Перспективные инвестиционные проекты в энергетическом секторе

1. Министерство энергетики Кыргызской Республики

Перспективные инвестиционные проекты
в энергетическом секторе

2.

ПРОЕКТ
КАМБАРАТИНСКОЙ ГЭС-1

3.

Подготовительные работы выполняемые за счет финансирования Кыргызской
Республики
Cost
(US$
million)
Status
(% completion)
Подъездная автодорога от
318-ого км трассы Бишкек-Ош до
строительной площадки.
7.6
Строительство
(70%)
Транспортный тоннель TT-2
(1 387 м) с выходным порталом
1.8
Строительство
(100%)
Новые подъездные пути от
строительного тоннеля ТТ-2 до
строительной площадки
8.5
Строительство
(70%)
Мост
Автомобильный мост через реку
Нарын 180 м.
7.0
Строительство
(50%)
Электро
снабжение
Линия ВЛ-110 кВ (18 км) до
строительной площадки
Камбаратинской ГЭС-1 и
подстанция ПС 110/35/10 кВ.
6.2
Строительство
(90%)
Строительные
объекты
Вахтовый поселок на 100 мест
0.9
Строительство
(40%)
Structure
Дороги
Scope
Проектирование,
Проектирование, надзор, отвод
надзор, отвод земли земель.
18.0
Всего
50.0
Республиканский бюджет (начальное в 2022г.)
15.0
3

4. ОБЩАЯ СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ

Предлагаемая общая схема
компоновки Камбаратинской ГЭС1 включает:
Гравитационную прямую
плотину из УКБ высотой 256м
Нерегулируемый водосброс
Средние выпуски с 4
отверстиями
Донный выпуск с 2 отверстиями
Два водоприемника ГЭС
шахтного типа
Система проточного тракта
Наземная электростанция
Отвод русла реки по левому
берегу

5.

Ключевые параметры проекта
Выработка в год
*млн кВт.ч
6 000
Мощность
*МВт
1 860
Стоимость
строительства (ТЭО)
*млн долл. США
водохранилища
Полный объем
3 874
5 460
*млн м3
Высота плотины
*метр
256
Гравитационная плотина из УКБ/RCCD.

6. Структура проекта: финансирование со стороны Правительств трех стран-участниц – Кыргызской Республики, Республики Узбекистан,

КЫРГЫЗСТАН, УЗБЕКИСТАН И КАЗАХСТАН ПРИНЯЛИ РЕШЕНИЕ О СОВМЕСТНОЙ РЕАЛИЗАЦИИ
ПРОЕКТА В РАМКАХ СТРУКТУРЫ ФИНАНСИРОВАНИЯ ВСЕМИРНОГО БАНКА
Структура проекта: финансирование со стороны Правительств трех
стран-участниц – Кыргызской Республики, Республики Узбекистан,
Республики Казахстан – при поддержке международных финансовых
институтов
Межминистерское соглашение о совместной реализации проекта
Камбаратинской ГЭС-1 подписан между Кыргызской Республикой,
Республикой Узбекистан и Республикой Казахстан в ходе
Энергетического форума в Вене в июне 2024г.
Для ускорения работ проведены два Круглых стола на уровне
министров энергетики в 27 января 2024 г. Ташкент и 27 мая в г. Дубай.
Утвержден графики завершения ТЭО и ОВОС и подписание МПС для
одобрения плана финансирования I фазы строительства, Советом
Директоров Всемирного банка в декабре 2025 года.
Комитет доноров по вопросам Камбаратинской ГЭС-1 создан в ходе
Энергетического форума в Вене в июне 2024г.
Страны-участницы совместно ведут
реализацию проекта в
соответствии с международными стандартами при поддержке ВБ в
рамках проекта технической помощи для Камбаратинской ГЭС-1
2
2

7. Камбаратинская ГЭС-2

2
Камбаратинская ГЭС-2

8.

Ключевые параметры
Камбаратинской ГЭС-2
Выработка в год
*млн кВт.ч
1148
Мощность
*МВт
360
Расчетный напор
ГЭС (м)
МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ ПРОЕКТА
2 Камбарата ГЭС-2
47,5
Полный объем
водохранилища
*млн м3
70
Высота плотины
*метр
60
Введен в эксплуатацию первый гидроагрегат в 2010 году
мощностью 120 МВт. По второму гидроагрегату идет отбор
подрядчика. Для дальнейшего инвестирования представляется
третий гидроагрегат мощностью 120 МВт.
Рядом проходит линия ВЛ-500 кВ «Датка-Кемин», не требуется
дополнительных затрат по выдачи мощности.

9. Инвестиционные показатели гидроагрегата №3 Камбаратинской ГЭС-2

№ п\п
1
Показатели
Установленная мощность
2
Ежегодная выработка
3
Стоимость строительства (ТЭО)
4
Срок строительства
Ед. изм.
Камбаратинская ГЭС-2
(третий гидроагрегат)
МВт
120
млн кВтч
300
млн долл. США
60
лет
3

10. ВЕРХНЕ-НАРЫНСКИЙ КАСКАД ГЭС

3
ВЕРХНЕ-НАРЫНСКИЙ КАСКАД ГЭС

11. Инвестиционные показатели каскада Верхне-Нарынских ГЭС

№ п\п
1
Показатели
Установленная
мощность
Нарынская
ГЭС-3
ВерхнеНарынский
каскад
ГЭС
Ед. изм.
Акбулунская
ГЭС
Нарынская ГЭС-1
Нарынская
ГЭС-2
МВт
87,4
47,7
47,6
55
237
2
Ежегодная
выработка
млн кВтч
345,5
187,5
188,8
220,5
942,4
3
Стоимость
млн долл.
строительства (ТЭО)
США
207,14
170,81
143,88
205,82
727,65
4
Срок строительства
6
4
4
4
6
лет

12. 942

Ключевые параметры проекта
Выработка в год
*млн кВт.ч
Мощность
*МВт
Стоимость
строительства (ТЭО)
*млн долл. США
Количество ГЭС
МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ ПРОЕКТА
942
237
727,7
4
Нарынская
ГЭС-1
2
Акбулунская ГЭС
Нарынская
ГЭС-3
4
Нарынская
ГЭС-2
3
Технико-экономическое обоснование разработано в 2013 году проектным институтом «Ленгидропроектом»
Схема выдачи мощности на подстанцию 220/110/35 кВ «Ак-Кыя» осуществляется по линии ВЛ - 220 кВ (~170 км)
Земельный участок под строительство каскада ГЭС отведен.
1

13. ОБЗОР ПРОЕКТА

АКБУЛУНСКАЯ ГЭС
Среднегодовой сток: 75,1 м3/с
Высота плотины: 75 м
Объем водохранилища: 2,1 млн. м3
Длина водовода: 2,3 км
Расчетный напор: 76,7 м
12

14. ОБЗОР ПРОЕКТА

НАРЫНСКАЯ ГЭС-1
Среднегодовой сток: 76,3 м3/с
Высота плотины: 19,5 м
Длина водовода: 6,8 км
Расчетный напор: 44,5 м
13

15. ОБЗОР ПРОЕКТА

НАРЫНСКАЯ ГЭС-2
Среднегодовой сток: 79 м3/с
Высота плотины: 15 м
Длина водовода: 5,8 км
Расчетный напор: 44,7 м
14

16. ОБЗОР ПРОЕКТА

НАРЫНСКАЯ ГЭС-3
Среднегодовой сток: 80,5 м3/с
Высота плотины: 14 м
Длина водовода: 8,3 км
Расчетный напор: 52,5 м
15

17. Казарманский каскад ГЭС

4
Казарманский каскад ГЭС

18. Казарманский каскад ГЭС. Ситуационный план-схема.

Тогуз-Тороуская ГЭС
«Карабулунская ГЭС-2»
«Алабугинская ГЭС»
«Карабулунская ГЭС-1»

19. Основные параметры Тогузтороузской ГЭС

№ п\п
Показатели
Ед. изм.
Тогузтороузская ГЭС
(приплотинная)
МВт
248
1
Установленная мощность
2
Ежегодная выработка
млн кВт ч
915,3
3
Количество агрегатов
шт.
2
4
Объем водохранилища
млн м³
168,46
5
Нормальный подпорный уровень (НПУ)
м
1255
6
Срок строительства
лет
5
7
Инвестиции
млн. долл. США
421,6

20. КАЗАРМАНСКИЙ КАСКАД ГЭС: ОБЗОР ПРОЕКТА

Тогуз-Тороуская ГЭС
Среднегодовой сток: 200,3 м3/с
Высота плотины: 80 м
Объем водохранилища: 168,46 млн. м3
Длина водовода: 1,5 км
Расчетный напор: 62 м
Установленная мощность: 248 МВт
Капитальные затраты: 421,6 млн. долл. США
Период строительства: 5 лет
Источники: внутренняя инормация
19

21. Тогузтороузская ГЭС. Общие сведения.

Алабугинская ГЭС
- Здание ГЭС
- Отметка НПУ
- Плотина ГЭС
1570
Место расположения
Тогузтороузская ГЭС расположена на участке
реки Нарын между его притоками реки
Алабуга и реки Кокомерен.
Карабулунская ГЭС-1
Карабулунская ГЭС-2
1370
1327
L=14,0 км
Тогузтороузская ГЭС
1255
Деривация (канал и туннель)
Инфраструктура
Автомобильная дорога Казарман-Джалал-Абад республиканского
значения протяженностью 155 км обеспечивает выход из
Нарынской зоны к городам Ош и Джалал-Абад.
К проектируемым ГЭС подходят дороги Нарын-Ак-Тал-Угут-
Казарман и Ак-Тал-Казарман республиканского значения
протяженностью соответственно 284 км и 128 км, которые
связывают две магистрали: Бишкек-Балыкчи-Нарын-Торугарт и
Джалал-Абад-Казарман.
20

22. САРЫ-ДЖАЗСКИЙ КАСКАД ГЭС

5
САРЫ-ДЖАЗСКИЙ КАСКАД ГЭС

23.

Ключевые параметры проекта
Выработка в год
*млн кВт.ч
4764
Суммарная
мощность
*МВт
1100
Стоимость
строительства (ТЭО)
*млн долл. США
1472
Количество ГЭС
6
МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ ПРОЕКТА

24. Инвестиционные показатели Сары-Джазского каскада ГЭС

Ед. изм.
Койлууская
ГЭС
КайындыЭнильчекская
ГЭС
МВт
170
20
60
350
250
250
1 100
Ежегодная
выработка
млн кВтч
450
80
204
1230
1390
1410
4 764
Стоимость
3 строительства
(ТЭО)
млн
долл.
США
325
27
85
338
348
349
1472
Срок
строительства
лет
4
4
4
5
5
5
6
№
п\п
Показатели
Установленная
1 мощность
2
4
КокЭнильчекская Ак-Шыйракская
Шаальская
ГЭС
ГЭС
ГЭС
Куюккапская Каскад ГЭС на
ГЭС
р. Сары-Джаз

25.

26. САРЫ-ДЖАЗСКИЙ КАСКАД ГЭС: ОБЗОР ПРОЕКТА

Койлууская ГЭС
1
Среднегодовой сток: 100 м3/с
Высота плотины: 155 м
Установленная мощность:
170 МВт
Энергия: 450 ГВт-ч
Объем водохранилища:
650 млн. м3
Длина водовода: 7,5 км
Капитальные затраты:
325 млн. долл. США
Расчетный напор: 190 м
Период строительства: 4 года
1
Кайынды-Энильчекская ГЭС
1
Среднегодовой
сток: 7,7 м3/с
Высота плотины: 30 м
Источники: внутренняя информация
Установленная мощность:
20 МВт
Энергия: 80 ГВт-ч
Объем водохранилища:
20 млн. м3
Длина водовода: 7,5 км
Капитальные затраты:
27 млн. долл. США
Расчетный напор: 215 м
Период строительства: 3
лет
2
25

27.

Энильчекская ГЭС
1
Среднегодовой
сток: 100 м3/с
Высота плотины: 50 м
Установленная мощность:
60 МВт
Энергия: 204 ГВт-ч
Объем водохранилища: 9 млн.
м3
Длина водовода: 4 км
Капитальные затраты:
85 млн. долл. США
Расчетный напор: 84 м
Период строительства: 3лет
3
Ак-Шыйракская ГЭС
1
Среднегодовой
сток: 100 м3/с
Высота плотины: 120 м
Объем водохранилища:
500 млн. м3
Длина водовода: 8 км
Расчетный напор: 206 м
Источники: внутренняя информация
Установленная мощность:
350 МВт
Энергия: 1 230 ГВт-ч
4
Капитальные затраты:
338 млн. долл. США
Период строительства: 5 лет
26

28.

Как-Шаальская ГЭС
1
Среднегодовой
сток: 100 м3/с
Высота плотины: 40 м
Установленная мощность:
250 МВт
Энергия: 1 390 ГВт-ч
Объем водохранилища: 10 млн.
м3
Длина водовода: 9 км
Капитальные затраты:
348 млн. долл. США
Расчетный напор: 190 м
Период строительства: 5 лет
5
Куюккапская ГЭС
1
Среднегодовой
сток: 100 м3/с
Установленная мощность:
250 МВт
Высота плотины: 30 м
Энергия: 1 410 ГВт-ч
Объем водохранилища: 10 млн.
м3
Длина водовода: 11,5 км
Расчетный напор: 190 м
Источники: внутренняя информация
6
Капитальные затраты:
349 млн. долл. США
Период строительства: 5 лет
27

29. СУУСАМЫР- КОКОМЕРЕНСКИЙ КАСКАД ГЭС

6
СУУСАМЫР- КОКОМЕРЕНСКИЙ КАСКАД ГЭС

30. Инвестиционные показатели каскада Суусамыр-Кокомеренских ГЭС

№ п\п
Показатели
1
Установленная
мощность
2
Ед. изм.
Каракольская ГЭС Кокомеренская ГЭС-1 Кокомеренская ГЭС-2
Каскад СуусамырКокомеренских ГЭС
МВт
33
360
912
1 305
Ежегодная выработка
млн кВтч
95
848
2375
3 317
3
Стоимость
строительства (ТЭО)
млн долл.
США
85
921
2334
3 340
4
Срок строительства
лет
4
5
6
8

31.

Схема расположения Суусамыр-Кокомеренского ГЭС на физической карте
Каракольская ГЭС
Кокомеренская ГЭС-1
Деривационный туннель
Кокомеренская ГЭС-2

32.

Ключевые параметры проекта
Выработка
*млн кВт.ч
3 317
Мощность
*МВт
1 305
Стоимость
строительства (ТЭО)
*млн долл. США
3 340
Количество ГЭС
3
МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ ПРОЕКТА

33. СУУСАМЫР-КОКОМЕРЕНСКИЙ КАСКАД ГЭС: ОБЗОР ПРОЕКТА

Каракольская ГЭС
1
Среднегодовой сток: 21 м3/с
Установленная мощность: 33 МВт
Высота плотины: 99 м
Энергия: 95 ГВт-ч
Объем водохранилища: 380 млн. м3
Длина водовода: 0 км
Капитальные затраты: 85 млн.
долл. США
Напор: 82 м (макс.)
Период строительства: 4 года
Кокомеренская ГЭС-1
Среднегодовой сток: 62,4 м3/с
Высота плотины: 230 м
2
Установленная мощность: 360 МВт
Энергия: 848 ГВт-ч
Объем водохранилища: 523 млн. м3
Длина водовода: 0 км
Капитальные затраты: 921 млн.
долл. США
Напор: 227 м (макс.)
Период строительства: 5 лет
32

34. СУУСАМЫР-КОКОМЕРЕНСКИЙ КАСКАД ГЭС: ОБЗОР ПРОЕКТА

Кокомеренская ГЭС-2
Среднегодовой сток: 65,2 м3/с
Высота плотины: 41 м
3
Установленная мощность: 912 МВт
Энергия 2 375 ГВт-ч
Объем водохранилища: 0,8 млн. м3
Длина водовода: 26 км
Капитальные затраты: 2334 млн.
долл. США
Напор: 492 м (расчетный.)
Период строительства: 6 лет
33

35. ЧАТКАЛЬСКАЯ ГЭС

7
ЧАТКАЛЬСКАЯ ГЭС

36.

Чаткал ГЭС

37. Инвестиционные показатели Чаткальской ГЭС

№ п\п
1
Показатели
Установленная мощность
2
Ежегодная выработка
3
Стоимость строительства (ТЭО)
4
Срок строительства
Ед. изм.
Количество
МВт
251
млн кВтч
1700
млн долл. США
627,5
лет
5

38. 1700

Ключевые параметры проекта
Выработка в год
*млрд кВт.ч
1700
Суммарная
мощность
*МВт
251
Стоимость
строительства (ТЭО)
*млн долл. США
627,5
Количество ГЭС
1
МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ ПРОЕКТА

39.

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ
ПРОЕКТЫ
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ
ИСТОЧНИКОВ
ЭНЕРГИИ

40.

Баткенская область
Иссык-Кульская область
а\а Молдонияз
Кадамжайского р-на
(2,5 ГВт)
уч.Кара-Талаа, с\о Кок-Мойнок,
г. Балыкчы,
(400 МВт, 250 МВт)
с\о Ак-Татыр
Баткенского р-на
(500 МВт)
с\о Ак-Олон, г. Балыкчы (300
МВт)
г. Балыкчы (500 мВт)
с\о Ак-Турпак
Кадамжайского р-на
(250 МВт-1 этап)
с\о Тору-Айгыр, ИссыкКульского р-на,
(1900 МВт)
в с\о Молдонияз
Кадамжайского р-на
(500 МВт)
с\о Тамчы, Тору-Айгырской айыл
аймагы
Иссык-Кульского района, (50 МВт)
Нарынская область
уч. Орто-Токой, Семиз-Белского айылного
аймака Кочкорского района (250 МВт )

41. Инвестиционные показатели проектов ВИЭ

№
п\
п
Показатели
Солнечна Солнечная Солнеч
Ед.
я станция станция
ная
изм
Тору- Баткен
станци
.
Айгыр Молдоя
Баткен
нияз
Установленна
1 я
МВт
мощность
Ежегодная
выработка
млн
кВтч
Стоимость
3 строительств
а (ТЭО)
млн
долл
.
СШ
А
2
4
Срок
лет
строительства
Солнечн
ая
станция
Баткен-2
Солнечн
ая
станция
Балыкч
ы
Ветровы
Солнечная
е
станция
станции
Балыкчы-2
Отмок (Талас)
Ветровы
е
станции
Ыссыкул
ь Нарын
1 900
500
500
250
550
250
150
200
3 800
720
720
360
792
360
210
290
1.3
400
400
200
440
200
120
160
2.5
2
2
1,5
2
1,5
3
3,5

42.

43. Компанией «Goldwind Science & Techology Co. LTD» (КНР)» были определены границы земельных площадей для проведения

Компанией «Goldwind Science & Techology Co. LTD» (КНР)» были определены границы земельных площадей для
проведения изыскательских работ и последующего отвода земельных участков на указанных территориях в разных
районах Кыргызской Республики в целях реализации проектов по строительству объектов ВИЭ.
№ ветровой площадки: 014987
Дата установки: 14-08-2024
Широта: N 42.643825°
Основное направление ветра:
180°
Долгота: E 75.761729°
Тип местности: Гора
Высота над уровнем моря (М):
2467
Высота башни (М): 120
Адрес ВЭ: Кемин 1-2 Чуй обл.,
а/о Кызыл-Октябрь

44.

Установка ветро-измерительной станции "LIDAR"
на перевале Отмок в селе Талды-Булак Таласской области

45.

Перспективные проекты
ОАО «НЭСК» по
строительству линий
электропередач и
подстанций

46. СТРОИТЕЛЬСТВО ПС 500 КВ «БИШКЕК» И ВЛ 500 КВ «ФРУНЗЕ-БИШКЕК-КЕМИН»

Строительство новой подстанции 500/220/10 кВ в Бишкеке: с
открытым распределительным устройством (ОРУ) 500 кВ, с двумя
автотрансформаторами (АТ) мощностью не менее 500 МВА каждый,
открытым распределительным устройством 220 кВ и двумя системами
шин 220 кВ с обходной системой шин, с газовыми выключателями.
Строительство одноцепной линии электропередачи (ЛЭП) 500 кВ от
подстанции 500 кВ Кемин до подстанции 500/220/10 кВ Бишкек и
подстанции 500 кВ Фрунзе, с расчетной протяженностью 210 км,
сечением провода не менее 3x300 мм².
Не менее семи линейных ячеек 220 кВ на подстанции Бишкек с
учетом возможности расширения.
Предварительная стоимость проекта составляет 150 миллионов
долларов США.
Источники: внутренняя информация
47

47. Ориентировочная трасса линии электропередачи 500 кВ

«Фрунзе-Бишкек-Кемин»
500 кВ подстанция Бишкек
500 кВ подстанция
Фрунзе
500 кВ
подстанция
Кемин
Источники: внутренняя информация
48

48. СТРОИТЕЛЬСТВО ПОДСТАНЦИИ 220 КВ «УЧКУН» И ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 220 КВ

Строительство магистральной узловой подстанции 220/110/35-10 кВ
Учкун с двумя автотрансформаторами (АТ) мощностью 2x125 МВА и
двумя силовыми трансформаторами (СТ) мощностью 2x40 МВА.
Строительство двухцепной линии электропередачи (ЛЭП) 220 кВ от
запланированной подстанции Учкун до врезки в существующую ЛЭП
220 кВ Кемин – Ала-Арча, с расчетной протяженностью 20 км.
Строительство ЛЭП 110-35 кВ и перекладка существующих сетей на
напряжения 110-35-10 кВ.
Предварительная стоимость проекта составляет 21 миллион
долларов США.
Источники: внутренняя информация
49

49. Ориентировочное месторасположение ПС 220 кВ «Учкун»

220 кВ подстанция Учкун
Действующая линия электропередачи 220 кВ «Кемин - Ала-Арча»
Источники: внутренняя информация
50

50.

ПРОЕКТ СТРОИТЕЛЬСТВА
МАЛОЙ ГЭС «ТАР-ВЕРХНИЙ» (17 МВт)
НА РЕКЕ ТАР

51.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ
Технические параметры для ГЭС
Напор, м
Водоток, м³/с
Мощность, МВт
Годовая
выработка,
млн.кВт.ч
27
75
17
67
Тар - Верхний
Количество
турбин, шт
Срок
строительства,
год
2 х 8,5
2,5
Коэффициент полезного действия принят η=0,8
Близлежащая подстанция«Кара-Кулжа»110/35/10кВ, длина воздушной линии для связи с подстанцией
20,5 км. Учитывая потенциальную мощность малой ГЭС, а также расстояния от малой ГЭС до
подстанции, необходимо строительство повышающей подстанции 110кВ.

52.

ФИНАНСОВЫЕ ПАРАМЕТРЫ
ПЛАНИРУЕМЫЕ ФИНАНСОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА
ОБЩАЯ СТОИМОСТЬ ПРОЕКТА
Ориентировочная стоимость составляет 37,43 млн долларов США
ПРИВЛЕЧЕННЫЕ СРЕДСТВА
100% от общей стоимости проекта
СРОК ВОЗВРАТА ИНВЕСТИЦИЙ
15 лет
РИСКИ ПРОЕКТА И ПУТИ ИХ СНИЖЕНИЯ
РЫНКИ СБЫТА
ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА
ВНУТРЕННЯЯ НОРМА ДОХОДНОСТИ ИНВЕСТИЦИИ (IRR)
- ИНДЕКС ПРИБЫЛЬНОСТИ (PL)
- КОЭФФИЦИЕНТ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ (ROI)
- КОЭФФИЦИЕНТ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ИНВЕСТИРОВАННОГО
КАПИТАЛА (ROIC)
- ЧИСТЫЙ ПРИВЕДЕННЫЙ ДОХОД (NPV)
РЕЗУЛЬТАТЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ И АНАЛИЗ
ФИНАНСОВОГО СОСТОЯНИЯ (РАСЧЕТНЫЕ, С УЧЕТОМ ПРОЕКТА)
К мероприятию по снижению рисков можно отнести своевременное
введение тарифной политики
ОАО "НЭСК"; местная инфраструктура.
при тарифе 4,42
26,33%
1,20
20%
69,8%
7 335 348,7 долларов США
Предварительная сумма инвестиций со стороны кредитно-финансового
учреждения для реализации данного проекта составит 37,43 млн.
долларов США.

53.

ГЕОГРАФИЧЕСКОЕ РАСПОЛОЖЕНИЕ ПРОЕКТА

54.

ПРОЕКТ СТРОИТЕЛЬСТВА
МАЛОЙ ГЭС «ТАР-КАПЧЫГАЙ» (30 МВт)
НА РЕКЕ ТАР

55. ТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ

Технические параметры для ГЭС
Напор, м
Водоток, м³/с
Мощность, МВт
Годовая
выработка,
млн.кВт.ч
40
97
30
121
Тар-Капчыгай
Количество турбин,
Срок
шт.
строительства, год
3х10
2
Коэффициент полезного действия принят η=0,8
Близлежащаяподстанция«Кара-Кулжа»110/35/10кВ, длина воздушной линии для связи с подстанцией 22 км.
Учитывая потенциальную мощность малой ГЭС, а также расстояния от малой ГЭС до подстанции,
необходимо строительство повышающей подстанции 110 кВ.

56. ФИНАНСОВЫЕ ПАРАМЕТРЫ

ПЛАНИРУЕМЫЕ ФИНАНСОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА
ОБЩАЯ СТОИМОСТЬ ПРОЕКТА
Ориентировочная стоимость составляет 80,2 млн долларов США
ПРИВЛЕЧЕННЫЕ СРЕДСТВА
100% от общей стоимости проекта
СРОК ВОЗВРАТА ИНВЕСТИЦИЙ
20 лет
РИСКИ ПРОЕКТА И ПУТИ ИХ СНИЖЕНИЯ
РЫНКИ СБЫТА
ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА
К мероприятию по снижению рисков можно отнести своевременное
введение тарифной политики
ОАО "НЭСК"; местная инфраструктура.
при тарифе 4,42
ВНУТРЕННЯЯ НОРМА ДОХОДНОСТИ ИНВЕСТИЦИИ (IRR)
26,33%
- ИНДЕКС ПРИБЫЛЬНОСТИ (PL)
1,18
- КОЭФФИЦИЕНТ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ (ROI)
18%
- КОЭФФИЦИЕНТ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ИНВЕСТИРОВАННОГО
КАПИТАЛА (ROIC)
53,5%
- ЧИСТЫЙ ПРИВЕДЕННЫЙ ДОХОД (NPV)
РЕЗУЛЬТАТЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ И АНАЛИЗ
ФИНАНСОВОГО СОСТОЯНИЯ (РАСЧЕТНЫЕ, С УЧЕТОМ ПРОЕКТА)
15 301 395,35 долларов США
Предварительная сумма инвестиций со стороны кредитно-финансового
учреждения для реализации данного проекта составит 80,02 млн.
долларов США.

57. ГЕОГРАФИЧЕСКОЕ РАСПОЛОЖЕНИЕ ПРОЕКТА

58.

ПРОЕКТ СТРОИТЕЛЬСТВА
МАЛОЙ ГЭС «КАРА-КУЛЖА» (14,1 МВт)
НА РЕКЕ КАРА-КУЛЖА

59. ТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ

Технические параметры для ГЭС
Напор, м
Водоток, м³/с
Мощность, МВт
Годовая
выработка,
млн.кВт.ч
90
20
14,1
85,5
Кара-Кулжа
Количество турбин,
Срок
шт.
строительства, год
2 х 7,05
2
Коэффициент полезного действия принят η=0,8
Близлежащая подстанция 110/35/10кВ “Кара-Кулжа” мощность подстанции 26 МВА, расстояние от здания ГЭС
до подстанции составит 4,8 км, до ближайшей опоры 35 кВ - 3,2 км. При этом потребуется строительство
повышающей подстанции 35 кВ.

60. ФИНАНСОВЫЕ ПАРАМЕТРЫ

ПЛАНИРУЕМЫЕ ФИНАНСОВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА
ОБЩАЯ СТОИМОСТЬ ПРОЕКТА
Ориентировочная стоимость составляет 16,0 млн долларов США
ПРИВЛЕЧЕННЫЕ СРЕДСТВА
100% от общей стоимости проекта
СРОК ВОЗВРАТА ИНВЕСТИЦИЙ
10 лет
РИСКИ ПРОЕКТА И ПУТИ ИХ СНИЖЕНИЯ
РЫНКИ СБЫТА
ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТА
ВНУТРЕННЯЯ НОРМА ДОХОДНОСТИ ИНВЕСТИЦИИ (IRR)
- ИНДЕКС ПРИБЫЛЬНОСТИ (PL)
- КОЭФФИЦИЕНТ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ (ROI)
- КОЭФФИЦИЕНТ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ИНВЕСТИРОВАННОГО
КАПИТАЛА (ROIC)
- ЧИСТЫЙ ПРИВЕДЕННЫЙ ДОХОД (NPV)
РЕЗУЛЬТАТЫ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЯ И АНАЛИЗ
ФИНАНСОВОГО СОСТОЯНИЯ (РАСЧЕТНЫЕ, С УЧЕТОМ ПРОЕКТА)
К мероприятию по снижению рисков можно отнести своевременное
введение тарифной политики
ОАО "НЭСК"; местная инфраструктура.
при тарифе 4,42
26,33%
2,75
175%
234,3%
27 964 095,35 долларов США
Предварительная сумма инвестиций со стороны кредитно-финансового
учреждения для реализации данного проекта составит 16,0 млн.
долларов США.

61. ГЕОГРАФИЧЕСКОЕ РАСПОЛОЖЕНИЕ ПРОЕКТА

62.

Министерство энергетики
Кыргызской Республики
Благодарим за внимание!
63