Energia w Ugandzie

Dostawa węgla drzewnego, Uganda

Spalanie surowców odnawialnych zapewnia około 90 procent energii w Ugandzie , choć rząd stara się stać samowystarczalny energetycznie. Chociaż znaczna część hydroenergetycznego kraju jest niewykorzystana, decyzja rządu o przyspieszeniu tworzenia krajowych mocy wytwórczych ropy naftowej w połączeniu z odkryciem dużych rezerw ropy naftowej obiecuje znaczącą zmianę statusu Ugandy jako kraju importującego energię.

Tło

Chata i metalowa chałupa obok podstacji elektrycznej wysokiego napięcia.

W latach 80. węgiel drzewny i drewno opałowe zaspokajały ponad 95 procent potrzeb energetycznych Ugandy. W latach 2005 i 2006 niski poziom wody w Jeziorze Wiktorii , głównym źródle potencjału energetycznego kraju, doprowadził do niedoboru mocy wytwórczych i kryzysu energetycznego. W rezultacie kraj doświadczał częstych i długotrwałych przerw w dostawie prądu. W czerwcu 2016 r., według Biura Statystycznego Ugandy , około dwadzieścia procent Ugandyjczyków miało dostęp do elektryczności. Według stanu na luty 2015 r., Według Urzędu Regulacji Energii Elektrycznej Ugandy , zainstalowana moc elektryczna Ugandy wynosiła 810 megawatów, przy szczytowym zapotrzebowaniu 509,4 megawatów, tak więc „częstość zrzucania obciążenia z powodu niedoboru dostaw jest obecnie bliska zeru”. Według Irene Muloni , minister energii Ugandy , od września 2017 r. moc wytwórcza kraju wzrosła do 950 megawatów. Uganda spodziewa się, że do końca 2019 roku będzie miała moc wytwórczą na poziomie co najmniej 1900 megawatów, zgodnie z prognozą Ministerstwa Energii i Rozwoju Ugandy. W marcu 2018 roku Grupa Banku Światowego oszacowała, że ​​​​około 26 procent populacji Ugandy miało wówczas dostęp do sieci elektrycznej. W marcu 2019 roku Departament Handlu Stanów Zjednoczonych oszacował, że 55 procent ludności miejskiej Ugandy i około 10 procent ludności wiejskiej kraju ma wówczas dostęp do sieci elektrycznej. W kwietniu 2019 r. Moc wytwórcza wynosiła 1167 megawatów, przy szczytowym zapotrzebowaniu około 625 megawatów i około 25% krajowym wskaźniku elektryfikacji. Szacuje się, że w tym czasie około 1000 nowych klientów codziennie prosiło o podłączenie do sieci energetycznej, z ponad 1,3 miliona istniejących połączeń Umeme . Według stanu na październik 2019 r. Ministerstwo Energii i Rozwoju Minerałów Ugandy oszacowało, że 28 procent populacji Ugandy ma dostęp do energii elektrycznej. We wrześniu 2019 r. Uganda podpisała z Rosją porozumienie międzyrządowe (IGA) w sprawie budowy zdolności do wykorzystywania technologii jądrowej do celów energetycznych, medycznych i innych celów pokojowych.

Według stanu na marzec 2022 r. Krajowe źródła energii elektrycznej przedstawiają się w poniższej tabeli:

Źródła energii elektrycznej w Ugandzie, stan na marzec 2022 r
Ranga Źródło Ilość (MW) Procent całości
1 Energia wodna 1072,9 79,7
2 Kogeneracja Bagassa 111,7 8.2
3 Ciężki olej opałowy 101.1 7,5
4 Energia słoneczna 60,9 4.6
5 Wiatr 0 0,0
6 geotermalne 0 0,0
7 Jądrowy 0 0,0
8 Inny 0 0,0
Całkowity 1346,6 100,0

Cele dotyczące gazów cieplarnianych

Uganda dąży do obniżenia emisji gazów cieplarnianych poprzez wprowadzenie środków w sektorach energii, leśnictwa i terenów podmokłych.

Emisja gazów cieplarnianych w Ugandzie na mieszkańca wynosi 1,39 tony dwutlenku węgla i jest jedną z najniższych na świecie. Kraj zamierza do 2030 roku zredukować emisję dwutlenku węgla o 22 procent.

Energia wodna

Elektrownia Nalubaale , 2007.

Potencjał hydroenergetyczny kraju szacuje się na 2200 megawatów.

Słaba konserwacja w niestabilnych politycznie latach 80. spowodowała spadek produkcji na zaporze Owen Falls (obecnie Nalubaale Power Station ), u ujścia Białego Nilu, z 635,5 mln kilowatogodzin w 1986 r. Do 609,9 mln kilowatogodzin w 1987 r., z sześcioma z dziesięciu generatorów zepsutych do końca 1988 r. 200-megawatowa elektrownia wodna Kiira , zbudowana w sąsiedztwie elektrowni Nalubaale, podniosła całkowitą zdolność produkcyjną do 380 megawatów.

W latach 2007-2012 250-megawatowa elektrownia wodna Bujagali została zbudowana jako projekt publiczno-prywatny, kosztem około 862 mln USD. Konsorcjum będące właścicielem stacji obejmuje Fundusz Rozwoju Gospodarczego Aga Khan , SN Power (spółkę zależną Norweskiego Funduszu Inwestycyjnego dla Krajów Rozwijających się ) oraz rząd Ugandy . Bujagali Energy Limited to spółka zajmująca się pojazdami specjalnymi, utworzona w celu prowadzenia elektrowni w imieniu akcjonariuszy.

W październiku 2013 r. Rozpoczęto budowę 183-megawatowej elektrowni Isimba , około 40 kilometrów (25 mil) w dół rzeki od Bujagali, której budżetowy koszt wynosił około 590 mln USD, jako przedsiębiorstwo publiczne finansowane z Export- Import Bank of China . Oddanie do użytku zaplanowano na drugą połowę 2018 r. Jednak budowa została zakończona w styczniu 2019 r., a działalność komercyjna rozpoczęła się w marcu 2019 r.

Również w 2013 r. Rozpoczęto prace nad 600-megawatową elektrownią Karuma, której budżetowy koszt wyniósł około 2 mld USD, w tym 250 mln USD na budowę linii przesyłowych wysokiego napięcia w celu odprowadzania wytworzonej energii. Zakończenie zaplanowano na koniec 2018 r. Jednak bardziej realistyczny termin zakończenia to koniec 2019 r. Lub początek 2020 r.

Według stanu na maj 2015 r. około sześciu działających minielektrowni wodnych jest podłączonych do krajowej sieci elektroenergetycznej, dostarczając około 65 megawatów. Należą do nich Nyagak I (3,5 megawata), Kabalega (9 megawatów), Kanungu (6,6 megawata), Bugoye (13 megawatów), Mubuku I (5 megawatów), Mubuku III (10 megawatów) i Mpanga (18 megawatów).

Moc cieplna

dwie elektrociepłownie na ciężki olej opałowy.

Elektrownia Namanve to 50-megawatowa elektrownia należąca wcześniej do Jacobsen Electricity Company (Uganda) Limited, spółki zależnej będącej w całości własnością Jacobsen Elektro , niezależnej norweskiej firmy produkującej energię. Budowa elektrowni kosztowała 92 mln USD (66 mln EUR) w 2008 r. Elektrownia powróciła do Uganda Electricity Generation Company Limited w lutym 2022 r.

Elektrownia Tororo to 89-megawatowa elektrownia zasilana ciężkim olejem opałowym, której właścicielem jest Electro-Maxx Limited, ugandyjska firma i spółka zależna Simba Group of Companies, której właścicielem jest ugandyjski przemysłowiec Patrick Bitature . Ta elektrownia ma licencję na sprzedaż do 50 megawatów do krajowej sieci energetycznej.

Namanve i Tororo są wykorzystywane jako rezerwowe źródła zasilania, aby uniknąć zrzutu obciążenia, gdy wytwarzanie energii wodnej nie zaspokaja zapotrzebowania.

Pięciu producentów cukru w ​​Ugandzie ma łączną moc kogeneracyjną około 110 megawatów, z czego około 50 procent jest dostępne do sprzedaży do sieci krajowej. Elektrownie kogeneracyjne i ich moce wytwórcze obejmują elektrownię Kakira (52 megawaty), elektrownię Kinyara (40 megawatów), elektrownię Lugazi (14 megawatów), elektrownię Kaliro (12 megawatów) i elektrownię cieplną Mayuge (1,6 megawata).

Ropa naftowa i gaz ziemny

ropy dziennie (2890 m 3 /d) (dane z 2013 r.). Ropa przepływa przez kenijski port Mombasa .

Rządy Kenii, Ugandy i Rwandy wspólnie rozwijają rurociąg produktów naftowych Kenia – Uganda – Rwanda, który ma transportować rafinowane produkty naftowe z Mombasy przez Nairobi do Eldoret , a wszystko to w Kenii. Z Eldoret rurociąg będzie przebiegał dalej przez Malabę do Kampali w Ugandzie, dalej do Kigali w Rwandzie. Studium wykonalności przedłużenia rurociągu Eldoret do Kampali zlecono międzynarodowej firmie w 1997 r. Studium ukończono w 1998 r., a raport przedłożono w następnym roku. Oddzielne studium wykonalności dla przedłużenia Kampali do Kigali zostało przyznane Wspólnocie Afryki Wschodniej we wrześniu 2011 r. Rządy Kenii, Ugandy i Rwandy zaakceptowały wyniki badań. Kontrakt na budowę został pierwotnie przyznany w 2007 r. firmie Tamoil, której właścicielem jest rząd Libii . Umowa ta została unieważniona w 2012 roku po tym, jak firma nie zrealizowała projektu. Do kwietnia 2014 roku czternaście firm złożyło oferty na budowę przedłużenia rurociągu z Kenii do Rwandy. Oczekiwano, że budowa rozpocznie się w 2014 roku, z 32-miesięcznym czasem budowy. Uruchomienie spodziewano się w 2016 roku.

Okręg Hoima (na czerwono), położony wzdłuż jeziora Albert , był miejscem znalezisk ropy naftowej.

W 2006 roku Uganda potwierdziła istnienie komercyjnie opłacalnych rezerw ropy naftowej w Dolinie Rowu Zachodniego wokół Jeziora Alberta . W czerwcu 2006 r. firma Hardman Resources z Australii odkryła piaski roponośne w Waranga 1, Waranga 2 i Mputa. Prezes Yoweri Museveni ogłosił, że spodziewa się wydobycia od 6000 bbl/d (950 m 3 /d) do 10 000 bbl/d (1600 m 3 /d) do 2009 roku.

W lipcu 2007 roku Heritage Oil, jedna z kilku firm prowadzących poszukiwania wokół Jeziora Alberta, podniosła szacunki dotyczące odwiertu Kingfisher (blok 3A) w dystrykcie Hoima w podregionie Bunyoro , stwierdzając, że jego zdaniem jest on większy niż 600 milionów baryłek (95 000 000 m 3 ) surowego. Partner Heritage, firma Tullow Oil z siedzibą w Londynie , która kupiła Hardman Resources, była bardziej ostrożna, ale wyraziła przekonanie, że całe Zagłębie Albertyńskie zawiera ponad miliard baryłek. Z odwiertu Kingfisher-1 wypływało 13 893 baryłek dziennie (2 208,8 m 3 /d) ropy 30-32 API .

Ta wiadomość nadeszła tuż po raporcie Tullowa z 11 lipca 2007 r., że odwiert Nzizi 2 potwierdził obecność 14 milionów stóp sześciennych (400 000 m 3 ) gazu ziemnego dziennie . Heritage w raporcie dla swoich partnerów określiło ugandyjskie rezerwy wynoszące 2,4 miliarda baryłek (380 000 000 m 3 ) o wartości 7 miliardów dolarów jako „najbardziej ekscytującą nową grę w Afryce Subsaharyjskiej w ostatniej dekadzie”. Jednak rozwój będzie wymagał rurociągu o długości 750 mil (1210 km) do wybrzeża, co będzie wymagało ropy o wartości 80 USD, aby uzasadnić. Stosunki między Ugandą a sąsiednią Demokratyczną Republiką Konga (DRK) są napięte od czasu odkrycia ropy naftowej, ponieważ oba kraje starają się wyjaśnić wytyczenie granicy na jeziorze na swoją korzyść, w szczególności własność małej wyspy Rukwanzi . Minister spraw zagranicznych Ugandy Sam Kutesa złożył pilną wizytę w Kinszasie , próbując złagodzić napięcia.

Economist , zauważając, że DRK wyznaczyła bloki poszukiwawcze po swojej stronie granicy, zaproponował, aby sytuacja rozwiązała się polubownie: Uganda potrzebuje stabilnej i bezpiecznej granicy, aby przyciągnąć zagraniczne inwestycje rozwijające rezerwy ropy naftowej, podczas gdy koszt transport ropy do jedynego portu DRK w Matadi jest tak zaporowy, że rząd kongijski jest niemal zmuszony do szukania dostępu do rurociągu przez Ugandę.

Po początkowym okresie sporów między rządem Ugandy a firmami zajmującymi się poszukiwaniem ropy naftowej, obie strony zgodziły się w kwietniu 2013 r. na jednoczesną budowę rurociągu naftowego do wybrzeża Kenii ( rurociąg Uganda – Kenia Crude Oil Pipeline ) oraz rafinerii ropy naftowej w Ugandzie ( rafinerii ropy naftowej w Ugandzie ).

W lutym 2015 r. rząd Ugandy wybrał konsorcjum kierowane przez rosyjską firmę RT Global Resources jako zwycięskiego oferenta na budowę rafinerii. Rząd miał rozpocząć szczegółowe negocjacje ze zwycięskim oferentem w sprawie zawarcia wiążącej umowy na budowę rafinerii. Negocjacje miały trwać około 60 dni. Gdyby strony nie doszły do ​​porozumienia, rząd planował negocjacje z przegranym oferentem, konsorcjum pod przewodnictwem SK Energy z Korei Południowej, w sprawie budowy rafinerii. Po zerwaniu tych rozmów w lipcu 2016 r. Uganda rozpoczęła rozmowy z oferentem rezerwowym, konsorcjum kierowanym przez SK Engineering & Construction z Korei Południowej.

W sierpniu 2017 r. załamały się również negocjacje z konsorcjum kierowanym przez SK Engineering & Construction. Następnie rozpoczęto negocjacje z nowym konsorcjum kierowanym przez chińską firmę Guangzhou Dongsong Energy Group. Rozmowy te załamały się w czerwcu 2017 r., kiedy CPECC, główny wykonawca konsorcjum, wycofał się z rozmów.

W sierpniu 2017 roku Albertine Graben Refinery Consortium , nowe konsorcjum kierowane przez General Electric (GE) ze Stanów Zjednoczonych , zgodziło się na budowę rafinerii o wartości 4 miliardów dolarów. GE ma być właścicielem 60 proc., podczas gdy rząd Ugandy i inni inwestorzy obejmą pozostałe 40 proc. Total SA zobowiązał się do objęcia 10 proc. udziałów w rafinerii.

W grudniu 2017 r. Irene Muloni , minister energii Ugandy, ogłosiła, że ​​kraj planuje przystąpić do Organizacji Krajów Eksportujących Ropę Naftową (OPEC) do 2020 r., kiedy spodziewane są pierwsze dostawy ropy.

Energia słoneczna

Potencjał zasobów energii słonecznej szacuje się na 5,1 kilowatogodzin na metr kwadratowy.

Aby zdywersyfikować krajowy zasób energii, URE w grudniu 2014 roku wydał koncesje na dwie elektrownie słoneczne, każda o mocy 10 megawatów. Oczekiwano, że stacje, elektrownia słoneczna Tororo i elektrownia słoneczna Soroti , zostaną uruchomione nie później niż w grudniu 2015 r. W grudniu 2016 r. ukończono budowę elektrowni słonecznej Soroti i podłączono ją do sieci krajowej. Elektrownia słoneczna Tororo została również uruchomiona w październiku 2017 r. W styczniu 2019 r. Oddano do użytku i podłączono do sieci krajowej elektrownię słoneczną Kabulasoke , projekt o mocy 20 megawatów autorstwa prywatnego IPP. Elektrownia słoneczna Mayuge , kolejny projekt IPP o mocy 10 megawatów, którego budowa kosztowała 41 mld USD (około 11,3 mln USD), została uruchomiona w czerwcu 2019 r., podnosząc całkowitą energię słoneczną podłączoną do sieci do 50 megawatów w całym kraju.

Zobacz też

Linki zewnętrzne


Pobrane z „ https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Energy_in_Uganda&oldid=1124786565 ”