однако, имеются проблемы по их согласованному использованию, рациональному распределению между странами, что приводит к высоким совокупным затратам. 
Актуальность выбранной темы заключается в низком уровне межгосударственной координации развития отраслей топливно-энергетического комплекса стран Центральной Азии. Это приводит к не стыковке стратегий развития ТЭК между государствами, что обуславливает возникновение проблем на межгосударственном уровне. В частности, это касается проблем разделения рынка поставок энергоносителей, не согласованности добычи, транспортировки энергоносителей между странами интеграционного объединения (региона). 
           В то же время, вопросам оптимального внутри регионального распределения и использования энергоресурсов не уделяется должного внимания. Имеет место нерациональное распределение энергоресурсов между странами. 
       	Переход государств Центральной Азии к рыночной экономике сопровождалось реорганизацией структуры топливно-энергетического комплекса, что обусловило нарушение энергетического баланса в регионе. 
С ориентацией на рыночные отношения, ослаблением государственного планирования, вопросам исследования межгосударственного развития в топливно-энергетической сфере не уделяется должного внимания. 
В каждой республике стали разрабатываться национальные стратегии в области ТЭК, ориентированные на самодостаточность экономик. Тем самым игнорировались близость территорий, сложившиеся отношения кооперации и специализации. 
  	В то же время, национальные реформы в области ТЭК не затрагивают вопросы оптимизации размещения и развития производственных структур в межгосударственном, региональном и межотраслевом аспекте. Отсутствует методологическая база для проведения соответствующих научных исследований. 
   	Ориентация ТЭК стран на «самообеспеченность» приводит к вынужденному строительству новых энергетических мощностей, реструктуризации имеющихся, что приводит к увеличению непроизводительных капитальных вложений, удельных затрат и соответственно стоимости конечной продукции и услуг. Такой подход является экономически не оправданным. 
Анализ показывает, что в странах Центральной Азии имеет место противоречие использования водных и энергетических ресурсов, отсутствует действенный механизм межгосударственной координации и управления отраслями в комплексе. Так, недопоставки природного газа Узбекистана и каменного угля из Казахстана для Кыргызстана способствует вынужденной выработке гидроэнергии из Токтогульской ГЭС в зимний период, что сокращает обеспечение водными ресурсами в вегетативный период сельское хозяйство Узбекистана и Казахстана. Такое положение влечет колоссальные народнохозяйственные затраты для всех стран региона, приводит к подтоплению территорий в соседних республиках. 
 	Значительным препятствием в развитии региональной и межрегиональной кооперации в топливно-энергетической сфере является недостаточно развитая инфраструктура - железнодорожный транспорт, нефте- и газопроводы. 
 	 Объект исследования – влияние регионального сотрудничества на рациональное использование ТЭР.
       Предмет исследования - региональное развитие в области топливно-энергетического ресурса. 
      Информационную базу исследования составили данные, приводимые в научных изданиях, статистические материалы.
      В первой главе, даны понятие, роль, классификация топливно-энергетического ресурса, произведен анализ топливно-энергетического ресурса Кыргызской Республики.
      Во-второй главе, рассмотрены вопросы проблем и выгод регионального сотрудничества стран Центральной Азии, сотрудничество Кыргызстана в области ТЭР. Также дан анализ топливно-энергетических ресурсов стран-партнеров, которые важны для Кыргызской Республики для рационального использования ТЭР в рамках регионального сотрудничества.
      В третьей главе, дан обзор действующих перспективных проектов в Кыргызской Республике, нацеленных на энергобезопасность, энергонезависимость, региональное сотрудничество и рационального пользования топливно-энергетическим ресурсом страны.
      

      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      

      
      Глава 1. Топливно-энергетический ресурс – как доминирующий фактор развития национальной экономики
      1.1. Понятие, сущность и роль топливно-энергетического ресурса 
      Топливно-энергетические ресурсы (ТЭР) – совокупность всех природных и преобразованных видов топлива и энергии, используемых в республике.
      Топливно-энергетические ресурсы - совокупность природных и произведенных энергоносителей, запасенная энергия которых при существующем уровне развития техники и технологии доступна для использования в хозяйственной деятельности.
      Сырьевые и топливно-энергетические ресурсы (ТЭР) являются очень важной составляющей любого производства. Без достаточного количества ресурсов невозможно организовать производство продукции. Однако, роль топливно-энергетических ресурсов более обширна. Именно ресурсы составляют большую часть издержек в себестоимости продукции. Поэтому для эффективной работы предприятия необходимо следить за уровнем цен на ресурсы и их расходом. Уровень цен на ТЭР зависит от спроса и предложения на мировых рынках. 
      Каждое государство на мировом рынке является преимущественно либо экспортером, либо импортером топливно-энергетических ресурсов. Таким образом, нельзя недооценивать роль топливно-энергетических ресурсов в экономике страны. На современном этапе есть несколько наиболее важных аспектов, в которых проявляется роль ТЭР и сырья в экономике:
      - ТЭР необходимы для нормального функционирования экономики и обеспечения экономической независимости страны от иностранных экспортеров сырья; 
      - поскольку ресурсы занимают существенную долю в себестоимости продукции, их необходимо рационально использовать, например, избегать перерасхода сырья. Это позволяет снижать издержки по производству продукции и снижает её цену. Что делает её более конкурентоспособной; 
      - топливно-энергетические ресурсы используются не только для получения прибыли от торговли на мировом рынке, но и служат ресурсной базой для отечественных производств;
      - топливно-энергетические ресурсы и сырье являются необходимой основой для развития тяжелой и обрабатывающей промышленности, а также расширенного воспроизводства.
      Нельзя недооценивать роль топливно-энергетических ресурсов в экономике страны. От их наличия и качества зависит конкурентоспособность продукции, цены, качество изготовляемых изделий, объем экспорта, обеспеченность отечественных производств сырьем и т.д. В нашей стране из-за влияния многих экономических факторов пока не удается повсеместно использовать ресурсосберегающие технологии. Поэтому правительству страны необходимо уделять особое внимание проблемам производства энергии и топлива, а также их потребления.
















      1.2. Классификация ТЭР и их взаимосвязь
      Сырье и материалы, которые непосредственно входят в состав готовой продукции, называют основными. Вспомогательные ресурсы не входят в состав готовой продукции, но нужны для её производства, хранения или транспортировки. К вспомогательным ресурсам относятся топливно-энергетические ресурсы. 
      Различают потенциальные и реальные ТЭР:
      * потенциальные топливно-энергетические ресурсы представляют собой всю совокупность ТЭР на территории страны, которые еще не были добыты, а только могут стать таковыми. 
      * реальные ТЭР – это уже добытые и использующиеся в экономике страны ресурсы.плив энергетический
      Топливно-энергетические ресурсы делятся на первичные и вторичные.
      К первичным энергетическим ресурсам относят те ресурсы, которые люди получают непосредственно из природных источников для последующего преобразования в другие виды энергии, либо для непосредственного использования. Часто первичные ресурсы должны быть извлечены и подготовлены к дальнейшему использованию. Первичные ресурсы подразделяют на возобновляемые и невозобновляемые.
      Вторичные энергетические ресурсы - энергетические ресурсы, получаемые в виде побочных продуктов основного производства или являющиеся такими продуктами.
      Топливно-энергетические ресурсы включают не только источники энергии, но и произведенные энергетические ресурсы: тепловую энергию (в первую очередь энергию горячей воды и водяного пара) и электрический ток.
      Произведенные энергетические ресурсы получают, используя энергию первичных и вторичных энергоресурсов. Электрическая энергия впоследствии может быть снова преобразована в другие виды энергии.
      Основные виды энергетических ресурсов представлены схеме, изображенной на рис.1.1.
      Вторичные топливно-энергетические ресурсы делятся на три основные группы:
      
      Рис. 1.1.  Виды топливно-энергетических ресурсов
      
      - горючие (топливные), которые включают в себя энергию технологических процессов химической и термохимической переработки сырья, а именно горючие газы, твёрдые и жидкие топливные ресурсы, которые не пригодны для дальнейших технологических преобразований;
      - тепловые - это тепло отходящих газов при сжигании топлива, тепло воды или воздуха, использованных для охлаждения технологических агрегатов и установок, теплоотходов производств;
      - энергоресурсы избыточного давления (напора) – это энергия газов, жидкостей и сыпучих тел, покидающих технологические агрегаты с избыточным давлением (напором), которое необходимо снижать перед следующей ступенью использования этих жидкостей, газов, сыпучих тел или при выбросе их в атмосферу, водоёмы, ёмкости и другие приёмники. Энергетические ресурсы избыточного давления преобразуются в механическую энергию, которая либо непосредственно используется для привода механизмов и машин, либо преобразуется в электрическую энергию.
      Невозобновляемые - это естественно образовавшиеся и накопившиеся в недрах планеты запасы веществ, способные при определенных условиях высвобождать заключенную в них энергию. Но образование новых веществ и накопление в них энергии происходит значительно медленнее, чем их использование. К ним относятся ископаемые виды топлива и продукты их переработки: каменный и бурый уголь, сланцы, торф, нефть, природный и попутный газ. Особыми видами невозобновляемых энергетических ресурсов являются расщепляющиеся (радиоактивные) вещества, находящиеся в недрах нашей планеты.
      Из двух возможных природных источников ядерной энергетики – урана и тория, пока в практическом использовании находится лишь уран. В будущем возможно потребуется и торий.
      Суммарные ресурсы урана, использованные в атомной энергетике, не могут оцениваться по количеству его добычи из недр. Как известно, некоторая его часть была использована и для других целей, в частности для производства оружия. Однако основная часть добытого урана сегодня находится в хранилищах облученного ядерного топлива (ОЯТ), т.к. КПД использования энергии заключенной в уране, к сожалению не превышает 1%. В мире пока используются в основном легководные реакторы на тепловых нейтронах в открытом топливном цикле, без использования технологий рециклинга ОЯТ.
      
      
      
      
      
1.3. Топливно-энергетический потенциал Кыргызской Республики 
      Кыргызская Республика расположена на северо-востоке Центральной Азии, занимает западную часть Тянь - Шаньской горной системы и северные горные районы Памиро-Алая. Общая площадь республики 199,9 тыс. кв. метров, из них лесами занято 4,2 % площади, 4,4 % - занято водой, 53,5 % - сельскохозяйственными угодьями.
      Формирование топливно-энергетических балансов областей определяется неравномерностью источников энергоресурсов по территории республики (см.рис.1.2). Неравномерность размещения источников энергоресурсов предопределена специфичностью природных условий республики, в связи, с чем крупнейший гидроэнергетический потенциал сосредоточен в Джалал-Абадской области; угольные месторождения – в той же Джалал-Абадской области, в Ошской и Нарынской областях. Промышленно развитая Чуйская область снабжается природным газом по магистральному газопроводу Ташкент - Алматы. Природный газ, добываемый в Джалал-Абадской области, используется населением городов Джалал-Абада и Оша. До последнего времени вся добываемая в республике нефть транспортировалась для переработки на Ферганский нефтеперерабатывающий завод. Сейчас эта нефть поставляется на Джалал-Абадский нефтеперерабатывающий завод мощностью 500 тысяч тонн, построенный в 1996 году, где перерабатывается на светлые и тяжёлые нефтепродукты.

      Рис.1.2. Топливно-энергетические ресурсы по регионам  в 2013г., включая территориальные перемещения внутри республики (с учетом продуктов собственной переработки и преобразований; тысяч тонн условного топлива)
      Республиканская энергетическая система, представленная предприятиями ОАО «Электрические станции», ОАО «НЭСК», ОАО «Севереэлектро», ОАО «Джалалабадэлектро», ОАО «Востокэлектро»  и ОАО «Ошэлектро» осуществляют централизованное снабжение электроэнергии практически всех потребителей республики.
      На тепловых электростанциях республики (ТЭЦ Бишкек, ТЭЦ Ош) несколько десятилетий применяется технология комбинированного производства электрической и топливной энергии, которая позволяет экономить значительное количество органического топлива.
      Наиболее эффективным вариантом выработки электроэнергии в республике является гидроэнергия, как наиболее экологической чистой и сравнительно дешевый вид энергии. На долю ГЭС приходится около 87 % годовой выработки электроэнергии. Увеличение вырабатываемой на собственных ГЭС доли электроэнергии в структуре топливно-энергетического баланса приводит к вытеснению органического топлива, особенно в коммунально - бытовом секторе.
      Гидроэнергетика – основное направление развития энергетической отрасли Кыргызстана. Гидроэнергетический потенциал Кыргызской Республики - 142 млрд.кВтч. По гидроэнергетическому потенциалу Кыргызстан занимает 3 место после России и Таджикистана. Только на р.Нарын можно построить 33 ГЭС с установленной мощностью 6450 МВТ с годовой выработкой более 22 млрд.кВтч электроэнергии. Существуют: крупные ГЭС мощностью 2910 МВт, 27 ноября 2010 года осуществлен пуск первого гидроагрегата под нагрузку мощностью 120Мвт (Камбаратинская ГЭС-2 – планируемая мощность 360 МВт), малые ГЭС - 40 МВт и 2 ТЭЦ (г.Бишкек и г.Ош) – 716 МВт. Ниже рассмотрим существующие гидроэлектростанции по параметрам (см.рис.1.3.).
Токтогульская ГЭС
         Токтогульская ГЭС по праву считается флагманом гидроэнергетики Кыргызстана. Проект станции разработан Среднеазиатским отделением института «Гидропроект» им. С. Я. Жука при участии Союзгидропроекта, Гидростальпроекта и др. Станция является комплексным сооружением и предназначена для многолетнего регулирования стока реки Нарын и выработки электроэнергии.
             Месторасположение станции выбрано в горах Центрального Тянь-Шаня на входе реки Нарын из Кетмень-Тюбинской долины в узком ущелье, глубина которого достигает 1500 м, а крутизна склонов составляет 65 – 70°. Компоновка сооружений станции определялась топографическими и геологическими особенностями участка строительства, в первую очередь сейсмичностью, которая составляет 9-10 баллов.
             В состав гидроузла входят водохранилище, плотина, два глубинных водосброса, поверхностный водосброс, турбинные водоводы, здание станции, распредустройство. Водохранилище станции – самое большое в Средней Азии, расположено в пределах Кетмень-Тюбинской долины и имеет следующие размеры: длина – 65 км, площадь зеркала – 284,3 км2, максимальная глубина – 120 м. Полная емкость водохранилища составляет 195 млрд. м3, полезная – 14 млрд. м3.
              Плотина Токтогульской ГЭС по своим конструктивным параметрам является уникальным бетонным сооружением, предназначенным для эксплуатации в условиях исключительно высокой сейсмичности. Её высота 215 м, длина по гребню – 292,5 м. Общий объем бетона в плотине равен 3,2 млн. м3.
              Плотина состоит из центральной и шести береговых секций (16) (по три на каждом берегу). При возведении плотины применен прогрессивный бескрановой метод послойной укладки бетона, существенно снизивший трудозатраты и стоимость бетонных работ. Для контроля за состоянием плотины на ГЭС установлено свыше двух тысяч приборов. Здание ГЭС с двухрядным расположением четырех гидроагрегатов примыкает непосредственно к плотине со стороны нижнего бьефа.
           Вода к турбинам подводится по четырем напорным водоводам диаметром – 7,5 м, расположенных в центральной секции плотины и рассчитанных на напор 212 м и внутреннее давление 15 кгс/см. Водосбросные устройства выполнены в виде двух глубинных аварийных водосбросов с максимальной пропускной способностью по 1200 м3/с каждый и открытого поверхностного водослива на расход 900 м3/с. Для пропуска воды в глубинных водосбросах установлены сегментные затворы, рассчитанные на напор до 200 м и расход до 1000 м3/с. Площадь отверстия перекрываемого затвором составляет 30 м2, нагрузка, выдерживаемая затвором – 33690 кН.
          Общий объем работ по гидроузлу составляет: бетон и железобетон – 4,0 млн. м3, скальная выемка – 2,4 млн. м3, в том числе подземная – 640 тыс. м3. В здании станции установлены радиально-осевые турбины типа РО-170/505-В-535 мощностью по 307 МВт. Диаметр рабочих колес – 5,346 м, вес – 69,3 т, скорость вращения – 166,7 об/мин. Турбина предназначена для работы при напорах от 112 до 186 м. Расход воды составляет 245 м3/с. Регулирование скорости вращения турбины осуществляется вручную и автоматически с помощью электрогидравлического регулятора.
           Турбины приводят во вращение гидрогенераторы типа СВ-1100/250-36УЧ. Мощность генераторов – 300 МВт, напряжение – 15,75 кВ, вес–1334 т.
           Агрегаты машинного зала станции обслуживаются одним мостовым краном, перемещаемым через блок монтажной площадки из одного зала в другой.
           Выдача мощности станции осуществляется через 4 повышающих трансформатора типа ТЦ-400/500, расположенных на уровне машинного зала станции в специальных камерах и соединенных с генераторами и ОРУ-500 кВ по схеме сдвоенных блоков.
Открытое распредустройство в связи с особенностями расположения гидроузла: чрезмерной узостью и глубиной ущелья, отсутствия площадок и опасности камнепадов, расположено на расстоянии 3,5 км от ГЭС в долине реки Кара-Суу и выполнено по схеме четырехугольника.
             В цепи генераторов установлены выключатели типа ВВ-20У на номинальный ток 13,5 кА и мощность отключения 3100 МВА. На напряжении 500 кВ установлены воздушные выключатели типа ВВН-500 на номинальный ток 2000 А и разрывной мощностью 30 млн. кВт.
             Технико-экономические показатели станции:
* установленная мощность – 1200 МВт;
* гарантированная мощность – 260 МВт;
* годовая выработка электроэнергии – 5100 ГВт/ч;
* число часов использования установленной мощности – 3650;
* число гидроагрегатов – 4.
Курпсайская ГЭС
           ГЭС спроектирована институтом «Гидропроект». Конструктивно станция представляет собой высоконапорную гидроэлектростанцию с гравитационной бетонной плотиной и приплотинным зданием ГЭС. Расположена в узком горном ущелье. 
        Состав сооружений: гравитационная бетонная плотина треугольного профиля, на скальном основании, максимальной высотой 113 м, длиной по гребню — 364 м, со встроенными поверхностным и глубинным водосбросами, а также водоприемником и турбинными водоводами; приплотинное здание ГЭС открытого типа; ОРУ 110 и 220 кВ.
             В здании ГЭС установлено 4 радиально-осевых гидроагрегата мощностью по 200 МВт, работающих при расчетном напоре 91,5 м при расходе 243 м?/сек через каждую турбину. Гидротурбины типа РО-115/810-В-500 производства харьковского завода «Турбоатом» с диаметром рабочего колеса 5 м. Гидрогенераторы вертикальные, типа СВ-1130/220-44УХЛ4 производства новосибирского предприятия «Элсиб». Трансформаторы типа ТЦ-250/220 производства Запорожского трансформаторного завода. Плотина ГЭС образует Курпсайское водохранилище недельного регулирования. Водохранилище каньонного типа, имеет длину около 40 км, средняя ширина 300—500 м. Площадь водохранилища составляет 12 км?, полный объем — 370 млн м?, полезный объем — 35 млн м?. 
        Технико-экономические показатели станции:
* установленная мощность – 800 МВт;
* годовая выработка электроэнергии – 3315 ГВт/ч;
* число радиально-осевых гидроагрегатов – 4.
      Таш-Кумырская ГЭС
      Месторасположение станции выбрано на границе Ленинского и Джаныджолского районов Жалалабадской области в 18 км от Курпсайской ГЭС, чуть ниже впадения в реку Нарын реки Кара-Суу в узкой горной долине с шириной русла 50-80 м. створный участок гидроузла характеризуются инженерно-геологическими условиями и девятибалльной сейсмичностью.
             В состав гидроузла входят водохранилище, плотина, глубинный и поверхностный водосбросы, три турбинных водовода, здание ГЭС и открытое распредустройство 220 кВ.
             Плотина станции бетонная, гравитационная, высотой 73 м, обеспечивает наибольший напор – 57 м, расчетный – 42,5, наименьший – 40 м.,  длина плотины по гребню – 336,5 м; полный объем водохранилища – 144, 05 млн. м3; полезный объем – 10 млн. м3; расчетная сейсмичность – 9 баллов.
             Напорностанционный узел ГЭС расположен на берегу реки. В его состав входят водоприемник с водопроводящим каналом и здание ГЭС с машинным залом на 3 гидроагрегата.
             Выдача мощности в энергосистему осуществляется по двум ЛЭП-220 через ОРУ-220 кВ, которое расположено на левом берегу реки. Первый агрегат пущен в 1985 г., второй – в 1986 г., третий – в 1987 г.
     Технико-экономические показатели станции:
* установленная мощность – 450 МВт;
* годовая выработка электроэнергии – 1895 ГВт/ч;
* число гидроагрегатов – 3.
      Шамалды-Сайская ГЭС
      Месторасположение станции на р. Нарын в 14 км от Таш-Кумырской ГЭС.      Установленная мощность станции выбрана с таким расчетом, чтобы не только покрывать пики нагрузки, но и предельно утилизировать энергию водного потока даже в летнее время.
              В состав гидроузла входят водохранилище, плотина, здание ГЭС с донными водосбросами под монтажной площадкой, сооружения по пропуску строительных и эксплуатационных расходов.
              Плотина ГЭС выполнена из местных грунтовых материалов высотой 37 м, обеспечивает максимальный напор – 31 м, минимальный – 25 м, расчетный по мощности – 26 м, средневзвешенный – 29 м, пусковой – 12 м.
           Полный объем водохранилища – 40,87 млн. м3; полезный объем – 5,47 млн. м3; расчетная сейсмичность – 8 баллов.
              Первый агрегат введен в 1992 г., пуск второго агрегата – в 1994 г., третий пущен в 1996 г.
              Выдача электроэнергии осуществляется по ЛЭП-110 кВ и ВЛ-220 кВ.
     Технико-экономические показатели станции:
* установленная мощность – 240 МВт;
* годовая выработка электроэнергии – 935 ГВт/ч;
* число гидроагрегатов – 3.
      Учкурганская ГЭС
       Уч-Курганская ГЭС, Учкурганская ГЭС — гидротехническое сооружение, гидроэлектростанция (ГЭС) руслового типа, возведённая на реке Нарын в 12 километрах от города Уч-Курган (Наманганская область Узбекистана) и в двух километрах от железнодорожной ветки Уч-Курган — Таш-Кумыр. Это удобное для строительства ГЭС место впервые было выбрано инженером Кузнецовым в 1913 году.[1][2]
       Данная гидроэлектростанция была введена в эксплуатацию 5 ноября 1962 года и явилась первой в ряду электростанций Нарынского каскада.
       В состав Уч-Курганского гидроузла входят основные сооружения:
    * здание ГЭС с донными водосбросами,
    * водосливная и земляная плотины,
    * сопрягающие и подпорные стенки водобоя,
    * водобой с раздельными стенками),
    * второстепенные сооружения, не связанные с напорным фронтом воды (служебные мостики, крепление откосов левобережного ирригационного канала, защитные сооружения от селей и паводков).
        Здание ГЭС подпорного типа является составной частью плотины, размешено у левого берега реки и состоит из двух блоков, разделенных температурным швом. В комплексе со зданием расположены восемь донных водосбросов, которые размещаются в нижней массивной части здания между блоками гидроагрегатов ниже спиральной камеры и осуществляют пропуск паводковых вод в каждой из четырех агрегатных блоков по двум напорным донным галереям постоянного сечения (4?4м). Общая длина здания вместе с водосливной плотиной и разгрузочной площадкой составляет 100 м, высота — 56 м.
      Бетонная гравитационная плотина высотой — 56 м; длина плотины по гребню — 18 м; полный объём водохранилища — 52,5 млн м3; полезный объём — 20,9 млн м3; расчётная сейсмоустойчивость — 9 баллов; расчётный напор гидротурбин — 29 м.
     Технико-экономические показатели станции:
* установленная мощность – 180 МВт;
* годовая выработка электроэнергии – 950 ГВт/ч.
      Ат-Башинская ГЭС
      Технический проект разработан Среднеазиатским отделением «Гидропроект» Республика Казахстан г.Алма-Ата в 1961 – 65 годах.
              С 1963 года началось строительство Ат-Башинской ГЭС. Ввод в эксплуатацию 4-х агрегатов Ат-Башинской ГЭС был осуществлен в 1970 году.
              Гидроэлектростанция приплотинно-деривационного типа, имеет водохранилище недельного регулирования с полным проектным объемом воды 9,6 млн.куб.м. и фактическим после промыва  2010 года – 7,25 млн.куб.м. 
              По сейсмическому районированию участок сооружений гидроузла располагается в зоне 8-бальных землетрясений.
      В состав гидроузла  входят следующие гидротехнические сооружения:
* Плотина с цементационной галереей и завесой.
* Эксплуатационный водосброс (туннель) с оголовком и совмещенным аварийным водосбросом.
* Здание ГЭС с 4-мя гидроагрегатами.
* Транспортный туннель.
* Строительный туннель - законсервирован, не действует.
              В здании гидроэлектростанции установлено 4 гидроагрегата типа РО 697-ВМ-140, общей установленной мощностью 40 тыс. кВт., генераторы типа ВГС1000/428 мощностью 10 МВт, два трансформатора собственных нужд ТМ250/10 расположены с правого торца станции.
      По электрической схеме, ГЭС состоит из двух укрупненных блоков, каждый из которых состоит из двух генераторов и одного силового  трехфазного трехобмоточного трансформатора. Открытое распределительное устройство (ОРУ 110кВ) ОРУ 110 кВ и два повышающих трансформатора ТДТН 25000/110 расположены со стороны верхнего бьефа .
От ОРУ 110 кВ выведены три воздушные линии электропередач: ВЛ-110 кВ Ак-Кия, ВЛ – 110 кВ Угут, ВЛ-110 кВ Ала-Тоо.
        По проекту Нарын –III  - «Уменьшение технических потерь в Нарынской области» (грант Швейцарского правительства) в период 2007-2009г.г. произведена реконструкция основного оборудования Ат-Башинской ГЭС:
              на ОРУ 110 кВ установлены:
? 2 элегазовые выключатели – 110 кВ типа ЕТL-145 BLK-222,
? 2 разъединителя – 110 кВ типа СВДЕ – 200,
? 6 трансформаторов тока – 110 кВ типа JOF-123.
           В машинном зале ГЭС заменены: КРУ-10 кВ на 9 ячеек КРУ-10 кВ компании «PELKA» с вакуумными выключателями.
      Впервые за 40 лет в настоящий период  проводится капитальный ремонт лотка эксплуатационного водосброса  протяженностью 300м, с укладкой бетона более 900 м3.
      Согласно проекта и опыта эксплуатации Ат-Башинской ГЭС с 1970 по 2010 года ежегодно на электростанции вырабатывалось в пределах 160,0-180 млн. кВтч электрической энергии. В такой ситуации полезный объем воды используемый для выработки электрической энергии на Ат-Башинской ГЭС ежегодно составляет 1008,0?1134,0 млн.м3, который в последствии вливается в реку Нарын и повторно используется на гидроэлектростанциях расположенных внизу по течению р. Нарын. За сорок лет эксплуатации на Ат-Башинской ГЭС выработано электрической энергии более 5,3 млрд. кВтч и полезно использовано более 40,0 млрд.м3 воды, что эквивалентно работе Токтогульской ГЭС с установленной мощностью 1200 тыс.кВт в течении 1,0-1,5 года.
     Технико-экономические показатели станции:
* установленная мощность – 40 МВт;
* годовая выработка электроэнергии – 140 ГВт/ч;
* число гидроагрегатов – 4.
      
      На 2013 год выработка электроэнергии составляло 14,011 млрд.кВтч, потребление – 10,51 млрд.кВтч, экспорт – 0,377 млрд.кВтч.1 
      В перспективе на 2020 год планируют выработку – 20,5 млрд.кВтч, потребление – 13,6 млрд.кВтч и экспорт – 6,9 млрд.кВтч.2
      
      Рис.1.3. Схема расположения существующих и перспективных ГЭС Кыргызской Республики
      
      Угольная отрасль является одной из ведущих отраслей ТЭК, но не такой составляющей как гидроэнергетика. Общие запасы угля по республике составляет более 1,3 млрд.тонн. Известно около 70 месторождений (см.рис.1.4.). По состоянию на 01.01.2011 года прогнозные запасы оцениваются величиной более чем 2,2 млрд.тонн. Дальнейшая перспектива развития  угольной отрасли связана с увеличением доли открытой добычи угля (сейчас она составляет 60 %), так как этот метод является наиболее производительным и дешевым.
      На территории республики к настоящему времени известно около 70 месторождений и углепроявлений. Они группируются в четыре бассейна: Южно-Ферганский (Сулюкта, Кызыл-Кия, Бешбурхан, Абшир, Алмалык), Узгенский (Кок-Янгак, Кумбель, Зиндан); Северо-Ферганский (Ташкумыр, Кара-Тут, Тегенек); Кавакский (Кок-Мойнок, Минкуш, Кара-Кече) и три угленосных района: Алайский, Алабука-Чатыркульский и Южно-Иссыккульский. Угольные месторождения сложены триасово-юрскими отложениями, представленными чередованием глин, аргиллитов, алевролитов, песчаников и конгломератов с пластами угля. Промышленные угольные пласты приурочены к нижней части разреза, к породам раннеюрского возраста. На балансе числится 1377486 тыс. т. угля, в т.ч. 76% по категориям А+В+С1 и 24% по категории С2. Основная их запасов - для подземной добычи. Обладая значительными запасами угля, добыча его в Кыргызстане снизилась с 3,1 млн.т. в 1991 году до 400-550 тыс.т. в последние годы. Многие угольные шахты и разрезы в 90-х годах прошлого века были закрыты, и в настоящее время 65-70% потребляемого угля экспортируется из Казахстана. Наиболее перспективными объектами для разработки являются месторождения Кара-Кече и Минкуш с разведанными запасами 435 и 116 млн. тонн. 

Рис.1.4. Схема расположения угольных месторождений
  	
     Нефть и газ добываются в Ферганской впадине. Залежи нефти и газа многопластовые, приурочены к песчано-алевролитовым породам юры и мела, к карбонатно-терригенным коллекторам палеогена и гравелито-песчаным отложениям неогена. Всего выявлено 14 месторождений, в т.ч. 7 нефтяных (Майли-Сай, Чигирчик, Чангырташ, Карагачи, Тамчи, Бишкент-Тогап, Ташрават), 4 нефтегазовых (Майлису III, Майлису IV - Восточный Избаскент, Избаскент, Ниязбек - Северный Карачикум), 2 газовых (Сузак, Южный Риштан) и 1 нефтегазоконденсатное (Северный Риштан) (см.рис.1.5.).
      Извлекаемые запасы составляют: нефти - 13 млн.т., газа-6.5 млрд.м3. Всего с начала разработки в Ферганской впадине Кыргызстана добыто более 10 млн.т. нефти и более 7.5 млрд.м3 газа. Наивысшая добыча нефти составила 320 тыс.т./год, а газа-380 млн.м3/год. 
   	Перспективы наращивания запасов углеводородного сырья в Кыргызстане связаны с изучением домезозойских отложений Ферганской впадины, а также с углубленным исследованием Алайской, Нарынской, Аксайской и др. межгорных впадин.

Рис.1.5. Схема перспектив нефтегазоности Кыргызской Республики
      
      Кыргызстан хоть и располагает такими топливно-энергетическими ресурсами как электроэнергия, уголь, газ и нефть, но в отличие от соседних стран, Казахстана и Узбекистана, не обладает значительными разведенными запасами нефти и природного газа, и поэтому страна очень зависит от иностранных источников энергии. Большая часть импортированного природного газа поступает из Узбекистана. Согласно энергетическому балансу МЭА (Международное агентство по энергетике - International Energy Agency) за 2009 год, Кыргызстан производит 1161 тыс. тонн нефтяного эквивалента, наибольшая доля производства - 73% - приходится на гидроэнергию. Доля угля и торфа составляет 19%, сырой нефти - 6,5 %, и природного газа - 1,1%, в то время как доля биотоплива составляет менее 1%.
      В 2009 году общие поставки первичной энергии (TPES) составили 3011 тыс. тонн нефтяного эквивалента. Кыргызстан импортирует 2518 тыс. тонн нефтяного эквивалента, 70% общего объема приходится на нефтепродукты, 21% - на природный газ и 8,6% - на уголь. Благодаря обильному производству гидроэлектроэнергии, Кыргызстан экспортирует электроэнергию в Казахстан и Узбекистан в обмен на ископаемые виды топлива. Уголь импортируется, в основном, из Казахстана в обмен на бартерные поставки электроэнергии.
      Общее конечное потребление энергии (TFEC) в Кыргызстане составляет 2780 тыс. тонн нефтяного эквивалента. Наибольшая доля в общем конечном потреблении энергии принадлежит нефтепродуктам, за которыми следует электроэнергия, уголь и торф, тепловая энергия и природный газ. Обрабатывающая промышленность потребляет 30% от общего конечного потребления энергии, транспортный сектор – 32%, на остальные секторы приходится 38%.3
      Нетрадиционные возобновляемые источники энергии, к которым относят энергию солнца, ветра, геотермальных вод, малых водостоков, биомассы и др., по своим возможностям вполне могут конкурировать с традиционными источниками.
      Кыргызстан, в среднем, получает в год от солнца 4,64 млрд. МВт. ч лучистой энергии или 23,4 кВт ч на 1 кв. км., причём средняя годовая продолжительность солнечного сияния колеблется по территории от 2100 до 2900 часов. Годовая продолжительность энергетических активных ветров составляет 5-7 тыс. часов, а удельная энергия ветрового потока – до 2000 кВт на 1 кв. метр разведанные ресурсы термальных вод (источников геотермальной энергии) с температурой 40-60 градусов по Цельсию составляют 613 млн. ГДж в год и 70 % из них находятся на севере республики. Реальными для освоения являются геотермальные воды с энергетическим потенциалом около 170 тыс. ГДж в год, т. е. около 27 % от разведанных.
      Наиболее доступными из них месторождения Ак-Суу, Иссык-Ата, Джергалан и другие. В результате переработки биомассы, представляющей собой отходы животноводства, можно получать ежегодно около 1,6 млрд. кубометров горючего газа (метана) в год. Гидроэнергетический потенциал малых водотоков, предназначенных для возможного сооружения микро- ГЭС, оценивается в 1,6 млн. кВт.
      Использование нетрадиционных возобновляемых источников энергии следует рассматривать не только в чисто экономическом аспекте, но и сточки зрения вопросов экологических и социальных проблем.
      В республике в настоящее время технически подготовленным для широкого практического использования является теплоснабжение за счет солнечной радиации, на основе солнечных тепловых коллекторов. В си.......................