|
ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫЙ БАНК ДАННЫХ ПРАВОВОЙ ИНФОРМАЦИИ КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ | |
| Документ | Реквизиты | Ссылающиеся документы |
|
Редакция: кыргызча | на русском |
г.Бишкек, Дом Правительства
от 13 февраля 2008 года № 47
ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
О проекте Национальной энергетической программы
Кыргызской Республики на 2008-2010 годы
и стратегии развития топливно-энергетического
комплекса до 2025 года
В целях обеспечения эффективной работы топливно-энергетического
комплекса и развития энергетической отрасли республики, в соответствии
с Законом Кыргызской Республики "Об энергетике" Правительство Кыргызс-
кой Республики постановляет:
1. Одобрить прилагаемый проект Национальной энергетической прог-
раммы Кыргызской Республики на 2008-2010 годы и стратегии развития топ-
ливно-энергетического комплекса до 2025 года.
2. Направить проект Национальной энергетической программы Кыргызс-
кой Республики на 2008-2010 годы и стратегии развития топливно-энерге-
тического комплекса до 2025 года на одобрение в Жогорку Кенеш Кыргызс-
кой Республики.
3. Назначить министра промышленности, энергетики и топливных ре-
сурсов Кыргызской Республики официальным представителем Правительства
Кыргызской Республики при рассмотрении проекта Национальной энергети-
ческой программы Кыргызской Республики на 2008-2010 годы и стратегии
развития топливно-энергетического комплекса до 2025 года Жогорку Кене-
шем Кыргызской Республики.
4. Признать утратившими силу:
- постановление Правительства Кыргызской Республики от 16 июля
2001 года № 353 "О проекте Национальной энергетической программы Кыр-
гызской Республики до 2005 года";
- распоряжение Правительства Кыргызской Республики от 15 февраля
2006 года № 71-р;
- распоряжение Правительства Кыргызской Республики от 10 июня 2006
года № 310-р.
5. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на
отдел энергетики и минеральных ресурсов Аппарата Правительства Кыргызс-
кой Республики.
Премьер-министр И.Чудинов
Одобрена
постановлением Правительства
Кыргызской Республики
от 13 февраля 2008 года № 47
НАЦИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА
Кыргызской Республики на 2008-2010 годы
и стратегия развития топливно-энергетического
комплекса до 2025 года
Кыргызская Республика обладает достаточными запасами топлив-
но-энергетических ресурсов. Однако, потенциальные возможности топлив-
но-энергетического комплекса (далее - ТЭК) реализуются в недостаточной
мере, и отрасль испытывает определенные финансово-экономические труд-
ности. Зависимость республики от импорта энергоносителей, доля которого
составляет около 50% от общего энергопотребления, оказывает отрицатель-
ное влияние на состояние ТЭК и других отраслей экономики.
В целях повышения эффективности ТЭК, технического перевооружения и
развития энергетической отрасли Правительством Кыргызской Республики
принято решение о разработке Национальной энергетической программы Кыр-
гызской Республики на 2008-2010 годы и стратегии развития ТЭК до 2025
года (далее - НЭП).
НЭП разработана в соответствии с законами Кыргызской Республики,
регламентирующими деятельность ТЭК страны, на основании распоряжений
Правительства Кыргызской Республики от 15 февраля 2006 года № 71-р и от
10 июня 2006 года № 310-р и предусматривает полное и надежное энергос-
набжение потребителей на основе подъема собственной энергетической ба-
зы, внедрение инновационных технологий, существенное повышение эффек-
тивности функционирования и достижения качественно нового состояния
ТЭК.
НЭП является документом, определяющим цели, задачи и основные нап-
равления среднесрочной и долгосрочной энергетической политики государс-
тва и устанавливающим механизмы ее реализации.
Целевые установки НЭП предусматривают:
- научное обоснование условий эффективного, безопасного и устойчи-
вого функционирования ТЭК;
- формирование системы взаимоотношений субъектов ТЭК, потребителей
и государства в условиях становления рыночных отношений;
- формирование роли и места энергетики в создании предпосылок для
вывода экономики страны на путь устойчивого развития и социальной ста-
бильности общества.
Реализация главных целей НЭП должна осуществляться в увязке с
функционированием всех отраслей экономики, с учетом ресурсных и науч-
но-технологических возможностей страны, возможных негативных последс-
твий от реализации проектов, совокупности макроэкономических и геополи-
тических факторов, оказывающих влияние на развитие взаимоотношений ор-
ганов государственной власти, финансовых и хозяйственных структур.
Главным средством для достижения целей и реализации приоритетов
НЭП является формирование цивилизованного энергетического рынка и эко-
номических взаимоотношений его субъектов на базе совершенствования нор-
мативной правовой базы.
1. Приоритеты стратегического развития ТЭК и
основы государственной энергетической политики
Главным приоритетом энергетической стратегии Кыргызской Республики
является рациональное и эффективное использование природных топлив-
но-энергетических ресурсов, имеющегося технического, научного и кадро-
вого потенциала ТЭК для обеспечения энергетической безопасности страны,
устойчивого развития экономики и повышения качества жизни населения.
Реализация приоритетных задач должна основываться на среднесрочной
и долгосрочной государственной энергетической политике.
Основная цель среднесрочной энергетической политики - финансовое
оздоровление и технологическое перевооружение ТЭК.
Основными составляющими энергетической политики на 2008-2010 годы
являются следующие блоки задач:
- обеспечение надежности и бесперебойности поставок энергии, преж-
де всего внутренним потребителям;
- осуществление кардинальной реформы системы управления путем соз-
дания рыночных институциональных рамок и соответствующей нормативной
правовой базы, а также завершение структурные реформы ТЭК;
- обеспечение реализации сбалансированной тарифной и ценовой поли-
тики, обеспечивающей покрытие реальных затрат энергетических компаний и
исключающей перекрестное субсидирование потребителей;
- достижение сокращения потерь и прекращения хищений энергии;
- разработка правила доступа к сетям и продажи энергии от альтер-
нативных источников энергии и механизмов их субсидирования;
- улучшение финансового и корпоративного управления ТЭК, усиление
коммерческой и финансовой дисциплины и достижение рентабельности субъ-
ектов отрасли;
- разработка программы технического перевооружения отрасли;
- совершенствование условий привлечения инвестиций в развитие ТЭК;
- осуществление мер по развитию конкурентного преимущества Кыр-
гызской Республики на региональном рынке электроэнергии;
- разработка программы по энергетической эффективности и энергос-
бережению с учетом обязательств по соглашениям с государствами - участ-
никами Содружества Независимых Государств;
- разработка программы замещения углеводородного топлива местными
альтернативными источниками энергии в целях снижения зависимости от им-
портируемых энергоресурсов и сокращения выбросов парниковых газов;
- обеспечение мониторинга финансового положения в электроэнергети-
ческом секторе в целях ежегодного снижения на 1-2% от внутреннего вало-
вого продукта (далее - ВВП) целевого показателя квазифискального дефи-
цита (далее - КФД).
Долгосрочная энергетическая политика Кыргызской Республики направ-
лена на защиту прав и законных интересов граждан и хозяйствующих субъ-
ектов, обеспечение обороны и безопасности государства, эффективное уп-
равление государственной собственностью, достижение качественно нового
состояния ТЭК и осуществляется на принципах последовательности действий
государства по реализации важнейших стратегических ориентиров развития
энергетики и вопросов приватизации энергообъектов.
Стратегическими ориентирами долгосрочной энергетической политики
являются энергетическая и экологическая безопасность, а также энергети-
ческая и бюджетная эффективность. Достижение указанных ориентиров, по-
вышение управляемости процессом развития энергетики требуют формирова-
ния основных составляющих государственной энергетической политики. Это
прежде всего обеспечение эффективного пользования государственным фон-
дом энергоресурсов, развитие внутренних топливно-энергетических рынков,
формирование рационального топливно-энергетического баланса.
Главным инструментом осуществления энергетической политики являет-
ся комплекс мер государственного экономического регулирования: ценового
(тарифного), налогового, таможенного и антимонопольного.
При проведении энергетической политики государство в полной мере
должно использовать свои права собственника недр и активов ТЭК, в то же
время осуществлять реструктуризацию государственной собственности с
сохранением действенного государственного контроля, преимущественно в
системообразующих секторах ТЭК и на объектах повышенной опасности (гид-
роэнергетика и другие).
Энергетическая безопасность - важнейшая составляющая национальной
безопасности Кыргызской Республики, которая должна обеспечить надежное
топливо- и энергообеспечение.
Сложившаяся ситуация в ТЭК свидетельствует, что эти угрозы носят
реальный характер. Имеет место значительное техническое и технологичес-
кое отставание в топливодобывающих секторах, сопровождаемое резким па-
дением производства угля, нефти и газа и устойчивой зависимостью от им-
порта углеводородного сырья. В электроэнергетике наблюдается диспропор-
ция в структуре и размещении генерирующих мощностей, недостаточное раз-
витие системообразующих электрических сетей, ограничивающее их пропуск-
ную способность и повышающее риски ограничения потребителей. Положение
усугубляется финансово-экономическим кризисом, связанным с неплатежами
и хищениями электроэнергии, неэффективным управлением отраслью, а также
отсутствием альтернатив существующей практике тепло- и энергосбереже-
ния.
Целью политики энергетической безопасности является последователь-
ное улучшение ее следующих главных характеристик:
- способности ТЭК надежно обеспечивать экономически обоснованный
внутренний и внешний опросы энергоносителями соответствующего качества
и приемлемой стоимости;
- способности потребительского сектора экономики эффективно ис-
пользовать энергоресурсы, предотвращая нерациональные затраты общества
на энергообеспечение;
- устойчивости энергетического сектора к внешним и внутренним эко-
номическим, техногенным и природным угрозам, а также его способности
минимизировать ущерб, вызванный проявлением различных дестабилизирующих
факторов.
Важнейшими принципами обеспечения энергетической безопасности яв-
ляются:
- гарантированность и надежность энергообеспечения экономики и на-
селения страны в полном объеме в обычных условиях и в минимально необ-
ходимом объеме - при угрозе возникновения чрезвычайных ситуаций;
- контроль со стороны государства и местных органов управления за
надежным энергоснабжением объектов, обеспечивающих безопасность госу-
дарства;
- диверсификация используемых видов топлива и энергии;
- учет требований экологической безопасности, охраны окружающей
среды и использования возобновляемых источников энергии (далее - ВИЭ);
- предотвращение нерационального использования энергоресурсов
(взаимосвязь с политикой энергетической эффективности);
- создание экономических условий (прежде всего за счет налоговых и
таможенных мер), обеспечивающих равную выгоду поставок энергоресурсов
на внутренний и внешний рынки и рационализацию структуры экспорта;
- создание и производство конкурентоспособного отечественного
энергетического оборудования, привлечения в ТЭК экологически безопасных
и экономически эффективных технологий.
Для обеспечения энергетической безопасности необходимо осуществить
модернизацию во многом морально устаревшей и физически изношенной тех-
нологической базы ТЭК и обеспечить воспроизводство его вырабатываемой
ресурсной базы, а также изменение структуры потребления и размещения
производства топливно-энергетических ресурсов. При этом, предусматрива-
ется увеличение использования гидроэнергетических ресурсов и ВИЭ.
Основными принципами государственной энергетической политики в
бюджетной эффективности отрасли являются:
- устойчивая перспектива определения государством необходимых
прогнозных объемов прямых поступлений в бюджет от организаций энергети-
ческого сектора;
- комплексная оценка текущих и перспективных результатов изменения
структуры и стоимости государственной собственности (госактивов в ТЭК);
- сбалансированность роста капитализации энергетического сектора и
объема обеспечиваемых им бюджетных поступлений;
- последовательность и адресность в использовании государственных
средств, а также инвестиций, осуществляемых под контролем государства.
Государственная энергетическая политика и механизмы ее реализации
должны отвечать требованиям социальной направленности и проводиться на
следующих основных принципах:
- обеспечение равной доступности энергоносителей для потребителей;
- поддержание паритета цен (тарифов) на энергоносители при прове-
дении ценовой реформы на доступном для потребителей уровне;
- проведение адресной поддержки малоимущих слоев населения при по-
вышении цен (тарифных ставок);
- обеспечение социальной защиты работникам ТЭК при реформировании
предприятий (закрытие предприятий, сокращение численности);
- предоставление компенсаций за причиненный ущерб населению, свя-
занный со строительством энергообъектов, согласно законодательству Кыр-
гызской Республики.
2. Состояние и основные направления перспективного
развития отраслей ТЭК Кыргызской Республики
2.1. Электроэнергетика
Электроэнергетический сектор (далее - ЭЭС) ТЭК структурно состоит
из семи акционерных энергетических компаний с государственным контроль-
ным пакетом акций, в том числе одной генерирующей (ОАО "Электрические
станции"), одной электросетевой передающей (ОАО "Национальная электри-
ческая сеть Кыргызстана"), четырех электросетевых распределительных
(ОАО "Северэлектро", ОАО "Востокэлектро", ОАО "Ошэлектро" и ОАО "Жала-
лабатэлектро") и одной теплосетевой (ОАО "Бишкектеплосеть"), а также
акционерных компаний с частным капиталом - ОАО "Чакан ГЭС", Быстровская
и Калининская ГЭС.
Производственная база ЭЭС включает 17 электрических станций сум-
марной установленной мощностью 3680 МВт, в т.ч., 15 ГЭС (2950 МВт) и
две ТЭЦ (730 МВт), более 70 тыс. км ЛЭП напряжением 0,4-500 кВ, из них
546 км - линии 500 кВ, 1714 км - линии 220 кВ и 4380 км - линии 110 кВ,
а также около 490 трансформаторных подстанций напряжением 35-500 кВ,
суммарной мощностью более 8000 МВА.
В настоящее время ЭЭС, располагая системой производства, передачи
и распределения, в целом обеспечивает потребность страны в электроэнер-
гии и централизованном теплоснабжении городов Бишкек и Ош, сохраняя
стабильные объемы производства электроэнергии на уровне 14,486 млрд.
кВтч в 2006 году и до 14,601 млрд. кВтч - в 2007 году.
ЭЭС оказывает определяющее влияние на состояние и перспективы раз-
вития национальной экономики: на его долю приходится около 3,9% ВВП и
16% объема промышленного производства, 10% доходов в республиканский
бюджет. Развитая электроэнергетическая сеть обеспечивает доступ к
электроэнергии практически для подавляющего большинства населения. В то
же время, по потреблению электроэнергии на душу населения (1351 кВтч),
республика отстает от общемирового показателя (2343 кВтч/чел.), а также
от показателей соседних государств: Казахстана (3312 кВтч/чел.), Таджи-
кистана (2172 кВтч/чел.) и Узбекистана (1796 кВтч/чел.).
В последние годы в республике проводились мероприятия по укрепле-
нию энергетической независимости страны за счет развития внутренних ма-
гистральных электрических сетей и генерирующих источников. Выполнен
значительный объем работ по техническому перевооружению и развитию сис-
тем коммерческого учета электроэнергии, обеспечивающих формирование оп-
тового рынка электрической мощности и энергии. Проведено реформирование
производственных структур ЭЭС на функциональной основе с целью адапта-
ции их к рыночным методам хозяйствования, проведены акционирование и
частичная приватизация предприятий. Созданы рычаги государственного ре-
гулирования деятельности ЭЭС, адекватные условиям рыночной экономике, с
передачей функций корпоративного управления акционерными обществами Го-
сударственному комитету Кыргызской Республики по управлению государс-
твенным имуществом и созданием регулятивного органа - с 2007 года Госу-
дарственному департаменту по регулированию топливно-энергетического
комплекса при Министерстве промышленности, энергетики и топливных ре-
сурсов Кыргызской Республики.
Разработан и принят ряд нормативных правовых актов, регулирующих
взаимоотношения в ЭЭС, начато формирование нормативной правовой базы
для реализации энергосберегающей политики.
Однако, эти действия оказались недостаточными, и отрасль испытыва-
ет следующие трудности:
- проведенная в 2001 году реструктуризация вертикально-интегриро-
ванной монопольной электроэнергетической компании на функциональной ос-
нове не обеспечила ожидаемых положительных результатов из-за отсутствия
необходимых рыночных механизмов и соответствующей законодательной базы;
- продолжает оставаться тяжелым финансовое состояние энергетичес-
ких компаний, особенно распределительных компаний: в 2007 году сбор
платежей за потребленную электроэнергию по выставленным счетам распре-
делительных компаний составил 85,7%; накопленная дебиторская задолжен-
ность потребителей перед РЭК достигла - 3528 млн. сомов, что сковывает
деятельность энергетических компаний и их взаимоотношения с другими хо-
зяйствующими субъектами, а также создает проблемы урегулирования кре-
дитных и налоговых обязательств перед бюджетом республики;
- не обеспечивается сокращение системных потерь электроэнергии в
распределительных сетях, которые стабильно превышают в последние годы
уровень 40% от выработанной электроэнергии, при этом, значительные по-
тери приходятся на распредкомпании, в которых в 2007 году потери соста-
вили 36,2% от общего его поступления в РЭКи;
- не принимаются решительные действия по улучшению менеджмента и
техническому оснащению систем коммерческого учета, недостаточно внима-
ния уделяется созданию автоматизированной системы коммерческого учета
электрической энергии (АСКУЭ);
- государственные органы и энергетические компании не осуществляют
целенаправленные и последовательные действия по созданию энергетическо-
го рынка и введению рыночных механизмов;
- ситуация усугубляется низкими тарифами на электроэнергию, не
покрывающими затраты на ее производство, передачу и распределение;
- несовершенство учета реального потребления электроэнергии и су-
ществующая практика перекрестного субсидирования в ОАО "Электрические
станции" затрудняет привлечение инвестиций и развитие конкуренции в
энергетической отрасли;
- постоянный рост потребления электроэнергии при сохранении низких
тарифов приводит к перегрузкам и массовым повреждениям оборудования в
распределительных сетях; дефицит по выработке электроэнергии составляет
около 10 млн. кВтч., причем только по северу республики - 200-300 МВт;
- последние 15 лет для энергетики Кыргызской Республики характери-
зовались устойчивым падением объемов финансирования, выделяемого на мо-
дернизацию отрасли и техническое перевооружение; в настоящее время сте-
пень износа основного оборудования электрических станций и сетей дости-
гает 50%;
- из-за отсутствия инвестиций остается незавершенным начатое более
15 лет назад строительство перспективных генерирующих источников (Кам-
баратинские ГЭС, ТЭЦ-2 города Бишкек);
- существующая нестабильность в финансово-экономической деятель-
ности энергокомпаний оказывает негативное влияние на состояние макроэ-
кономической безопасности страны в целом;
- основными внутренними причинами, подрывающими энергетическую бе-
зопасность, являются: низкий уровень финансового менеджмента и прибор-
ного обеспечения коммерческого учета; хищение электроэнергии; низкая
платежная дисциплина со стороны потребителей электроэнергии; отсутствие
должного внимания и надежных источников финансирования для обеспечения
затрат на восстановление и реконструкцию оборудования;
- недостаточно сбалансированная политика в сфере развития межгосу-
дарственных энергетических связей и интеграции ЭЭС страны в формируемый
объединенный рынок электрической мощности и энергии государств Цент-
рально-Азиатского региона (ЦАР) не обеспечивает бескомпромиссное расп-
ределение водных и электроэнергетических ресурсов в регионе и может
привести к вытеснению Кыргызской Республики с регионального рынка экс-
порта электроэнергии;
- попытки привлечения инвестиций в электроэнергетику для ввода но-
вых мощностей не приносят желаемых результатов, за исключением неболь-
ших объемов капиталовложений в рамках программы государственных инвес-
тиций и собственных средств компаний в развитие производственной базы.
Главными целями развития электроэнергетики на период до 2025 года
являются:
- формирование структуры и размещение генерирующих мощностей и пе-
редающих магистральных электрических сетей, гарантирующих энергетичес-
кую безопасность и самообеспеченность Кыргызской Республики энергоре-
сурсами;
- обеспечение надежного снабжения электрической и тепловой энерги-
ей внутренних потребностей экономики и населения страны;
- завершение реформирования ЭЭС как полноценного элемента рыночной
экономики в соответствии с новыми положениями энергетической политики,
с принятием необходимых законодательных и нормативных правовых актов,
направленных на регулирование происходящих в секторе процессов;
- доведение до уровня, приближающегося к мировым показателям, ос-
новных индикаторов эффективности производства, передачи и распределения
электрической и тепловой энергии, вредного воздействия на окружающую
среду;
- модернизация и наращивание производственного потенциала ЭЭС и
повышение его эффективности на основе использования новых технологий,
внедрения автоматизированных систем управления и оптимального регулиро-
вания графиков нагрузки;
- создание комплексов генерирующих мощностей и передающих линий
электропередачи на базе использования гидроэнергетических ресурсов и
угольных месторождений страны, ориентированных, преимущественно, на
экспорт электроэнергии и электроснабжение крупных энергоемких произ-
водств, способствующих повышению эффективности отрасли и устойчивому
развитию экономики Кыргызской Республики;
- активное участие в процессах межгосударственной интеграции в об-
ласти электроэнергетики в рамках ЕврАзЭС и на двусторонней основе, в
подготовке и создании единого конкурентного рынка электрической энергии
и мощности.
Темпы реализации стратегических целей и решение связанных с этим
задач в ЭЭС определяются развитием экономики страны в целом, имеющимися
инвестиционными возможностями, эффективностью преодоления диспропорций
в секторе, сложившихся до 2005 года, и относительно высокими инерцион-
ностью и капиталоемкостью процессов в энергетике.
На первом этапе (ориентировочно, 2008-2010 годы) будет осуществле-
но углубление структурных реформ, и укрепление рыночных начал в финан-
сово-хозяйственной деятельности, формирующих фундамент устойчивого раз-
вития сектора. Этот период будет характеризоваться проведением сбалан-
сированной ценовой и тарифной политики на энергоносители, ограниченными
инвестиционными возможностями, необходимостью использования существую-
щего производственного, технологического и кадрового потенциала и отно-
сительно невысокими темпами структурной перестройки и роста показателей
эффективности. В течение этого периода в основном должны быть решены
проблемы привлечения инвестиций и управленческих "ноу-хау" в распреде-
лительных энергокомпаниях за счет участия частного капитала.
В последующие годы (с 2011 года по 2025 год), по завершении струк-
турных и рыночных реформ в акционерных энергокомпаниях, появится воз-
можность формирования инвестиционного потенциала, который будет направ-
ляться на техническое перевооружение производства и реконструкции, а
также на развитие сектора.
Кардинальное изменение темпов роста производственной базы ЭЭС бу-
дет связано с приходом крупных внешних инвесторов и может происходить
как на первом этапе, так и в последующие годы.
Первостепенными задачами в ЭЭС экономики на 2008-2010 годы являют-
ся:
- проведение реформы системы управления энергетическим сектором,
создание необходимых институциональных рамок и нормативной правовой ба-
зы, завершение структурной реформы сектора;
- разработка и проведение сбалансированной и стимулирующей рост
реального сектора экономики тарифной политики, обеспечивающей покрытие
фактических затрат энергетических компаний на производство, передачу и
распределение электрической и тепловой энергии и исключающей перекрест-
ное субсидирование потребителей; разработка и осуществление практичес-
ких мер по сокращению потерь и хищений энергии;
- улучшение финансового состояния и корпоративного управления
субъектов энергетического сектора, усиление коммерческой и финансовой
дисциплины в секторе и достижение рентабельности субъектов отрасли; ук-
репление финансового положения в ЭЭС путем ежегодного снижения - квази-
фискального дефицита в энергетике на 1,3% от ВВП;
- кардинальное улучшение менеджмента и технического оснащения сис-
тем коммерческого учета с переходом к созданию АСКУЭ;
- завершение строительства Камбаратинской ГЭС-2 с выделением зап-
ланированных до конца 2009 года бюджетных ассигнований в объеме 3,5
млрд. сомов;
- создание полноценного внутреннего энергетического рынка с обес-
печением конкурентной среды в области выработки и продажи электроэнер-
гии путем строительства малых ГЭС и других альтернативных источников;
- принятие мер по сохранению конкурентного преимущества Кыргызста-
на на региональном экспортном рынке электроэнергии и развитию экспорт-
ного потенциала на основе внедрения открытого регионального энергети-
ческого рынка;
- разработка научно-технических основ развития отрасли и создание
базы данных технико-экономического обоснования (далее - ТЭО) перспек-
тивных объектов электроэнергетики;
- совершенствование условий привлечения частных инвестиций в раз-
витие сектора.
Основой реализации этих задач следует считать увеличение выработки
электроэнергии путем реабилитации существующих генерирующих мощностей,
в первую очередь реконструкцию Бишкекской ТЭЦ-1, Уч-Курганской ГЭС и
Ат-Башинской ГЭС, с привлечением инвестиций в объеме 3,08 млрд. сомов
или 75 млн. долл.США. Предстоит освоение гидроэнергетического потенциа-
ла реки Нарын путем строительства в 2008-2012 годы Камбаратинской ГЭС-2
установленной мощностью 360 МВт, с пуском первого агрегата к концу 2009
года, в 2012-2020 годы - Камбаратинской ГЭС-1 - 1900 МВт, в 2010-2020
годы - станций Верхне-Нарынского каскада ГЭС, а также увеличения роста
мощности и производства электроэнергии на Бишкекской ТЭЦ. Намечаемые
объекты, предполагаемые сроки ввода мощностей и выработка электроэнер-
гии приведены в таблицах 2.1 и 2.2. Кроме того, в прогнозный период бу-
дут сооружаться объекты малой гидроэнергетики, выработка которых воз-
растет с 85 до 1,6 млрд. кВтч.
Таблица 2.1
ПРОГНОЗ
ввода в действие генерирующих источников
на период до 2025 года
-----------------------------------------------------------------------
| Наименование |Устан.| Сроки |2009 г.|2015 г.|2020 г.|2025 г.|
| | мощн.|строитель-| | | | |
| | МВт | ства | | | | |
| | | (годы) | | | | |
|-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------|
|Камбаратинские | 1900 | 2013-2023| | | 475 | 1425 |
|ГЭС № 1, № 2 |------|----------|-------|-------|-------|-------|
| | 360 | 2007-2011| 120 | 240 | | |
|-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------|
|Верхне-Нарынские | 180 | 2012-2020| | | 180 | |
|ГЭС № 1, 2, 3 | | | | | | |
|-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------|
|Ак-Булунская | 200 | 2016-2024| | | | 200 |
|-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------|
|Сары-Джазские ГЭС | 1200 | 2012-2025| | | | |
|-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------|
|Кара-Кечинская ТЭС | 1200 | 2016-2015| | | | |
|-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------|
|Всего | | | 120 | 240 | 655 | 1625 |
-----------------------------------------------------------------------
Таблица 2.2
ПРОГНОЗ
производства электроэнергии в Кыргызской Республике
действующими и перспективными электростанциями
на период до 2025 года (млрд. кВтч)
-----------------------------------------------------------------------
| |2000 г.|2005 г.|2006 г.|2010 г.|2015 г.|2020 г.|2025 г.|
|-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|
|Нижне-Нарын- | 13,557|13,88 |13,642 | 12,294| 14,547| 14,547| 14,547|
|ский каскад | | | | | | | |
|ГЭС | | | | | | | |
|-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|
|ТЭЦ | 1,164| 1,367 | 0,890 | 1,077| 2,350| 2,350| 2,350|
|-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|
|Малые ГЭС | | 0,0846| 0,0846| 0,18 | 0,78 | 1,1 | 1,6 |
|-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|
|НВиЭ | | 0,015 | 0,015 | 0,02 | 0,025| 0,03 | 0,045|
|-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|
|Камбаратин- | | | | | | 1,2 | 5,6 |
|ские ГЭС № 1 | | | | | | | |
|-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|
|№ 2 | | | | 0,7 | 1,1 | 1,1 | 1,1 |
|-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|
|Верхне-Нарын-| | | | | | 0,75 | 0,75 |
|ские № 1, 2, | | | | | | | |
|3 | | | | | | | |
|-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|
|Ак-Булунская | | | | | | | 0,75 |
|-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|
|Всего | 14,721|15,3466|14,6316| 14,271| 18,60 | 21,075| 26,742|
|произведено | | | | | | | |
|электроэнер- | | | | | | | |
|гии | | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------
При благоприятных инвестиционных условиях возможно строительство
Сары-Джазских ГЭС суммарной установленной мощностью 1200 МВт, к
2020-2025 годам. Альтернативными вариантами для усиления базовой мощ-
ности энергосистемы являются строительство Бишкекской ТЭЦ-2 мощностью
400 МВт и сооружение Кара-Кечинской тепловой электростанции мощностью
1200 МВт (далее - ТЭС) на угольном месторождении "Кара-Кече".
Выдача мощности и энергии в перспективе требует соответствующего
развития магистральных электрических сетей 220-500 кВ за счет решения
проблем усиления связи 500 кВ Юг-Север энергосистемы страны. Для увели-
чения передачи электроэнергии на север республики необходимо создание
нового питающего центра 500 кВ - подстанции 500/220 кВ "Кемин" с ЛЭП
500 кВ Юг-Север, позволяющих в будущем выполнить присоединение и выдачу
мощности Камбаратинских ГЭС. Для развития магистральных электрических
сетей юга республики и снятия энергозависимости от соседних стран наме-
чается строительство подстанции 500/220 кВ "Датка". Со строительством
подстанции "Датка" предполагается реконструкция сетей 220 кВ общей про-
тяженностью 360 км. В 2008-2010 годы намечается завершение проекта
"Улучшение электроснабжения Баткенской области" (строительство ВЛ-110
кВ "Айгульташ-Самат"). Кроме того, необходимо строительство ЛЭП-500 кВ
"Датка-Худжанд" (Таджикистан) для экспорта электроэнергии и энергосис-
темы стран Южной Азии.
Доставка энергии до потребителя предполагает реконструкцию сущест-
вующих и строительство новых распределительных сетей, для чего необхо-
димо, в первую очередь, обеспечить выход из сложившейся критической фи-
нансово-экономической ситуации в связи с неплатежами и хищениями элект-
роэнергии. Это требует незамедлительных мер, направленных на ускоренное
оздоровление распредкомпаний, посредством полномасштабной реструктури-
зации и приватизации, с привлечением частного сектора и инвестиций, ко-
торые, в конечном счете, должны привести к повышению уровня управлен-
ческого потенциала и эффективности их деятельности.
Прогнозные оценки электробаланса на 2008-2010 годы и до 2025 года
(таблица 3.2) показывают, что намечаемая стратегия развития электроэ-
нергетики сможет обеспечить покрытие перспективного роста потребления
энергии отраслями экономики, соответствующего программе стратегического
развития страны, и позволит увеличить экспортный потенциал отрасли к
2025 году в объеме 4,2 млрд. кВтч.
В связи с реальной возможностью наращивания экспортного потенциала
электроэнергетики страны и наметившейся перспективой реализации инвес-
тиционного проекта по импорту в Афганистан и Пакистан электроэнергии из
Таджикистана и Кыргызской Республики, ОАО "Электрические станции" и ОАО
"НЭС Кыргызстана" необходимо принять конкретные меры по участию в этом
проекте.
2.2. Угольная промышленность
В Кыргызской Республике прогнозные запасы 70 основных угольных
месторождений оцениваются величиной более чем 2,2 млрд.т при балансовых
запасах - 1317 млн.т.
Существующая структура угольной промышленности включает 23 уголь-
ные компании (объединенные под управлением Государственного предприятия
"Комур"), являющиеся акционерными обществами открытого типа, а также 7
малых предприятий, осуществляющих сезонные работы по добыче угля в
осенне-зимний период, производственная деятельность которых контролиру-
ется Государственным агентством по геологии и минеральных ресурсов при
Правительстве Кыргызской Республики как органом, выдающим лицензии на
право ведения добычных работ в пределах лицензионных площадей, и Нацио-
нальным статистическим комитетом Кыргызской Республики.
За время эксплуатационных работ в угольной промышленности макси-
мальный уровень добычи был достигнут в 1979 году - 4508 тыс.т. Начиная
с 1980 года, происходило постепенное снижение объема добычи до 3148
тыс.т в 1991 году. С 1992 года отмечается резкое падение производства:
с 1942 тыс.т до 321,1 тыс.т в 2006 году, с ожидаемым ростом объемов до-
бычи - до 402,5 тыс.т в 2009 году. Одновременно за 1991-2006 годы в 3
раза уменьшились объемы импорта угля, составив в 2006 году 907,4 тыс.т.
Такое положение обусловлено высокими затратами на транспортировку
угля, отсталой технологией добычи, большим износом основных производс-
твенных фондов, достигающим 95%, неэффективностью большинства угольных
компаний в условиях уменьшения спроса на уголь и снижения платежеспо-
собности потребителей. Многие угольные шахты и разрезы, заложенные
40-50 лет назад, отрабатывают запасы угля, которые, по общепризнанным в
мировой практике критериям (малая мощность, крутое падение, высокая
зольность и др.), являются нетехнологичными. Шахтный фонд изношен, ис-
пользуемое оборудование, в основном, не соответствует технологическим
требованиям сегодняшнего дня. Резкий рост железнодорожных тарифов и па-
дение спроса на уголь привели к снижению объемов добычи угля и, как
следствие, - росту удельных затрат на его производство.
Основными причинами кризисного состояния угольной промышленности
являются отсутствие эффективного собственника низкий уровень менеджмен-
та.
Потребность в угле отраслей экономики и населения республики пред-
полагается покрыть за счет увеличения добычи в 2010 году - до 460
тыс.т, с последующим ростом к 2025 году до 1700 тыс.т. В случае ввода
Кара-Кечинской ТЭС добыча угля к 2025 году возрастет до 3 млн.т (табл.
3.3).
Основными целями реформирования угольной промышленности являются:
- формирование конкурентоспособных угольных компаний, обеспечиваю-
щих самофинансирование в длительной перспективе;
- создание конкурентного угольного рынка;
- улучшение условий труда и безопасности работы в угольной промыш-
ленности;
- социально-экономическое и экологическое оздоровление угледобыва-
ющих регионов.
Для дальнейшего развития отрасли существуют следующие предпосылки:
- значительные промышленные запасы угля;
- наличие подготовленной базы для разработки месторождений;
- производственный персонал;
- увеличение выработки энергии на тепловых электрических станциях
с использованием угля месторождения "Кара-Кече";
- более широкое использование угля для производственных нужд, ком-
мунальных потребителей и населения.
Рост объемов добычи угля предполагается осуществлять за счет под-
держания и увеличения на 30% уровней его добычи на существующих уголь-
ных предприятиях буроугольного месторождения "Кара-Кече", шахтах
"Беш-Бурхан", "Жергалан", "Сулюкта" и "Таш-Кумыр".
В долгосрочной перспективе расширение мощности разреза "Кара-Кече"
до проектного уровня от 1500 до 3000 тыс.т угля в год даст возможность
обеспечить топливоснабжение намечаемого строительства Кара-Кечинской
ТЭС, тем самым обеспечить север республики базовой электроэнергией,
снять часть электрической нагрузки с ТЭЦ города Бишкек и ограничить им-
порт дорогостоящего газа и угля. Осуществление этих работ возможно с
привлечением иностранных инвестиций.
Кара-Кечинскую ТЭС мощностью 1200 МВт планируется строить в Джум-
гальском районе Нарынской области, вблизи угледобывающих предприятий,
разрабатывающих Кавакский буроугольный бассейн.
Детально разведанные запасы угля по Кавакскому бассейну составляют
279,3 млн.т, в том числе месторождение "Кара-Кече" для открытых горных
работ - 192,5 млн.т.
Обеспечение Кара-Кечинской ТЭС потребует добычи не менее 2,5 млн.т
угля в год. Вопросы размещения отвалов пустых пород, строительства
карьерных дорог и водоселевых сооружений, проведение рекультивационных
и природоохранных мер будут решаться в рамках Программы развития уголь-
ной промышленности на период до 2015 года. Параллельно прорабатывается
вопрос создания единого угледобывающего предприятия на базе существую-
щих угольных предприятий, разрабатывающих в настоящее время месторожде-
ние "Кара-Кече". Учитывая, что угледобывающие предприятия должны пос-
тавлять уголь населению, промышленным предприятиям и организациям На-
рынской, Иссык-Кульской, Таласской и Чуйской областей, общий объем до-
бычи должен быть не менее 3 млн.т угля в год.
Планируется, в первую очередь, увеличить добычу угля на действую-
щих угледобывающих предприятиях с последующим вовлечением в разработку
других месторождений, после проведения на них детальной разведки.
На момент выхода Кара-Кечинской ТЭС на полную производственную
мощность распределение объемов добычи угля будет выглядеть следующим
образом: месторождение "Кара-Кече" - 2 млн.т, месторождение "Мин-Куш" -
900 тыс.т, прочие месторождения - 300 тыс.т.
Потребность в горношахтном оборудовании для угольных разрезов Ка-
вакского буроугольного бассейна для обеспечения объема добычи 3 млн.т в
год составляет 3,22 млрд. сомов (78,420 млн. долл.США).
В целях увеличения объемов добычи угля на Кавакском месторождении
необходимо выполнить работы по реконструкции существующих грунтовых ав-
тодорог, мостов на участках "Дыйкан-Кара-Кече" протяженностью 39 км,
с.Арал до п.Мин-Куш протяженностью 35 км, а также участки технологичес-
ких подъездных дорог от поселков до участков открытых работ. Ориентиро-
вочная стоимость работ - 139,43 млн. сомов (3,4 млн. долл.США).
2.3. Нефтегазодобывающая промышленность и нефтегазоснабжение
По прогнозным оценкам, запасы неразведанных ресурсов нефти и газа
в Кыргызской Республике составляют порядка 289 млн.т.у.т. На территории
Джалал-Абадской, Ошской и Баткенской областей разрабатываются 15 нефте-
газовых месторождений с извлекаемыми промышленными запасами нефти -
11,6 млн.т и природного газа - 4,9 млрд. куб.м. Добыча нефти и природ-
ного газа имеет незначительные объемы и за период 1991-2007 годов сни-
зилась в 2,2 раза по нефти и в 6,4 раза по газу.
Нефтегазодобывающую отрасль Кыргызской Республики представляет ак-
ционерное общество (далее - АО) "Кыргызнефтегаз".
Все нефтегазовые месторождения были открыты более 70 лет назад,
находятся на поздней стадии разработки и выработаны почти на 70%. Из
оставшихся запасов нефти 80% являются трудно извлекаемыми. Их отработка
требует дополнительных затрат и применения специальных технологий. Фонд
эксплуатационных скважин АО "Кыргызнефтегаз" сформирован в основном из
скважин бурения 60-х - 70-х годов. Самые новые нефтяные скважины, про-
буренные в 1992 году, уже имеют амортизацию в 30%. Естественное сниже-
ние объемов добычи за счет всех этих факторов составляет 5 тыс.т нефти
ежегодно. Объем добычи снизился со 142,7 тыс.т в 1991 году до 68,2
тыс.т в 2007 году. Для прекращения дальнейшего спада добычи нефти уси-
ленно проводятся соответствующие технические мероприятия. Планируется
ежегодное введение до 5 новых скважин, что позволит, наряду с использо-
ванием новых технологий в нефтедобыче, увеличить объем производства
нефти, а затем стабилизировать ее на уровне 80 тыс.т в год, с перспек-
тивой добычи до 95 тыс.т после 2010 года.
Уровень добычи природного газа снижается вследствие выработки мес-
торождений, износа оборудования, а также из-за отсутствия финансирова-
ния. В 2006 году было добыто 19,4 млн. куб.м газа, в 2007 году - 14,9
млн. куб.м. По прогнозу, в 2010 году и далее планируется добывать по 25
млн. куб.м газа ежегодно.
В долгосрочной перспективе обеспечение дальнейшего роста возможно
только за счет разведки новых месторождений на перспективных площадях,
прогнозные запасы которых оцениваются в Ферганской долине в 109 млн.т
условного топлива (далее - т.у.т), в Алайской долине - 50 млн.т.у.т., в
Нарынской впадине - 75 млн.т.у.т., в Иссык-Кульской впадине - 25
млн.т.у.т., в Восточно-Чуйской впадине - 30 млн.т.у.т. На период до
2010 года предусмотрено бурение новых эксплуатационных скважин с выпол-
нением глубокого бурения.
Для увеличения добычи нефти и газа до планируемых объемов потребу-
ется 868,7 млн. сомов. Выполнение этих работ предусмотрено с привлече-
нием иностранных инвестиций, при этом, за счет собственных средств АО
"Кыргызнефтегаз" намерено ежегодно выделять до 120 млн. сомов.
Суммарное потребление нефтепродуктов за 1991-2006 годы сократилось
в 2,2 раза, с 2778 тыс.т до 1156 тыс.т, природного газа за этот период
- с 2,08 млрд. куб.м до 648 млн. куб.м, или более чем в 3 раза. В целом
самообеспеченность республики нефтепродуктами и природным газом состав-
ляет менее 5% и полностью зависит от внешних поставок нефтепродуктов,
природного газа.
В нефтеперерабатывающей отрасли фактически работает одно предприя-
тие - СП "Кыргыз Петролеум Компани" (НПЗ), которое в основном перераба-
тывает кыргызскую нефть, добываемую АО "Кыргызнефтегаз", с объемом пос-
тавок, не обеспечивающим производственные мощности завода.
За последние три года произведено 84 тыс.т бензина, 76,1 тыс.т ди-
зельного топлива и 122,8 тыс.т мазута, со средним ежегодным снижением
производства бензина на 4% и мазута - на 3%. Более стабильным остается
производство дизельного топлива.
Для стабильного производства нефтепродуктов, обеспечивающих пот-
ребности рынка Кыргызской Республики, используются импортное сырье и
компоненты, ввоз которых связан с высокими ставками акцизов на нефть,
газоконденсат и бензин. Это делает производство нефтепродуктов в Кыр-
гызскую Республику проблематичным и неконкурентоспособным по качеству и
цене. В связи с этим для геологического изучения недр на нефтегазоперс-
пективных площадях Кыргызской Республики 14 мая 2007 года подписано
Соглашение "Об общих принципах проведения геологического изучения недр
на нефтегазоперспективных площадях Кыргызской Республики" между Прави-
тельством Кыргызской Республики и ОАО "Газпром" (Российская Федерация).
В настоящее время по поручению закрытого акционерного общества
(далее - ЗАО) "Зарубежнефтегаз" (уполномоченный представитель в Кыр-
гызской Республике ОАО "Газпром") общество с ограниченной ответствен-
ностью "Всероссийский научно-исследовательский институт "Газ" подгото-
вило технико-экономическую оценку геологического изучения недр на перс-
пективных площадях по нефти и газу в Кыргызской Республике и поэтапную
программу геологоразведочных работ. После изучения представленных об-
ществом с ограниченной ответственностью "Всероссийский научно-исследо-
вательский институт "Газ" материалов Государственным агентством по гео-
логии и минеральным ресурсам при Правительстве Кыргызской Республики
выдана лицензия ОАО "Газпром" на проведение геологоразведочных работ на
месторождениях "Кугарт" и "Майлису IV".
Структурная политика в нефтегазовой отрасли в большой степени бу-
дет связана с совершенствованием налоговой политики по регулированию
недропользования, привлечением прямых инвестиций в разработку и добычу
новых месторождений нефти и газа, загрузкой на полную мощность предпри-
ятий по нефтепереработке в республике. В нефтепереработке необходимо
обеспечить полную загрузку производства СП "Кыргыз Петролеум Компани"
до 500 тыс.т и реанимацию СП "Восток" с доведением производства продук-
ции на нем до 180 тыс.т в год.
Стратегия развития газоснабжения будет направлена на создание ус-
ловий для обеспечения надежного газоснабжения, разгосударствления и
приватизации газового хозяйства страны, реконструкции и развития газот-
ранспортных сетей.
Поставку природного газа потребителям Кыргызской Республики в объ-
еме порядка 500 млн. куб.м в год и оказание услуг по транспортировке
казахстанского транзитного природного газа по магистральному газопрово-
ду, расположенному в Чуйской долине, осуществляет ОАО "Кыргызгаз". По
газопроводам, проходящим по территории южной части республики, осущест-
вляется транзит природного газа потребителям Ферганской долины Респуб-
лики Узбекистан. По прямым договорам в Кыргызскую Республику поступает
около 300 млн. куб.м природного газа.
ОАО "Кыргызгаз" является естественным монополистом в осуществлении
всего комплекса задач по обеспечению потребителей республики природным
и сжиженным газом, эксплуатируя 708,7 км магистральных газопроводов
(МГ); 590,8 км газопроводов среднего давления; 1624,3 км газопроводов
низкого давления; 13,9 км газопроводов высокого давления; 203 газорасп-
ределительных пунктов (ГРП) и 717 шкафных газораспределительных пунктов
(ШГРП).
Эксплуатируемая в настоящее время часть магистрального газопровода
на севере страны проложена в одно- и двухниточном исполнении диаметром
720 мм. Из-за плохого технического состояния двухниточного участка МГ
фактически 112 км газопровода эксплуатируются в однониточном исполне-
нии. В соответствии с требованиями эксплуатации, предусматривающими
обязательное двухниточное исполнение магистральных газопроводов, необ-
ходимо завершить прокладку и обустройство второй нитки.
Основные активы ОАО "Кыргызгаз" эксплуатируются в течение 30-35
лет и предельно изношены (более, чем на 70%). Анализ состояния газопро-
водов и характер их повреждения показывают, что основная часть их не
подлежит восстановлению и требует замены. Низкое техническое состояние
газопроводов приводит к потерям природного газа, которые ежегодно сос-
тавляют порядка 14-15% от объема поступлений в республику.
Финансово-экономическое состояние ОАО "Кыргызгаз" характеризуется
большими объемами дебиторской задолженности перед поставщиками природ-
ного газа (Узбекистан, Казахстан) и одновременно с кредиторской задол-
женности со стороны ОАО "Электрические станции", бюджетных организаций
и населения. Из-за этого отсутствуют средства для восстановления полно-
ценного функционирования магистрального газопровода, распределительных
сетей среднего и низкого давления, которые требуют значительных инвес-
тиций. Существующие цены на природный газ и их постоянный рост не дают
возможности в полной мере реализовать мероприятия по ремонту и восста-
новлению. Необходимый объем инвестиций в модернизацию и ремонтно-восс-
тановительные работы, а также полную замену оборудования составляет
24,4 млрд. сомов (595 млн. долл.США).
В целях организации коммерческого учета потребленного газа осу-
ществляется установка газовых счетчиков. В первую очередь газовыми
счетчиками оснащаются категории потребителей с наибольшим потреблением
природного газа: это - дома в частном секторе, где отсутствует цент-
ральное отопление и горячее водоснабжение, и многоквартирные дома. К
настоящему времени газовые счетчики установлены примерно у 80% населе-
ния республики.
В целях ускоренного проведения ремонтно-восстановительных работ и
модернизации газотранспортной системы, инвестирования средств в созда-
ние новых газотранспортных мощностей на территории страны и обеспечения
бесперебойного газоснабжения севера республики осуществлена передача в
доверительное управление совместному кыргызско-казахстанскому предприя-
тию "КырКазГаз" активов магистрального газопровода Бухарский газоносный
район - Ташкент-Бишкек-Алматы (БГР-ТБА), расположенного на территории
Кыргызской Республики. Это позволит обеспечить поступление беспроцент-
ных инвестиций в совместное предприятие со стороны АО "КазТрансГаз" для
ремонта и модернизации газотранспортных систем в период до 2008 года в
объеме 717,68 млн. сомов (17,5 млн. долл.США), с возвратом полученных
кредитов в течение 2008-2025 годов.
Параллельно с проектом совместного предприятия с АО "КазТрансГаз"
рассматриваются перспективы сотрудничества с ОАО "Газпром", с которым
подписано Соглашение "Об общих принципах проведения геологического изу-
чения недр на нефтегазоперспективных площадях Кыргызской Республики"
между Правительством Кыргызской Республики и ОАО "Газпром", предусмат-
ривающее возможность создания совместного кыргызско-российского предп-
риятия по обеспечению поставки природного, сжиженного газа и нефтепро-
дуктов в Кыргызскую Республику, а также инвестирования денежных средств
в сумме 3280,8 млн. сомов (80 млн. долл.США) в АО "Кыргызнефтегаз".
Рассматривался вопрос об учредительском вкладе кыргызской стороной в
уставной капитал СП в виде госпакета акций АО "Кыргызнефтегаз" или де-
нежных средств в сумме 82,02 млн. сомов (2 млн. долл.США).
Казахстанской стороной осуществляется проработка проекта по вопро-
сам транспортировки туркменского и узбекского газа в объеме до 10 млрд.
куб.м в Китайскую Народную Республику - через Алматы по действующим ма-
гистральным газопроводам БГР-ТБА. В случае прохождения газопровода по
территории севера республики Кыргызская Республика имеет возможность
участвовать в этом проекте, с получением платы за транзит порядка
615,15 млн. сомов (15 млн. долл.США) в год.
Для повышения эффективности функционирования ОАО "Кыргызгаз" необ-
ходима разработка и реализация ряда мероприятий:
- создание условий для привлечения максимального объема отечест-
венных и иностранных инвестиций и передовых технологий;
- разработка эффективной тарифной политики с государственной прог-
раммой защиты малообеспеченных слоев населения вследствие роста цен на
энергоносители;
- разработка технико-экономического обоснования строительства га-
зопроводов через территорию Кыргызской Республики; создание стабилиза-
ционного фонда технического переоснащения сетей АО "Кыргызгаз".
Завершение сооружения второй нитки магистрального газопровода на
участке от ст.Чалдовар до р.Чу позволит обеспечить надежную поставку
природного газа потребителям севера республики и южных областей Респуб-
лики Казахстан, с ежегодным получением доходов от транзита в сумме до
135,34-143,54 млн. сомов (3,3-3,5 млн. долл.США); расширить сеть газос-
набжения, увеличив число потребителей природного газа как среди населе-
ния, так и среди промышленных потребителей; усовершенствовать систему
учета путем постоянного обновления технических приборных средств. Осо-
бенно перспективным может стать проект строительства магистрального га-
зопровода через территорию Кыргызской Республики в Китайскую Народную
Республику, что обеспечит значительные валютные поступления за транзит
газа.
Недостаточно высокий уровень сбора платежей за природный газ и ра-
мочные условия Узбекистана по оплате за природный газ приводят к дефи-
циту средств и ограниченности финансовых возможностей ОАО "Кыргызгаз"
для инвестиций в ремонтно-восстановительные работы, а также модерниза-
цию основных производственных средств. В связи с этим ОАО "Кыргызгаз"
подготовило ряд инвестиционных проектов по замене и модернизации ма-
гистральных и распределительных газопроводов, оснащению современными
приборами учета газораспределительных станций, замерных узлов, газоре-
гуляторных пунктов и населения, приобретению передвижных лабораторий и
поверочных установок, а также других приборов, и направило их потенци-
альным инвесторам. Общая сумма по этим проектам составляет 295,3 млн.
сомов (7,2 млн. долл.США).
Высокая зависимость экономики от экспортных поставок газа выдвига-
ет задачу получения собственного газа неуглеводородного происхождения
(биогаз) путем широкого внедрения, особенно в сельской местности, био-
газовых установок и разработку соответствующей программы.
2.4. Теплоснабжение
Ежегодно в республике на цели отопления и горячего водоснабжения
вырабатывается более 2,5 млн. Гкал тепловой энергии, в том числе, в
системе ОАО "Электрические станции" - до 60% общего объема выработки. В
2006 году по сравнению с 1990 годом выработка тепловой энергии снизи-
лась в 3,1 раза и составила 2,794 млн. Гкал и в 2007 году - до 2162
млн. Гкал, что вызвано закрытием промышленных котельных и уменьшением
тепловой и электрической мощности ТЭЦ города Бишкек.
На производство тепловой энергии всеми теплогенерирующими источни-
ками расходуется порядка 600 тыс.т.у.т., в том числе природного газа -
53%, угля - 29%, топочного мазута - 18%. Сложившаяся структура топливо-
потребления, когда около 80% составляет импортируемое топливо по ценам,
близким к мировым, является высокозатратной и экономически невыгодной.
В настоящее время централизованное теплоснабжение существует в 4
городах республики: в городе Бишкек - 85% жилого фонда, городе Ош -
35-40%, городе Кызыл-Кия - 60% и городе Каракол - 26%.
Городские тепловые сети строились и вводились в эксплуатацию па-
раллельно с вводом тепловых мощностей; в настоящее время большинство
трубопроводов отработали нормативный срок и требуют замены. Их старение
ведет к снижению надежности работы, что приводит к росту тепловых по-
терь и утечек сетевой воды.
Изменения структуры потребления тепловой энергии в промышленности,
в коммунально-бытовом секторе и населением произошли из-за сокращения
количества потребителей, перевода части их на электротеплоснабжение при
повышении тарифов на тепловую энергию.
Помимо тепловых станций и крупных котельных, тепловую энергию
(главным образом, на отопление) вырабатывают ведомственные котельные и
котельные промышленных предприятий, а также котельные управления Кыр-
гызжилкоммунсоюза, в структуру которого входят 6 областных управлений.
Себестоимость 1 Гкал тепловой энергии, вырабатываемой котельными,
формируется в пределах 800-1000 сомов (в зависимости от вида топлива).
Разница между низкими отпускными ценами на теплоэнергию и высокими зат-
ратами на ее производство покрывается для котельных Кыргызжилкоммунсою-
за государством дотационными выплатами.
В производстве тепловой энергии значительное место занимают элект-
рические котельные (около 3000) с суммарной тепловой мощностью 4200
Гкал/час, что в 3,5 раза больше тепловой мощности ТЭЦ № 1 города Биш-
кек. Средняя себестоимость выработки тепловой энергии по электрическим
котельным составляет 700-800 сом/Гкал.
Принятое в свое время Правительством Кыргызской Республики решение
о перепрофилировании электрокотельных на местное органическое топливо
явилось преждевременным и экономически недостаточно обоснованным, пос-
кольку не учитывались сложности обеспечения потребителей топливом и
резкий спад производства местной угольной промышленности.
Действующие в настоящее время тарифы на тепловую энергию ниже фак-
тических издержек на ее производство в 2-4 раза. Основной поставщик ОАО
"Электрические станции" покрывает убытки от потребления тепловой энер-
гии населением за счет перекрестного субсидирования от доходов за экс-
порт электроэнергии и частично из средств бюджета.
Существующее котельное хозяйство республики не оборудовано в дос-
таточной степени приборами учета по выработке тепловой энергии. Учет
тепловой энергии производится расчетным путем по потребности теплоэнер-
гии и по количеству израсходованного на ее производство топлива, что
приводит к большой погрешности. Оснащенность приборами учета тепловой
энергии не превышает 20%, что в несколько раз ниже, чем в промышленно
развитых странах. Только в ОАО "Бишкектеплосеть" проводится планомерная
работа по установке у потребителей приборов учета тепловой энергии, а
также замена устаревших приборов на более современные.
Повышение стоимости тепловой энергии, предназначенной для отопле-
ния и горячего водоснабжения, привело к тому, что около 80% потребите-
лей (главным образом, население и бюджетные организации) становятся
неплатежеспособными. Многие потребители тепловой энергии отказываются
вследствие этого от отопления в зимний период, что приводит к разрегу-
лировке централизованной системы теплоснабжения.
Одним из серьезных факторов, усугубляющих ситуацию, является нес-
балансированное использование энергоресурсов в региональном разрезе
(например, внедрение электротеплоснабжения в районах, где есть дешевый
местный уголь). Если в переходный период к рынку (1990-1995 годы) широ-
кое использование электроэнергии было оправдано, то в настоящее время
такой подход нецелесообразен как в техническом, так и в экономическом
отношении, поскольку получение тепла за счет электроэнергии обходится в
несколько раз дороже, чем при использовании органического топлива, и
приводит к увеличению дефицита электроэнергии в республике.
Теплоснабжение в Кыргызской Республике имеет большое социаль-
но-экономическое значение. Любые сбои в обеспечении населения и других
потребителей теплом негативным образом воздействуют на экономику страны
и усиливают социальную напряженность в обществе.
Прогнозный рост производства тепловой энергии в республике по от-
ношению к 2005 году составит в 2010 году - 9-13% и в 2020 году -
22-34%. При этом, предусматривается рост реального потребления тепловой
энергии в 1,4-1,5 раза за счет сокращения потерь и использования высо-
кого потенциала энергосбережения в этом секторе энергетики.
Для достижения указанных целей необходимо:
- создать систему управления теплоснабжением в регионах с опреде-
лением организационных и экономических механизмов, обеспечивающих на-
дежное ее функционирование;
- расширить нормативную правовую базу теплоснабжения. При этом,
должны быть созданы организационно-правовые и экономические механизмы
разработки и реализации новых комплексных генеральных планов электро-,
газо- и теплоснабжения городов и населенных пунктов, с учетом оптималь-
ной структуры энергоресурсов, степени централизации теплоснабжения и
теплофикации;
- осуществить разработку тарифной политики, обеспечивающей покры-
тие фактических издержек на выработку тепла и поэтапное внедрение новой
системы тарифов на тепловую энергию, с возможным введением дифференци-
рованных тарифов по объемам потребления, времени года, количеству часов
использования максимума нагрузок, отдельно по городам (возможно, и по
отдельным источникам) с целью исключения перекрестного субсидирования
неэкономичных источников тепла за счет высокорентабельных;
- создать информационно-аналитическую базу данных для определения
объемов энергоресурсов, расходуемых на теплоснабжение, с последующей
корректировкой направлений развития теплоснабжения в городах, регионах
и стране в целом;
- обеспечить повышение энергоэффективности и технической модерни-
зации отрасли.
Выполнение перечисленных задач возможно при успешном проведении
следующих мероприятий:
- оптимизация уровня централизации систем теплоснабжения (ТЭЦ, ми-
ни-ТЭЦ, центральные и районные котельные) с учетом концентрации спроса,
изменений структуры себестоимости тепловой энергии и ее транспортиров-
ки, рыночных условий хозяйствования и структуры собственности потреби-
телей энергии;
- совершенствование схем и оборудования систем теплоснабжения (в
частности, повсеместный переход на современные предварительно изолиро-
ванные трубы на теплотрассах);
- повсеместное внедрение систем автоматического и ручного регули-
рования систем отопления, оснащение их измерительной и регулирующей
приборной и арматурной аппаратурой;
- повышение эффективности функционирования энергоисточников и теп-
ловых сетей за счет снижения издержек системы теплоснабжения в целом,
привлечения частных инвестиций;
- обеспечение управления спросом на тепловую энергию силами и
средствами потребителей (а не поставщиков тепла), для чего потребуется
массовое внедрение систем автоматического регулирования на тепловых
пунктах у конечных потребителей, с поэтапным переходом на независимые
схемы присоединения к сети и внедрением количественного и количествен-
но-качественного регулирования отпуска тепловой энергии, которая может
быть поставлена (подана) в сеть от различных источников;
- широкое использование солнечной энергии в системах отопления и
горячего водоснабжения;
- развитие рыночных отношений и изменение структуры собственности,
что повлияет на структуру производства тепловой энергии в направлении
децентрализации и меньшей зависимости от акционерных энергокомпаний.
Развитие теплоснабжения города Бишкек должно осуществляться в со-
ответствии с постановлениями Правительства Кыргызской Республики от 21
ноября 2006 года № 805 "О Генеральном плане города Бишкек на период до
2025 года" и от 27 апреля 2004 года № 300 "О плане действий по дальней-
шей реализации консолидированного кредита Всемирного банка на структур-
ные преобразования (CSAC) в области центрального теплоснабжения Кыр-
гызской Республики".
2.5. Нетрадиционные возобновляемые источники энергии и малые ГЭС
Снижение добычи углеводородного сырья в Кыргызской Республике, ог-
раничение импорта и повышение цен на энергоносители создают благоприят-
ные условия для развития нетрадиционных возобновляемых источников энер-
гии (НВИЭ) и малых ГЭС.
Потенциальные энергоресурсы НВИЭ республики, реально доступные при
нынешнем уровне развития техники и технологий, составляют 840
млн.т.у.т. в год. В настоящее время практическое использование НВИЭ
незначительно и в энергобалансе страны оно составляет лишь 0,17%.
Наиболее технически подготовленными для широкого практического ис-
пользования являются разработки по теплоснабжению за счет солнечной
энергии и биогазовых технологий и электроснабжению на основе использо-
вания энергии ветра, малых водотоков и солнечных фотоэлектрических
станций.
Развитие малой гидроэнергетики должно осуществляться также путем
восстановления и строительства малых ГЭС. Суммарный гидроэнергетический
потенциал обследованных на территории республики 172 рек и водотоков, с
расходом воды от 0,5 до 50 куб. м/с, превышает 80 млрд. кВтч в год, из
них технически приемлемый к освоению составляет 5-8 млрд. кВтч в год.
По предложениям специалистов уже сейчас есть возможность сооруже-
ния 92 новых малых ГЭС с суммарной мощностью 178 МВт и среднегодовой
выработкой до 1,0 млрд. кВтч электроэнергии. Могут быть восстановлены
39 существовавших ранее малых ГЭС, общей мощностью 22 МВт и среднегодо-
вой выработкой до 100 млн. кВтч электроэнергии. Разработаны предложения
по строительству 7 ГЭС на ирригационных водохранилищах с установленной
мощностью 75 МВт и среднегодовой выработкой электроэнергии около 220
млн. кВтч.
Особо важное место все эти станции могут иметь для электроснабже-
ния рассредоточенных объектов в горной и сельской местностях с развитой
гидрографической сетью, где строительство крупных линий электропередачи
экономически невыгодно.
Удельные затраты на строительство новых малых ГЭС зависят в значи-
тельной мере от месторасположения станции и производителей оборудования
и составляют 32,8-61,5 тыс. сомов (800-1500 долл.США). Себестоимость
выработки электроэнергии на восстанавливаемых малых ГЭС может составить
8,1-28,1 тыйын/кВтч, на вновь строящихся малых ГЭС - 13,1-13,6 ты-
йын/кВтч, на малых ГЭС при ирригационных водохранилищах - 22-44,9 ты-
йын/кВтч. По расчетам, срок окупаемости малой ГЭС, имеющей эффективные
эксплуатационные показатели, при тарифах на электроэнергию в пределах
41-62 тыйын/кВтч, составляет 7-10 лет, что не привлекает потенциальных
инвесторов. Необходимо проведение новой тарифной политики для НВИЭ,
позволяющей сократить сроки окупаемости, что увеличит инвестиционную
привлекательность малых ГЭС.
Одним из путей повышения экономической эффективности малых ГЭС мо-
жет стать снижение затрат на их сооружение за счет использования унифи-
цированных проектов и серийного заказа однотипного оборудования, а так-
же привлечения местных строительных организаций.
Для установления экономически и технически обоснованных масштабов
развития малой гидроэнергетики в Кыргызской Республике необходимо:
1. Принятие Закона Кыргызской Республики "Об использовании возоб-
новляемых источников энергии".
2. Создание Фонда развития НВИЭ и малой гидроэнергетики.
3. Разработка Национальной научно-технической программы использо-
вания НВИЭ и развития малой гидроэнергетики, ее государственная под-
держка.
Необходимо привлечь к реализации задач развития малой гидроэнерге-
тики местных предприятий-производителей, сохранивших технологические
линии, где будут изготавливаться электротехническое оборудование и ма-
териалы, комплектующие детали, а также прямые инвестиции и гранты меж-
дународных финансовых институтов.
Малая гидроэнергетика позволит уменьшить нагрузку на энергосисте-
му, создаст условия для управления процессом производства и распределе-
ния электроэнергии, особенно в отдаленных высокогорных и сельских райо-
нах, а также обеспечит электроэнергией сельскохозяйственные субъекты и
насосные станции.
3. Топливно-энергетический баланс
Кыргызской Республики на 2008-2010 годы
и долгосрочную перспективу до 2025 года
Формирование структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ) про-
исходило под воздействием процессов построения собственной государс-
твенности и перехода к рыночной экономике (рис. 3.1.).
Рис. 3.1. Производство и потребление ТЭР за период 1990-2006 годов
относительно 1990 года
В перспективе надежное и бесперебойное обеспечение энергией внут-
ренних потребителей требует прогноза спроса на энергоносители и их сба-
лансированности по объемам производства, с учетом капиталоемкости и
инерционности энергетического производства и тенденций социально-эконо-
мического развития страны на средне- и долгосрочную перспективу.
К числу важнейших принципов ресурсной политики при разработке
прогноза потребностей на энергоносители отнесены:
- сокращение импорта углеводородного топлива за счет замещения ор-
ганических видов энергоносителей возобновляемыми источниками энергии
(ГЭС и НВИЭ);
- осуществление сдерживания темпов роста энергопотребления на ос-
нове проведения активной политики энергосбережения к 2010 году на уров-
не 10%, с последующей корректировкой этого показателя в долгосрочной
перспективе до уровня имеющегося потенциала энергосбережения, который
оценивается в 45-50%;
- обеспечение темпов роста потребления энергоресурсов на уровне
0,5-0,4 от темпов роста ВВП к 2010-2025 годам;
- диверсификация энергоносителей на внутреннем рынке, основанном
на оптимальном регулировании цен, тарифов и развития конкуренции на
рынке энергоресурсов.
3.1. Прогноз спроса энергоносителей на 2008-2010 годы и
долгосрочную перспективу до 2025 года
Прогноз спроса на энергоносители проведен на основе принятых прог-
раммных документов экономического развития Кыргызской Республики и на
основе отчетных данных Национального статистического комитета Кыргызс-
кой Республики по тенденциям макроэкономических индикаторов, энергопот-
ребления и прогноза влияния на них роста цен на импортируемые энергоно-
сители (природный газ и нефтепродукты) и принципов ресурсной политики
(табл. 3.2).
В НЭПе рассмотрены 2 сценария развития потребления топливно-энер-
гетических ресурсов (далее - ТЭР) в соответствии со среднегодовыми тем-
пами роста ВВП страны на периоды:
- 2008-2010 годы - 108,1% в соответствии со Стратегией развития
страны до 2010 года (далее - СРС);
- 2011-2014 годы - 106%, 2015-2020 годы - (по I сценарию - 104%,
по II сценарию - 105%), 2021-2025 годы - (по I сценарию - 103%, по II
сценарию - 104%) согласно прогнозу Центра экономических стратегий (да-
лее - ЦЭС) Министерства экономического развития и торговли Кыргызской
Республики.
Анализ тенденций социально-экономического развития и энергопотреб-
ления показывает, что за период 1990-2006 годов при росте реальных тем-
пов ВВП (в ценах 1990 года) до 82% в 2006 году и темпов энергопотребле-
ния до 45%, энергоемкость ВВП снизилась в 2006 году до 55%, энергопот-
ребление до - 37%. Электропотребление на душу населения относительно
уровня 1990 года возросло до 105%, в то время, как электроемкость ВВП
возросла до 155%, что свидетельствует о процессах диверсификации угле-
водородного топлива, так как 85% их импортируются из соседних госу-
дарств.
Прогноз энергопотребления по первому и второму сценариям по видам
энергоресурсов приведен в таблице 3.1, на основе которых разработан
прогноз ТЭБ республики.
3.2. Топливно-энергетический баланс Кыргызской Республики
на 2008-2010 годы и перспективу до 2025 года
Основой формирования ТЭБ на перспективу являются электробаланс,
баланс угля, баланс природного газа, баланс нефти и нефтепродуктов.
В соответствии с прогнозом электробаланса Кыргызской Республики на
2008-2010 годы и период до 2025 года по первому сценарию ожидается
(табл. 3.2):
- снижение выработки электроэнергии до 13,57 млрд. кВтч к 2010 го-
ду, в связи с уменьшением объемов воды в Токтогульском гидроузле из-за
климатических условий и маловодности последних лет, что повлечет за со-
бой сокращение экспорта до 1,07 млрд. кВтч электроэнергии;
- рост производства электроэнергии прогнозируется к 2015 году до
18,4 млрд. кВтч, с вводом на полную мощность Камбаратинской ГЭС-2, к
2025 году - до 26,7 млрд. кВт.ч с вводом на полную мощность Камбара-
тинской ГЭС-1. При этом, возможно увеличение экспорта электроэнергии к
2015 году до 2,16 млрд. кВтч, к 2025 году - до 4,26 млрд. кВтч;
- снижение потерь электроэнергии в сетях, в т.ч. при транспорти-
ровке по сетям ОАО "НЭС Кыргызстана" к 2010-2025 годам - до 5,5%, при
распределении до конечного потребителя по сетям распредкомпаний (далее
РЭК) - технических потерь к 2010 году - до 15% и к 2025 году - до 12%,
коммерческих потерь к 2010 году - до 3% и к 2025 году - до 0%;
- увеличение потребления электроэнергии в соответствии со средне-
годовыми темпами роста ВВП согласно СРС до 10,1 млрд. кВтч к 2010 году
и до 18 млрд. кВтч - к 2025 году.
По первому сценарию (табл. 3.2) необходимо рассмотреть возможность
роста выработки электроэнергии ТЭЦ города Бишкек, в этом случае в 2010
году возможно увеличение производства электроэнергии до 14,8 млрд.
кВтч. При сооружении и вводе к 2015 году Кара-Кечинской ТЭС производс-
тво электроэнергии увеличится до 19,7 млрд. кВтч, с вводом Верхне-На-
рынского каскада ГЭС, Ак-Булунской ГЭС, Камбаратинской ГЭС-1, а также
ГЭС на реке Сары-Джаз прогнозируется рост производства электроэнергии к
2025 году - до 33,89 млрд. кВтч.
При этом, возможно увеличение экспорта электроэнергии к 2015 году
до 3,3 млрд. кВтч, к 2025 году - до 6,4 млрд. кВтч.
По второму сценарию прогнозируется ускорение темпов роста внутрен-
него потребления электроэнергии до 22,64 млрд. кВтч к 2025 году, за
счет прогнозируемого ввода крупных электроемких производств алюминия, с
потреблением электроэнергии от 2 до 4 млрд. кВтч в год, а также модер-
низации и запуска на полную мощность завода "Кристалл" в городе Таш-Ку-
мыр.
Снижение потерь электроэнергии в сетях ожидается, в т.ч. при
транспортировке по сетям ОАО "НЭС Кыргызстана" к 2010-2025 годам - до
уровня 5,0%. При распределении до конечного потребителя по сетям РЭК -
технических потерь к 2010 году до 15% и к 2025 году - до 10%, а также
коммерческих потерь к 2010 году - до 3% и сведение к нулю к 2025 году.
В соответствии с прогнозом баланса угля на период до 2025 года
(табл. 3.3) ожидается:
- по первому сценарию: рост добычи угля к 2015 году до 1 млн.т, к
2025 году - до 1,7 млн.т;
- по второму сценарию: при строительстве Кара-Кечинской ТЭС мощ-
ностью 1200 МВт возникнет необходимость подготовки к ускоренному освое-
нию месторождения "Кара-Кече", за счет чего прогнозируется рост добычи
угля к 2015 году до 4,1 млн.т и к 2025 году - до 4,7 млн.т. При этом,
прогнозируется постепенное сокращение импорта угля до 750 тыс.т к 2025
году;
- увеличение экспорта угля к 2025 году до 200 тыс.т в Китай и нез-
начительных объемов в соседние государства - Таджикистан и Узбекистан.
Согласно прогнозу баланса природного газа на 2008-2010 годы и до
2025 года (табл. 3.5) по первому сценарию ожидается:
- добыча газа к 2010 году до 20 млн. куб.м и к 2025 году - до 30
млн. куб.м;
- потребление (без учета потерь) природного газа к 2010 году до
804 млн. куб.м и к 2025 году - до 880 млн. куб.м;
- поступление по импорту к 2025 году до 850 млн. куб.м.
По второму сценарию прогнозируется рост добычи газа к 2010 году до
30 млн. куб.м и к 2025 году - до 70 млн. куб.м и сокращение импорта
природного газа до 355 млн. куб.м к 2025 году в связи с тенденцией рос-
ту мировых цен, а также цен на рынке СНГ.
В соответствии с прогнозом баланса нефти на 2008-2010 годы и до
2025 года (табл. 3.6) ожидается:
- рост добычи нефти к 2010 году до 82 тыс.т и к 2025 году до - 90
тыс.т;
- рост потребления нефти внутри республики до 99 тыс.т к 2010 го-
ду, 112 тыс.т - к 2025 году;
- поступление по импорту к 2025 году до 17 тыс.т.
Вышеприведенные незначительные объемы добычи, импорта и переработ-
ки нефти не в состоянии удовлетворить растущие потребности республики в
нефтепродуктах, в связи с ростом пассажирооборота и грузооборота раз-
личных видов транспорта, что обусловит спрос на нефтепродукты (табл.
3.6; 3.7; 3.8). Для покрытия потребностей в нефтепродуктах необходимо
увеличить объемы импорта: автобензина - до 420 тыс.т к 2025 году; диз-
топлива - до 340 тыс.т к 2025 году; мазута - до 25 тыс.т к 2025 году; а
также увеличения добычи нефти в республике и, соответственно, ее пере-
работку с выходом автобензина - до 35 тыс.т к 2025 году, дизтоплива -
до 55 тыс.т к 2025 году.
Сравнение рассмотренных сценариев ТЭБ по отношению к обеспеченнос-
ти собственными ресурсами показывает, что по первому сценарию необходи-
мость импорта энергоресурсов к 2025 году составит уровень 45% от общей
потребности. При формировании ТЭБ по второму сценарию снижение доли им-
порта до 30% произойдет к 2025 году.
Основными механизмами осуществления целей совершенствования ТЭБ
страны должны стать:
- регулирование спроса на энергоносители на государственном уров-
не, через мониторинг индикаторов устойчивого энергопользования - энер-
гоемкости ВВП и нормируемого показателя энергопотребления реальных сек-
торов экономики, исходя из возможностей ресурсного обеспечения и разви-
тия отраслей ТЭК, а также импорта и экспорта энергоносителей;
- разработка и реализация Государственной программы энергоэффек-
тивности и устойчивого развития Кыргызской Республики;
- развитие здоровой конкуренции в энергетической сфере, снятие
торговых барьеров, ликвидацию и разобщенность энергетических предприя-
тий.
Формирование прогнозного ТЭБ может натолкнуться на следующие барь-
еры и риски недостижения целей.
1. Ограниченное наличие новых технологий, отсутствие приборов уче-
та и трудности количественного измерения экономии энергии, замедленное
поступление на рынок новаторских предложений из-за недостаточного вкла-
дывания средств в НИР и ОКР, вследствие отсутствия побуждающих к этому
экономических механизмов.
2. Отсутствие финансовых средств и ограниченный доступ к ним, не-
достаточно четкие механизмы льготных условий кредитования энергосбере-
гающих технологий и оборудования.
3. Нечетко определенные имущественные права, недостаточная инфор-
мация о состоянии и перспективах формирования оптимальной структуры
топливно-энергетического баланса страны.
4. Трудности становления рыночных отношений и создания рынка энер-
гоносителей на национальном и региональном уровнях, отсутствие исполни-
тельской дисциплины на межгосударственном уровне, слабое использование
рыночных механизмов из-за несовершенной нормативно-правовой базы и
энергетического законодательства.
5. Нехватка квалифицированного персонала, в особенности для малых
и средних предприятий, фермерских и домашних хозяйств, трудности с ус-
тановкой энергосберегающего оборудования, отсутствие соответствующих
информационных программ.
6. Безответственность должностных лиц, отсутствие у населения и
предпринимателей культуры потребления энергоносителей, рычагов воздейс-
твия при хищениях и нерациональном их использовании.
7. Отсутствие прогнозных оценок влияния повышения мировых цен на
энергоносители на развитие экономики и сферы предоставления услуг насе-
лению республики.
Таблица 3.1
Потребление ТЭР внутри республики:
отчет 2001-2005 годов(*), прогноз
на 2006-2010 годы(**) и до 2025 года
-----------------------------------------------------------------------
| | |1 сценарий
| |--------------------------------------|------------
| | Ед. изм. | 2001 | 2005 | 2006 | 2010 |
|------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
|------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------|
|Электроэнергия |млн. кВт.ч | 6780 | 7095 | 7185 | 10104 |
|------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------|
|Природный газ |млн. куб.м | 675,5 | 626,9 | 666 | 700 |
|------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------|
|Уголь |тыс.т | 1123 | 1254,2 | 1208,5 | 1770 |
|------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------|
|Нефть |тыс.т | 75,5 | 80,2 | 80 | 99 |
|------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------|
|Дизельное топливо |тыс.т | 160 | 130,3 | 136,4 | 176 |
|------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------|
|Автомобильный |тыс.т | 194 | 271 | 322 | 350 |
|бензин | | | | | |
|------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------|
|Мазут |тыс.т | 77 | 56,6 | 60,8 | 68 |
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
| 2 сценарий |
------------------------------|---------------------------------------|
| 2015 | 2020 | 2025 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 13074 | 15280 | 18030 | 10262 | 13074 | 18230 | 22640 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 710 | 730 | 750 | 525 | 465 | 425 | 375 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 2060 | 2190 | 2405 | 3270 | 5060 | 5190 | 5405 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 99,6 | 105,6 | 112 | 99 | 99,6 | 105,6 | 112 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 220 | 280 | 340 | 176 | 272 | 320 | 390 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 360 | 380 | 420 | 320 | 360 | 410 | 680 |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 70 | 80 | 90 | 68 | 70 | 80 | 90 |
-----------------------------------------------------------------------
(*) Нацстатком Кыргызской Республики, ТЭБ Кыргызской Республики
1990-2001 годы и ТЭБ (1999 год, 2001 год, 2005 года).
(**) Прогноз роста потребления нефтепродуктов, обусловленный раз-
витием транспорта Кыргызской Республики.
Таблица 3.2
Баланс электроэнергии Кыргызской Республики:
отчет 1990-2006 годов(*) и прогноз на 2010-2025 годы
по сценариям (млн. кВт.ч)
-----------------------------------------------------------------------
| | Отчеты по ТЭБ | - | Прогноз
| | | |1 сценарий
| |------------------------|-----------------|------------
| | 1990 | 1995 | 2001 | 2005 | 2006 | 2010 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Ресурсы | 16590 | 19337 | 20013 | 14891,8| 14486 | 13571 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Производство | 13370 | 12349 | 13660 | 14891,8| 14486 | 13571 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Поступило по | 3220 | 6987 | 6353 | 0,2| 0 | 0 |
|импорту | | | | | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Распределение | 16590 | 19336 | 20013 | 14891,8| 14486 | 13571 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Потреблено | 8357 | 7525 | 6780 | 7095,5| 7185 | 10104 |
|внутри | | | | | | |
|республики | | | | | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Потери в | 1035 | 3457 | 4802 | 5135 | 4841 | 2551 |
|электросетях | | | | | | |
|общего | | | | | | |
|пользования | | | | | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Экспорт | 7198 | 8354 | 8431 | 2661,3| 2460 | 1020 |
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
| Прогноз 2 сценарий |
| |
------------------------------|---------------------------------------|
| 2015 | 2020 | 2025 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 18437 | 21075 | 26742 | 14814 | 19720 | 26376 | 33890 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 18437 | 21075 | 26742 | 14814 | 19720 | 26376 | 33890 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 0 | 0 | 0 | | | | |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 18437 | 21075 | 26742 | 14814 | 19720 | 26376 | 33890 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 13074 | 15280 | 18030 | 10262 | 13074 | 18230 | 22640 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 3198 | 3703 | 4450 | 2837 | 3382 | 4272 | 4874 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 2165 | 2092 | 4262 | 1715 | 3264 | 3874 | 6376 |
-----------------------------------------------------------------------
Таблица 3.3
Баланс угля Кыргызской Республики:
отчет 1990-2006 годов(*) и прогноз
на 2010-2025 годы по сценариям (тыс. тонн)
-----------------------------------------------------------------------
| | | | - |1 сценарий
| |------------------------|--------|--------|------------
| | 1990 | 1995 | 2001 | 2005 | 2006 | 2010 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Ресурсы | 7660 | 1816,3| 1645,1| 1912,8 | 1828,6 | 2466 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Добыча | 3742 | 463,2| 512,6| 335,8 | 321,1 | 462 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Поступило по | 2911 | 499,8| 344 | 981,3 | 907,5 | 1120 |
|импорту | | | | | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Остатки на | 1007 | 853,3| 788,5| 596,2 | 600 | 640 |
|начало года | | | | | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Распределение | 7660 | 1816,3| 1645,1| 1912,8 | 1828,6 | 2406 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Потреблено | 4765 | 1162,8| 1123 | 1254,2 | 1208,5 | 1770 |
|внутри | | | | | | |
|республики | | | | | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Потери | 21 | 16,3| 0,2| | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Отпущено на | 1917 | 170,6| 28,5| 8,8 | 10 | 100 |
|экспорт | | | | | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Остатки на | 957 | 466,6| 493,4| 619,7 | 620 | 536 |
|конец года | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
| 2 сценарий |
------------------------------|---------------------------------------|
| 2015 | 2020 | 2025 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 2700 | 2850 | 3050 | 3900 | 5700 | 5850 | 6050 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 1000 | 1350 | 1700 | 1960 | 4100 | 4350 | 4700 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 1010 | 900 | 750 | 1180 | 1010 | 900 | 750 |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 690 | 600 | 600 | 560 | 590 | 600 | 600 |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 2700 | 2850 | 3050 | 3900 | 5700 | 5850 | 6050 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 2060 | 2190 | 2405 | 3270 | 5060 | 5190 | 5405 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 200 | 200 | 200 | 100 | 200 | 200 | 200 |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 437 | 460 | 440 | 528 | 437 | 457 | 441 |
| | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------
(*) Нацстатком Кыргызской Республики, ТЭБ Кыргызской Республики
1990-2001 годы, (1999 год, 2001-2005 годы), Бишкек - 2002 год, 2006 го-
да.
Таблица 3.4
Баланс газа: отчет за период 1990-2006 годов(*)
и прогноз на 2010-2025 годы(**) по сценариям
(млн. куб.м)
-----------------------------------------------------------------------
| | | | |1 сценарий
| |------------------------|--------|--------|------------
| | 1990 | 1995 | 2001 | 2005 | 2006 | 2010 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Ресурсы | 2174 | 882,3 | 698,5 | 736,2 | 766,3 | 804 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Добыча | 96 | 35,7 | 32,8 | 25,1 | 19,4 | 20 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Поступило по | 2078 | 846,6 | 665,7 | 711 | 746,9 | 784 |
|импорту | | | | | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Остатки на | - | - | - | | | |
|начало года | | | | | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Распределение | 2174 | 882,3 | 698,5 | 736,2 | 766,3 | 804 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Потреблено | 2076 | 856,2 | 675,5 | 626,9 | 666 | 700 |
|внутри | | | | | | |
|республики | | | | | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Потери | 38 | 26,1 | 23 | 109,3 | 100,2 | 104 |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Отпущено на | 60 | - | - | | | |
|экспорт | | | | | | |
|--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------|
|Остатки на | - | - | - | | | |
|конец года | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
| 2 сценарий |
------------------------------|---------------------------------------|
| 2015 | 2020 | 2025 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 825 | 850 | 880 | 585 | 535 | 485 | 425 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 30 | 30 | 30 | 30 | 50 | 60 | 70 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 795 | 820 | 850 | 555 | 485 | 425 | 355 |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| | | | | | | |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 825 | 850 | 880 | 585 | 535 | 485 | 425 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 710 | 730 | 750 | 525 | 465 | 425 | 375 |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| 115 | 120 | 130 | 80 | 70 | 60 | 50 |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| | | | | | | |
| | | | | | | |
|---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|
| | | | | | | |
| | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------
(*) Нацстатком Кыргызской Республики, ТЭБ Кыргызской Республики
1990-2001 годы, (1999 год, 2001-2005 годы), Бишкек 2002 год, 2006 годы.
(**) Прогнозные цифры по добыче газа будут корректироваться по ме-
ре завершения разведочных работ ОАО "Газпром" и ОАО "Кыргызнефтегаз".
Таблица 3.5
Баланс нефти: отчет 1990-2006 годов(*) и
прогноз(**) на период 2008-2010 годов
и период до 2025 года (тысяч тонн)
-----------------------------------------------------------------------
| | | | | - | | - | - | - | - | - | - |
| |1990|2001|2005|2006|2007 |2008|2009|2010|2015 |2020 |2025|
|-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----|
|Ресурсы | 162|87,5|90,4|84,1| 95,2| 103| 111| 118|118 |120 | 126|
|-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----|
|Добыча | 155|75,5|77,9|70,6| 68,2| 78| 80| 82| 82 | 85 | 90|
|-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----|
|Поступило | - | - | 5,1| 6,1| 17 | 17| 17| 17| 17 | 17 | 17|
|по импорту | | | | | | | | | | | |
|-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----|
|Остатки на | 7|12 | 7,4| 7,4| 10,2| 8| 14| 19| 19 | 18 | 19|
|начало года| | | | | | | | | | | |
|-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----|
|Распределе-| 162|87,5|90,4|84,1| 95,2| 103| 111| 118|118 |120 | 126|
|ние | | | | | | | | | | | |
|-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----|
|Потреблено | 3|75,5|80,2|80 | 85,2| 95| 97| 99| 99,6|105,6| 112|
|внутри | | | | | | | | | | | |
|республики | | | | | | | | | | | |
|-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----|
|Потери | 2| - | | | 2 | 2| 2| 2| 1,4| 2,4| 2|
|-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----|
|Отпущено на| 151| - | | | | | | | | | |
|экспорт | | | | | | | | | | | |
|-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----|
|Остатки на | 6|12 |10,2| 4,1|102 | 103| 111| 118| 17 | 12 | 12|
|конец года | | | | | | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------
(*) Нацстатком Кыргызской Республики, ТЭБ Кыргызской Республики
1990-2001 годы, (1999 год, 2001-2005 годы), Бишкек 2002 год, 2006 года.
(**) Прогнозные цифры по добыче нефти будут корректироваться по
мере завершения разведочных работ ОАО "Газпром" и ОАО "Кыргызнефтегаз".
Таблица 3.6
Баланс дизельного топлива: отчет за 1990-2006 годы(*)
и прогноз на период 2008-2010 годы и период
до 2025 года (тысяч тонн)
-----------------------------------------------------------------------
| | 1990 | 2001 | 2005 | 2006 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Ресурсы | 696 | 178 | 173,9 | 181,4 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Добыча (производство) | - | 43,4 | 31,43 | 31,2 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Поступление по импорту | 616 | 95 | 128,9 | 136,2 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Остатки на начало года | 80 | 39,6 | 13,6 | 14 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Распределение | 696 | 178 | 173,9 | 181,4 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Потреблено внутри республики | 622 | 160 | 130,3 | 136,4 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Потери | - | 0 | 0,7 | 0,8 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Отпущено на экспорт | 24 | 0,6 | 19,1 | 19,1 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Остатки на конец года | 50 | 17,4 | 23,7 | 26,1 |
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
| 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 199,9 | 192 | 193 | 194 | 293 | 350 | 420 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 51,9 | 33 | 34 | 36 | 40 | 45 | 55 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 135 | 145 | 145 | 145 | 230 | 280 | 340 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 13 | 14 | 14 | 14 | 23 | 25 | 25 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 199,9 | 192 | 193 | 194 | 293 | 350 | 420 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 175,9 | 170 | 173 | 176 | 272 | 320 | 390 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 0,7 | 0,7 | 0,7 | 0,7 | 1 | 2 | 3 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 1,63 | 1,63 | 1,63 | 1,63 | 3 | 4 | 5 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 21,67 | 19,67 | 17,67 | 15,67 | 17 | 24 | 22 |
-----------------------------------------------------------------------
(*) Нацстатком Кыргызской Республики, ТЭБ Кыргызской Республики
1990-2001 годы, (1999 год, 2001-2005 годы), Бишкек 2002, 2006 год.
Таблица 3.7
Баланс автобензина: отчет за 1990-2006 годы(*)
и прогноз на период 2008-2010 годы и период
до 2025 года (тысяч тонн)
-----------------------------------------------------------------------
| |1990|2001 |2005 |2006 |2007|2008|2009|2010|2015|2020|2025|
|-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----|
|Ресурсы | 737|200,1|305,8|355,5| 352| 388| 390| 390| 405| 430| 475|
|-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----|
|Добыча | - | 45,2|13 | 11,4| 12| 18| 20| 20| 25| 30| 35|
|(производ- | | |янв. | | | | | | | | |
|ство) | | | | | | | | | | | |
|-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----|
|Поступило | 713|101,9|273,6|324,1| 320| 350| 350| 350| 360| 380| 420|
|по импорту | | | | | | | | | | | |
|-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----|
|Остатки на | 24| 53 | 19 | 20 | 20| 20| 20| 20| 20| 20| 20|
|начало года| | | | | | | | | | | |
|-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----|
|Распределе-| 737|200,1|305,8|355,5| 352| 388| 390| 390| 405| 430| 475|
|ние | | | | | | | | | | | |
|-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----|
|Потреблено | 682|194 |271 |322,5| 327| 340| 345| 350| 360| 380| 420|
|внутри | | | | | | | | | | | |
|республики | | | | | | | | | | | |
|-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----|
|Потери | - | 0 | 6,7| 7 | | | | | | | |
|-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----|
|Отпущено на| 20| 0 | 5,4| 6 | 5| 5| 5| 5| 5| 10| 15|
|экспорт | | | | | | | | | | | |
|-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----|
|Остатки на | 35| 6,1| 22,7| 20 | 20| 48| 30| 35| 30| 40| 40|
|конец года | | | | | | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------
Таблица 3.8
Баланс топочного мазута: отчет за 1990-2006 годы
и прогноз на период 2008-2010 годы и период
до 2025 года (тысяч тонн)
-----------------------------------------------------------------------
| | 1990 | 2001 | 2005 | 2006 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Ресурсы | 1184 | 125,8 | 100,1 | 76,8 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Добыча (производство) | - | 42,2 | 41,7 | 42,1 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Поступило по импорту | 1006 | 20,4 | 14 | 1,7 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Остатки на начало года | 178 | 63,2 | 44,4 | 33 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Распределение | 1184 | 125,8 | 100,1 | 76,8 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Потреблено внутри республики | 1027 | 77 | 56,6 | 60,8 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Потери | 1 | - | 0 | 0 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Отпущено на экспорт | - | 2,1 | 10,2 | 0 |
|-----------------------------|---------|---------|---------|---------|
|Остатки на конец года | 156 | 46,7 | 33,3 | 16 |
-----------------------------------------------------------------------
-----------------------------------------------------------------------
| 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 91,88 | 81,08 | 82,288 | 83,288 | 90 | 100 | 105 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 54,1 | 48 | 50 | 52 | 54 | 57 | 60 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 20 | 18 | 17 | 16 | 16 | 20 | 25 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 17,788 | 15,08 | 15,288 | 15,288 | 20 | 23 | 20 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 92,88 | 81,08 | 82,288 | 83,288 | 90 | 100 | 105 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 74,1 | 66 | 67 | 68 | 70 | 80 | 90 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| | | | | | | |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 2,78 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
|---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------|
| 15,08 | 15,08 | 15,288 | 14,788 | 20 | 20 | 15 |
-----------------------------------------------------------------------
(*) Нацстатком Кыргызской Республики, ТЭБ Кыргызской Республики
1990-2001 годы, (1999 год, 2001-2005 годы), Бишкек 2002 год, 2006 год.
4. Стратегические задачи тарифной политики и
финансово-экономического оздоровления отрасли
Одной из основных задач вывода энергетической отрасли из сложивше-
гося тяжелого финансово-экономического положения является установление
экономически обоснованных тарифов на электроэнергию, теплоэнергию и
природный газ.
Экономически необоснованные тарифы, высокий уровень потерь и низ-
кая собираемость платежей привели к тому, что передающие и вырабатываю-
щие энергокомпании работают с убытками. В 2006 году убытки от произ-
водства тепла на ТЭЦ достигли 795,87 млн. сомов и частично покрываются
за счет экспорта электроэнергии, а убытки распредкомпаний составили 940
млн. сомов.
Общая сумма кредиторской задолженности энергокомпаний в 2006 году
составила 3,42 млрд. сомов. При 100-процентной оплате кредиторам за
топливо и Социальному фонду Кыргызской Республики, таможенные и налого-
вые обязательства покрывались только на 45%.
Стратегические задачи совершенствования ценообразования и тарифной
политики в энергетическом комплексе должны быть основаны на введении
принципов самоокупаемости энергетического сектора и поэтапного устране-
ния перекрестных субсидий в области тарифообразования.
Тарифы должны покрывать все затраты по производству, передаче,
распределению и сбыту электрической и тепловой энергии и отражать все
затраты на электроснабжение каждой категории потребителей. Социальная
поддержка (субсидии) должна быть направлена адресно потребителям с низ-
ким уровнем доходов через систему социальной защиты.
В настоящее время регулятивным органом в энергетике - Государс-
твенным департаментом по регулированию топливно-энергетического комп-
лекса при Министерстве промышленности, энергетики и топливных ресурсов
Кыргызской Республики разрабатываются проекты Среднесрочной тарифной
политики на электрическую энергию на 2008-2012 годы (далее - ССТП) и
Среднесрочной тарифной политики на тепловую энергию на 2008-2010 годы,
в которых предусматривается поэтапное повышение тарифов на энергоноси-
тели до уровня, покрывающего затраты энергетических компаний.
В перспективе необходимо установить нижние и верхние пределы роста
тарифов на электроэнергию таким образом, чтобы в среднем по стране рост
тарифов не превышал верхние пределы (ожидаемой) инфляции и не снижался
по отношению к нижнему (планируемому) уровню инфляции.
Повышение тарифов согласно вышеупомянутым проектам ССТП может су-
щественно повлиять на темпы роста инфляции на предстоящий период
2008-2012 годов. Анализ фактических данных по доходам населения, инфля-
ции и тарифам на электроэнергию за 1998-2007 годы и их прогнозов сог-
ласно Стратегии развития страны до 2010 года (СРС) показывают, что су-
ществуют риски превышения целевых ориентиров по инфляции. При инерцион-
ном тренде развития ожидается, что инфляция не превысит 10% и будет
формироваться преимущественно под влиянием цен на продукты питания и
тарифов на платные услуги. В результате роста цен на продовольственные
товары на 35,3% (в т.ч. на хлеб и хлебобулочные изделия на 80,7%, на
мясо и жиры 48,7%, на молочные жиры - 25,6%) снизились темпы роста до-
ходов населения по сравнению с СРС.
Согласно отчетным данным Министерства экономического развития и
торговли Кыргызской Республики, в 2007 году среднегодовые темпы роста
инфляции составили 110,2%, против 105% по плану, а темпы роста доходов
населения снизились до 9,5%, против 15,7% в 2006 году. В 2008 году тем-
пы роста инфляции планируются на уровне 108,0%, темпы роста реальных
доходов населения - 109,9%.
Проведенные исследования по оценке влияния мировых тенденций роста
цен на энергоносители (нефть, газ) и тарифа на электроэнергию в Кыр-
гызской Республике на социальное и экономическое развитие республики
подтверждают наличие высокой корреляционной связи этих показателей с
макроэкономическими индикаторами (индексом потребительских цен и темпа-
ми роста ВВП).
Учитывая вышеизложенное, необходимо изменить методологию разработ-
ки тарифной политики путем обоснования не только затрат энергокомпаний,
но и принимать во внимание тенденции роста инфляции и доходов населения
с установлением тарифного коридора на предстоящие три года.
В вопросе сокращения затрат ключевыми направлениями следует счи-
тать: сокращение расходов на топливообеспечение ТЭЦ; снижение потерь
энергии; экономию на ремонтных работах; оптимизацию численности персо-
нала и оплаты труда; упорядочение использования сырья и материалов, за-
пасов товарно-материальных ценностей; освобождение от непрофильных ком-
мерческих структур и нерентабельных активов. От новой тарифной политики
макроэкономика должна получать действенный инструмент сдерживания инф-
ляции, а отрасли-потребители, в особенности энергоемкие, при этом могут
лучше планировать свои издержки и обосновывать бизнес-проекты.
Важным экономическим механизмом (макроэкономическим индикатором)
финансово-экономического оздоровления отрасли является реализация комп-
лекса следующих первоочередных мер:
- проведение жесткой политики по снижению потерь электроэнергии до
уровня, близкого к нормируемому уровню технических потерь (15-12%);
- сокращение коммерческих потерь или хищений электроэнергии до 3%
к 2010 году с полной ликвидацией в долгосрочной перспективе;
- повышение сборов платежей наличными деньгами за отпущенную
электроэнергию до 98-100%;
- проведение переоценки и капитализации активов энергокомпаний для
обеспечения их нормального функционирования в условиях рынка;
- устранение огромной задолженности по платежам между энергокомпа-
ниями и фискальными органами путем реструктуризации с разработкой меха-
низмов, предотвращающих возникновение подобных ситуаций в будущем;
- обоснование затрат энергетических компаний на производство, пе-
редачу, распределение и сбыт электроэнергии, с обеспечением их прозрач-
ности для общества, а также разработкой мер по их снижению;
- проработка мер по снижению отрицательного влияния повышения та-
рифов на реальный сектор экономики, а также по адресной поддержке соци-
ально уязвимых слоев населения;
- разработка и утверждение в законодательном порядке методологии
установления и расчетов тарифов на электроэнергию, теплоэнергию и при-
родный газ;
- дальнейшее совершенствование тарифной политики, предусматриваю-
щей регулирование графиков нагрузки с целью снижения дефицита мощности
и энергии, а также потерь в электрических сетях, путем введения диффе-
ренцированного сезонного (суточного) тарифа;
- дифференциация тарифов по категориям потребителей, с установле-
нием обязательной предоплаты за потребленную электроэнергию для коммер-
ческих потребителей;
- постепенное устранение перекрестного субсидирования между груп-
пами производителей и потребителей энергии;
- установление паритета тарифов на энергию для внутреннего потреб-
ления, поставок на экспорт и крупным потребителям, выпускающим экспорт-
ную продукцию;
- разработка и утверждение методики применения тарифной платы за
вновь присоединенные мощности.
Методология установления и расчетов тарифов на электрическую энер-
гию должна способствовать проведению активной энергосберегающей полити-
ки. В соответствии с Законом Кыргызской Республики "Об энергосбереже-
нии" необходимо принять соответствующее решение о создании фонда энер-
госбережения и установить нормативы отчисления в этот фонд от объема
реализованной продукции с включением их в тарифы на энергоносители.
5. Стратегические задачи институциональной
и структурной реформы управления
топливно-энергетическим комплексом
Кыргызской Республики
За последние 10 лет в структуре управления и регулирования дея-
тельности ТЭК Кыргызской Республики произошли существенные изменения,
приняты законы Кыргызской Республики "Об энергетике", "Об электроэнер-
гетике", "О нефти и газе", "Об угле", "Об энергосбережении". В соот-
ветствии с Программой разгосударствления и приватизации АО "Кыргызэнер-
го" во вновь созданных открытых акционерных обществах "Электрические
станции", "НЭС Кыргызстана", "Северэлектро", "Востокэлектро", "Жалала-
батэлектро", "Ошэлектро" и "Бишкектеплосеть" государственная доля акций
составляет 93,65%, из которых 80,49% принадлежит Госкомимуществу, 13,6%
- Соцфонду, 4,035% - юридическим лицам и 2,32% - населению. При этом,
уставный капитал был разделен и, соответственно, номинальная стоимость
акций по всем акционерным обществам распределилась следующим образом:
Таблица 5.1
Распределение уставного капитала по акционерным
обществам, созданным на базе АО "Кыргызэнерго"
-----------------------------------------------------------------------
| Предприятие |Уставный капитал,|Номинальная стоимость|
| | тыс. сомов | 1 акции, сомов |
|-----------------------------|-----------------|---------------------|
|ОАО "Северэлектро" | 454574,5 | 0,4709 |
|-----------------------------|-----------------|---------------------|
|ОАО "Ошэлектро" | 182501,2 | 0,1891 |
|-----------------------------|-----------------|---------------------|
|ОАО "Жалалабатэлектро" | 212618,0 | 0,2203 |
|-----------------------------|-----------------|---------------------|
|ОАО "Востокэлектро" | 182706,0 | 0,1893 |
|-----------------------------|-----------------|---------------------|
|ОАО "Бишкектеплосеть" | 366841,8 | 0,3800 |
|-----------------------------|-----------------|---------------------|
|ОАО "Электрические станции" | 4428282,9 | 4,5878 |
|-----------------------------|-----------------|---------------------|
|ОАО "НЭС Кыргызстана" | 1597377,3 | 1,6549 |
-----------------------------------------------------------------------
Рис. 5.1. Структура распределения уставных капиталов акционерных
обществ, образованных путем приватизации АО
"Кыргызэнерго"
Анализ диаграммы показывает, что наибольшая часть уставного капи-
тала АО "Кыргызэнерго" отошла ОАО "Электрические станции" - 60%, 22%
было передано ОАО "НЭС Кыргызстана", 6% - ОАО "Северэлектро", 5% - ОАО
"Бишкектеплосеть", 3% - ОАО "Жалалабатэлектро" и по 2% перешло к ОАО
"Ошэлектро" и ОАО "Востокэлектро". В соответствии с Законом Кыргызской
Республики "Об энергетике" Правительство Кыргызской Республики в лице
Министерства промышленности, энергетики и топливных ресурсов Кыргызской
Республики определяет энергетическую и тарифную политику и осуществляет
контроль над ее реализацией. Следует признать, что проведенная реструк-
туризация энергетической отрасли с разделением единой энергетической
системы на отдельные компании не дала желаемых положительных результа-
тов, существенно ухудшилось финансовое состояние энергокомпаний. Одной
из основных причин следует признать низкий уровень менеджмента, особен-
но в распределительных компаниях, а также задержку проводимых реформ во
времени.
Основным фактором, тормозящим процесс приватизации, является мне-
ние о том, что передача энергообъектов в частные руки незамедлительно
повлечет за собой повышение тарифов, что вызовет недовольство в общест-
ве. Дальнейшее развитие программы разгосударствления и приватизации
требует совершенствование нормативной правовой базы для привлечения
частных инвестиций на реконструкцию действующих и строительство новых
энергетических объектов, а также появление государственно-частных энер-
гокомпаний.
Необходимы кардинальные реформы административного и финансового
управления энергетическими компаниями.
Для улучшения управления на руководящие должности в энергокомпани-
ях и в советы директоров подбор кадров должен проводиться по деловым и
профессиональным качествам на конкурсной основе. Оценку деятельности
менеджеров целесообразно осуществлять на основе критериев снижения зат-
рат и роста прибыли, увеличения активов, сокращения потерь, увеличения
сборов и т.д. Одной из важных мер институциональной политики будет пе-
редача в концессию или приватизация распредкомпаний, а также имущест-
венного комплекса ТЭЦ г.Бишкек и ОАО "Бишкектеплосеть".
Важной функцией государства в перспективе останется регулирование
деятельности естественных монополий в энергетическом секторе экономики
и реализация тарифной политики. Для повышения эффективности государс-
твенного регулирования энергетического сектора необходимо решить вопрос
укрепления функций регулятивного органа и внести необходимые поправки в
законы Кыргызской Республики "Об энергетике" и "О естественных и разре-
шенных монополиях в Кыргызской Республике".
В электроэнергетике структурная реформа имеет целью повышение эф-
фективности производства и потребления энергии, обеспечение надежной и
бесперебойной поставки энергоносителей потребителям.
Одним из основных итогов реформирования электроэнергетики должно
стать преобразование существующего оптового рынка электрической энергии
в полноценный розничный рынок, обеспечивающий надежное и экономически
эффективное энергоснабжение с учетом объективных интересов производите-
лей и потребителей. Необходима разработка и внедрение комплекта норма-
тивно-правовых правил и этапы перехода к такому рынку.
С переходом энергокомпаний на коммерческие основы хозяйственной
деятельности взаимоотношения между ними должны будут строиться таким
образом, что распредкомпаний, где до сих пор допускался основной объем
коммерческих потерь, будут вынуждены более решительно бороться против
них и повысить эффективность своей работы, увеличить сбор средств за
отпущенную энергию для того, чтобы в полной мере оплатить полученную
электроэнергию и обеспечить выполнение контрактов.
При сложившихся технологических связях потребитель не может выби-
рать поставщика электроэнергии, также как и ее производителя. Потреби-
тель покупает электроэнергию у распредкомпании своего региона. При та-
кой организации рынка электроэнергии не существует конкуренции среди
распредкомпаний.
Государство должно ввести такие рыночные механизмы, которые прово-
цировали бы распредкомпании к улучшению экономической деятельности. Не-
обходимо разработать такую схему субсидирования распредкомпаний, кото-
рая помогла бы вывести ее на более высокий уровень доходности и сделать
более привлекательной для инвестирования. При этом следует привлекать
отечественные коммерческие банки для кредитования энергокомпаний, то
есть, инициировать создание целевых кредитов и депозитов для финансиро-
вания ЭЭС.
Конкуренцию в сфере торговли энергией между поставщиками (продав-
цами) энергии могут обеспечить новые субъекты рынка - сбытовые компа-
нии, являющиеся правовыми агентами рынка электроэнергии и мощности.
Предлагаемая модель конкурентного рынка и функционирования сбыто-
вых компаний в ЭЭС представлена на рис. 5.2.
Рис. 5.2. Конкурентная модель рынка электроэнергии в Кыргызской
Республике
Из схемы видно, что конкуренция появляется между сбытовыми компа-
ниями на ведение договоров между покупателем и продавцом электроэнер-
гии. Сбытовые компании могут заключать договоры с распредкомпаниями на
поставку электроэнергии потребителям, либо вообще отказаться от услуг
данной компании. Таким образом, заключенные двусторонние договора будут
обеспечивать уверенность распредкомпаний в том, что потребители оплатят
за потребленную электроэнергию. В то же время потребители будут предъ-
являть различного рода претензии не к распределительной компании, а к
сбытовой, которая, в свою очередь, обязуется проследить за предоставле-
нием качественной электроэнергии данному потребителю. Добросовестное
исполнение своих обязанностей поможет сбытовым компаниям поправить свое
финансовое положение, изыскать дополнительные денежные средства на ре-
конструкцию оборудования и для внедрения новейших технологий по учету
электроэнергии, следовательно, распредкомпании смогут выплатить свои
долги ОАО "НЭС Кыргызстана" и ОАО "Электрические станции". Реализация
данной схемы потребует проведения открытого тендера на подбор топ-ме-
неджеров с квалифицированной командой, способных вывести из финансо-
во-экономического кризиса распредкомпании и соответственно ОАО "Элект-
рические станции" и улучшить показатели ОАО "НЭС Кыргызстана".
Развитию прямой конкуренции среди производящих энергокомпаний бу-
дет способствовать строительство новых ГЭС с привлечением частного ка-
питала и соответственно снижению затрат и их оптимизации, с целью полу-
чения прибыли. В связи с открывающимися возможностями участия в созда-
нии единого рынка электроэнергии как с государствами-членами ЕврАзЭС,
так и странами Южной Азии Кыргызстану необходим поиск инвесторов для
сооружения следующих ступеней Средне- и Верхне-Нарынского каскада ГЭС,
а также малых ГЭС. Только в этом случае можно обеспечить конкуренцию
среди производителей электроэнергии в республике и занять свое место на
региональном рынке ЦАР.
Структурная политика в газоснабжении будет направлена на создание
условий для обеспечения надежного газоснабжения страны и по осуществле-
ние конкретных мероприятий по его либерализации. Развитие системы га-
зоснабжения будет осуществляться на основе программы разгосударствления
и приватизации газового хозяйства страны, реконструкции и развития га-
зотранспортных сетей в увязке с намечаемыми объемами потребления газа и
усиления государственного регулирования.
Структурная политика в нефтегазовой промышленности в большой сте-
пени связана с совершенствованием налоговой политики по регулированию
недропользования, поддержке нефтяного бизнеса, привлечению прямых ин-
вестиций для разработки новых месторождений нефти и газа и загрузке на
полную мощность предприятий по нефтепереработке. Необходимо обеспечить
развитие конкуренции поставок на внутренний рынок нефти и нефтепродук-
тов, обеспечение равных условий для хозяйственной деятельности всех
субъектов рынка.
Структурная политика в угольной промышленности будет связана со
снижением и прекращением государственной поддержки из республиканского
бюджета, увеличением конкурентоспособности отрасли и повышением инвес-
тиционной привлекательности предприятий. Будет завершена полная прива-
тизация угольной отрасли. Меры политики будут направлены на повышение
эффективности убыточных шахт и поддержку связанных с этим социальных
расходов, включая переквалификацию и обучение шахтеров, разработку ин-
вестиционных проектов в отрасли.
Структурная политика в теплоэнергетике должна быть связана с при-
ватизацией малых городских и сельских котельных, упорядочения тарифной
политики, на тепловую энергию и повсеместным внедрением новых техноло-
гий получения тепла, в том числе солнечного теплоснабжения.
В целях обеспечения мониторинга НЭП Министерство промышленности,
энергетики и топливных ресурсов Кыргызской Республики должно:
- формировать механизм и информационно-аналитическое обеспечение
системы мониторинга НЭП;
- проводить мониторинг НЭП с целью наблюдения за фактическим поло-
жением дел в ТЭК и реализацией государственной долгосрочной энергети-
ческой политики;
- разработать систему показателей результативности государственной
энергетической политики;
- проводить системный анализ происходящих изменений в целях своев-
ременного выявления и предупреждения негативных тенденций, влияющих на
энергетическую безопасность страны;
- выделять на каждом этапе реализации энергетической программы
важнейших целевых ориентиров по реализации социально-экономического
развития страны на соответствующий период;
- представлять в Правительство Кыргызской Республики по результа-
там мониторинга ежегодного доклада о ходе реализации НЭП.
6. Стратегические задачи межгосударственного
сотрудничества по созданию единого рынка
энергоресурсов и развития внешней
энергетической политики
Стратегическими задачами межгосударственного сотрудничества по
созданию рынка энергоресурсов являются:
- сохранение и дальнейшее развитие существующих энергетических
связей в рамках СНГ, ЕврАзЭС, ШОС и других;
- участие в развитии интеграционных процессов в области освоения и
разработки водных и топливно-энергетических ресурсов, повышение эффек-
тивности их использования;
- участие в создании и совершенствовании нормативной правовой базы
по совместному освоению водных и ТЭР, совместному использованию водохо-
зяйственных и энергетических объектов, в том числе нефте- и газопрово-
дов;
- обеспечение энергетической и экологической безопасности в ЦАР.
Реализация поставленных задач требует развития внешней энергети-
ческой политики по следующим направлениям:
- укрепление позиции Кыргызской Республики в формировании регио-
нального энергетического рынка и максимально эффективной реализации
экспортной возможности энергетического сектора;
- обеспечение недискриминационного режима внешнеэкономической дея-
тельности в энергетическом секторе, доступа для энергетических компаний
к рынкам энергоносителей, зарубежным финансовым рынкам, передовым тех-
нологиям энергетического производства;
- содействие привлечению на взаимовыгодных условиях инвестиций
международных финансовых организаций;
- продвижение принципов энергоэффективности и устойчивого разви-
тия, а также подписанных Международных конвенций, протоколов и ДЭХ;
- получение наибольшей выгоды для Кыргызской Республики от внешне-
экономической деятельности;
- поддержка новых форм международного энергетического бизнеса в
ТЭК.
Стратегически важным является укрепление позиции Кыргызстана на
региональном рынке электроэнергии и мощности с тем, чтобы в прогнозный
период 2011-2025 годов максимально реализовать экспортные возможности
гидроэнергетики республики и внести вклад в обеспечение энергетической
безопасности.
Для этого, в первую очередь, должна быть восстановлена схема взаи-
модействия по обмену энергоресурсами: Кыргызстан - Казахстан - Таджи-
кистан - Узбекистан, которая была создана в рамках Центрально-Азиатско-
го экономического сообщества (далее - ЦАЭС) с подписанием в 1998 году
главами государств Республики Казахстан, Кыргызской Республики, Респуб-
лики Таджикистан и Республики Узбекистан межправительственных соглаше-
ний:
- о параллельной работе энергосистем в ОЭС Центральной Азии;
- об использовании водных ресурсов бассейна рек Нарын-Сырдарья.
В соответствии с этими соглашениями Кыргызстан, в обмен за попуски
воды из Токтогульского водохранилища в вегетационный период и за попут-
но выработанную и экспортированную электроэнергию в Узбекистан и Ка-
захстан, получал природный газ, уголь и мазут для ТЭЦ города Бишкек.
Однако развитие интеграционных процессов в ЦАР не достигло желаемых
темпов и результатов. Основная причина заключается в том, что компе-
тентными органами государств ЦАР своевременно не были выработаны в пол-
ном объеме конкретные механизмы реализации принимаемых решений. С 2002
года Узбекистан реализовал на своей территории ряд проектов водохозяйс-
твенного назначения, направленных на улучшение использования водных ре-
сурсов, а также на перерегулирование стока, включая сооружения Арна-
сайской впадины, снизил свою зависимость от водных ресурсов бассейна
р.Нарын и практически отказался от экспорта электроэнергии из Кыргызс-
кой Республики.
В результате нарушения схемы взаимодействия по обмену энергоресур-
сами Кыргызстан вынужден был перейти на заключение двусторонних догово-
ров отдельно с Республикой Казахстан, Республикой Таджикистан и Респуб-
ликой Узбекистан, при этом условия межгосударственного обмена энергоре-
сурсами за попуски воды в вегетационный период стали оформляться прото-
кольно.
В связи со слиянием организации Центрально-Азиатского сотрудни-
чества (ЦАС) с ЕврАзЭС для рассмотрения и выработки механизмов взаимо-
действия в вопросах водно-энергетического регулирования в ЦА в рамках
государств-членов ЕврАзЭС разработаны проекты следующих межгосударс-
твенных документов, которые требуют безотлагательного рассмотрения и
принятия:
- Концепции эффективного использования водно-энергетических ресур-
сов ЦА;
- дорожной карты создания механизма взаимодействия государств-чле-
нов ЕврАзЭС в водно-энергетическом регулировании в ЦА;
- обновленного долгосрочного Межправительственного соглашения по
использованию водных ресурсов бассейна р.Сырдарья, на основе норм меж-
дународного водного права с учетом специфических условий Центральной
Азии.
Концепция эффективного использования водно-энергетических ресурсов
ЦА, разработанная в соответствии с решением Межгоссовета ЕврАзЭС от 16
августа 2006 года № 315, представляет собой совокупность согласованных
взглядов и подходов к принципам взаимодействия государств-членов ЕврА-
зЭС в совместном освоении гидроэнергопотенциала и эффективном использо-
вании водно-энергетических ресурсов в бассейнах рек Нарын-Сырдарья с
учетом интересов всех государств и определяет благоприятные экономичес-
кие и правовые условия для хозяйствующих субъектов государств-членов.
Концепция является основой для разработки межгосударственного соглаше-
ния, в ней определены принципы, цели и задачи взаимодействия государств
в сфере эффективного использования водно-энергетических ресурсов (далее
- ВЭР) ЦАР. Предусматривается:
- разработка и реализация согласованных мероприятий в области ра-
ционального, эффективного освоения и использования ВЭР региона;
- обеспечение оптимального соотношения ирригационного и энергети-
ческого режима работы каскадов водохранилищ с учетом годовых и много-
летних циклов колебаний водного стока и балансов водных и энергетичес-
ких ресурсов и др.
В Дорожной карте с учетом международного водного права определены
основные принципы и требования к механизмам взаимодействия госу-
дарств-членов ЕврАзЭС в водно-энергетическом регулировании в ЦА. Меха-
низмы взаимодействия предусматривают систему мер экономического, техни-
ческого, институционального и политического характера. Документ предс-
тавляет собой план поэтапного создания совместных рыночных условий в
процессе интеграции секторов водного хозяйства и энергетики, содержит 3
этапа прохождения от исходного положения. Каждый этап соответствует бо-
лее высокому уровню интеграции в сфере совместного использования и ос-
воения ВЭР трансграничных рек Сырдарья. При разработке Дорожной карты
учтены положения и выводы Региональной стратегии рационального и эффек-
тивного использования водных и энергетических ресурсов ЦА (Программа
СПЕКА. 2003 год), Концепции создания Международного водно-энергетичес-
кого консорциума, Концепции создания Общего электроэнергетического рын-
ка государств-участников СНГ и другие.
Для развития рынка энергоресурсов в разрабатываемом проекте Согла-
шения по Нарын-Сырдарьинскому бассейну государствами-членами ЕврАзЭС
закреплена многолетняя перспектива документа, а также прямое признание
обязательств Узбекистаном и Казахстаном оплаты за услуги по ежегодному
и многолетнему накоплению воды, которые Кыргызстан предоставляет им за
счет значительных потерь для своей экономики. Соглашение также предус-
матривает более эффективный механизм разрешения споров и разногласий с
применением процедур международного арбитража. Достижение договореннос-
тей относительно принципов и порядка водораспределения, мер по уровню
компенсации затрат на регулирование воды между государствами, а также
оптимизации режимов использования межгосударственных водных объектов
является актуальной задачей.
По данным Всемирного банка, 44 из 145 соглашений, подписанных в XX
веке, предусматривают оплату в виде денежных переводов или в счет буду-
щей оплаты за воду или услуги по регулированию и поставке воды незави-
симыми государствами, расположенными выше по течению в трансграничном
бассейне. Этот механизм использован в Межправительственном соглашении
по бассейну рек Чу и Талас от 2001 года, согласно которому Республика
Казахстан принимает долевое участие в возмещении затрат на эксплуата-
цию, техническое обслуживание водохозяйственных сооружений на этих ре-
ках. Данный механизм закреплен созданием совместной межправительствен-
ной комиссии Кыргызстана и Казахстана по управлению водными ресурсами в
бассейнах рек Чу и Талас.
В стратегическом плане по бассейну рек Нарын-Сырдарья Кыргызстану
необходимо добиваться, чтобы водохозяйственные объекты межгосударствен-
ного значения, обеспечивающие сезонное ежегодное и многолетнее регули-
рование, работали как в ирригационном, так и энергетическом режиме, что
стало возможным в результате проведенной с Казахстаном работы по увели-
чению пропускной способности реки Сырдарья, обеспечившей попуски воды в
Аральское море в зимнее время до 4,5 млрд. куб.м. для выработки элект-
роэнергии в зимнее время, не ставя под угрозу поставки воды в летнее
время. В перспективе, с вводом Камбаратинских ГЭС появится возможность
полностью обеспечить двухрежимную работу Нижне-Нарынского каскада, так
как важным преимуществом является независимость от ограничений в зимнее
время работы Камбаратинских ГЭС, поскольку вода, сбрасываемая со стан-
ций, будет накапливаться в Токтогульском водохранилище.
В целях реализации Плана совместных действий государств-членов Ев-
рАзЭС по формированию общего энергетического рынка, утвержденного Реше-
нием Межгосударственного Совета ЕврАзЭС от 28 февраля 2003 года, разра-
ботана Стратегия развития топливно-энергетических комплексов госу-
дарств-членов ЕврАзЭС на период до 2020 года. Итоговым результатом под-
готовки проекта Стратегии будут обоснованные предложения по приоритет-
ным направлениям, этапам и ориентирам формирования Единого энергетичес-
кого пространства ЕврАзЭС. В этом документе отражены научно-техничес-
кие, социальные, экономические и другие аспекты формирования общего
энергетического рынка, рационального использования топливно-энергети-
ческих потенциалов и обеспечения энергетической безопасности стран Со-
общества и их дальнейшего развития, регулирования ВЭР ЦАР в целом, а
также совершенствования нормативной правовой базы межгосударственных
отношений.
В соответствии с Решением Межгоссовета ЕврАзЭС от 25 января 2006
года № 103 разработана Концепция формирования общего энергетического
рынка государств-членов ЕврАзЭС, в которой определены цели, основные
задачи, принципы и основные направления по формированию общего энерге-
тического рынка, включающие условия создания общего электроэнергетичес-
кого рынка, рынка угля, нефти и газа и др. Положения Концепции являются
основой для разработки международных договоров и других правовых актов,
а также межгосударственных целевых программ в вопросах формирования об-
щего энергетического рынка государств-членов ЕврАзЭС.
В соответствии с Решением Межгоссовета от 16 августа 2006 года N
314 разработан ТЭБ государств-участников ЕврАзЭС на период до 2010 го-
да, который будет определять основные торговые потоки энергоносителей
между государствами для создания единого рынка энергоресурсов.
Принципы создания электроэнергетического рынка отражены в важней-
ших международных документах: Европейской Энергетической Хартии от 17
декабря 1991 года и Договоре к Энергетической хартии от 17 декабря 1994
года, который вступил в силу в 1997 году и в котором установлены основ-
ные принципы развития энергетической торговли, сотрудничества в области
развития энергетики, и защиты окружающей среды. Эти международные доку-
менты подписали все пять государств ЦА, ратифицировали три - Казахстан,
Кыргызстан и Узбекистан.
Соблюдение основных принципов развития энергетической торговли и
сотрудничества в области развития энергетики в перспективе способство-
вало бы реализации энергетической стратегии государств ЦА в направлении
развития тепловых электростанций в Казахстане, Узбекистане, крупных ГЭС
в Кыргызстане и Таджикистане и созданию условий для формирования энер-
гетического пула или энергетической биржи. Функцию независимого систем-
ного оператора мог бы осуществлять - ОДЦ "Энергия", который должен осу-
ществлять объективную политику в своей деятельности и стать стержнем
энергетического пула в перспективе.
Важнейшим механизмом налаживания сотрудничества должно стать фор-
мирование полноценных межгосударственных субъектов, способных рацио-
нально использовать топливно-энергетические и водные ресурсы региона,
обеспечить надежное энерго- и водоснабжение всех потребителей и прово-
дить долгосрочную инвестиционную политику. На Душанбинском саммите глав
государств в ноябре 2004 года было подписано Соглашение о создании Меж-
дународного водно-энергетического консорциума (далее - МВЭК) стран
Центральной Азии и России. Создание МВЭК может обеспечить приемлемое
для Кыргызской Республики решение вопросов, связанных со строительством
Камбаратинской ГЭС-1 и вводом в действие в энергетическом режиме с
обеспечением согласованного ирригационного режима работы Токтогульского
гидроузла. Россия имеет намерения финансировать определенную часть
строительства Камбаратинских ГЭС и заинтересована в поставке гидротех-
нического оборудования в Кыргызскую Республику.
МВЭК должен стать финансовым и страховым механизмом, который га-
рантировал бы устойчивый водно-энергетический обмен, предусматриваемый
в соглашениях, должен иметь в своем распоряжении средства и инструменты
для обоснования правильности принимаемых решений. Попуски воды из во-
дохранилищ, так же как и поставки ТЭР должны осуществляться валютными
взаиморасчетами на основе функционирования структуры "государство-кон-
сорциум-банк". Организация валютных взаиморасчетов и финансовый конт-
роль могут гарантировать оперативность выполнения принимаемых решений
по ресурсным поставкам.
Важным направлением межгосударственной деятельности в области
энергетики необходимо считать сотрудничество со странами Южной Азии в
рамках программы СПЕКА. Рынок сбыта электроэнергии в направлении Южной
Азии перспективен режимом пикового потребления электроэнергии, приходя-
щимся на летний период, когда Нижне-Нарынский каскад ГЭС работает в ир-
ригационном режиме и попутно вырабатываемая электроэнергия, избыточная
для Кыргызстана, может передаваться через Таджикистан в Пакистан. Одна-
ко в этом направлении необходимо решать проблему недискриминационного
транзита электроэнергии через территории соседних стран в третьи госу-
дарства.
В этой связи необходимо активно участвовать в работе таких межго-
сударственных организаций, как СНГ и ЕврАзЭС по подготовке нормативных
правовых документов, регулирующих доступ к национальным сетям электро-
передач, транзитную и тарифную политику в энергетическом секторе. В
двустороннем порядке необходимо целенаправленно продвигать вопрос об
унификации и упрощении таможенных процедур и таможенного оформления
электроэнергии, перемещаемой между государствами-членами ЕврАзЭС и го-
сударствами участниками СНГ, поскольку их решение позволят создать бла-
гоприятные условия для осуществления перетоков и транзита электроэнер-
гии. Второй по важности проблемой является сооружение линии электропе-
редачи 500 кВ для выдачи мощности и электроэнергии от перспективных ГЭС
в направлении Южной Азии.
В настоящее время и на долгосрочную перспективу наиболее вероятны-
ми участниками интеграционных процессов в сотрудничестве по развитию
гидроэнергетики и дальнейшему развитию экспорта электроэнергии Кыргызс-
тана являются Российская Федерация - по сооружению Камбаратинской ГЭС-1
и Китайской Народной Республикой - по строительству ГЭС на участке
верхнего и среднего течения р.Нарын и р.Сары-Жаз, а также Кара-Кечинс-
кой ТЭС.
Сооружение их в предполагаемые сроки при заинтересованности инвес-
торов позволит увеличить объемы экспорта электроэнергии. При этом, экс-
портные поставки электроэнергии прогнозируются в Казахстан и Узбекистан
попутно с попусками воды, а также Россию, Китай и Пакистан. Поставка в
2003-2004 годах летних экспортов электроэнергии из Кыргызстана в Россию
транзитом через электрические сети Казахстана показала перспективность
данного маршрута. Россия в перспективе является не только партнером в
качестве поставщика оборудования на гидроэнергетические объекты, но и
потенциальным импортом электроэнергии. В связи с этим, развитие межго-
сударственного сотрудничества в энергетике должно стать одним из глав-
ных приоритетов внешней энергетической политики Кыргызстана.
По проведенным исследованиям в рамках программы СПЕКА ЕЭК и ЭСКАТО
ООН могут быть достигнуты соглашения по экспорту электроэнергии в Па-
кистан, потребность которого в электроэнергии из Центральной Азии сос-
тавляет порядка 1000 МВт год по цене 5-6 центов за кВтч, а также с Тад-
жикистаном по транзиту электроэнергии через перспективные ЛЭП-500 кВ,
сооружаемые в направлении Южной Азии. Возможные объемы экспорта элект-
роэнергии прогнозируются в объеме от 4,2 млрд. кВтч по первому сценарию
и до 6,4 млрд. кВтч в год к 2025 году по второму сценарию (табл. 3.2).
В последние годы имели место низкие экспортные цены на электроэ-
нергию. По оценкам экспертов потеря выручки от экспорта электроэнергии
исчисляется десятками миллионов долл.США. Политика мер в среднесрочный
период в этой области будет направлена на разработку механизма прозрач-
ности экспортного тарифа, который должен быть не ниже себестоимости
электроэнергии, сложившейся на энергетическом рынке страны и региональ-
ном рынке электроэнергии на день заключения договора.
Сотрудничество в части обеспечения экономики Кыргызской Республики
импортным природным газом в объеме до 850-900 млн. куб.м в год в перс-
пективе возможно при содействии ОАО "Газпром" в соответствии с Меморан-
думом о намерениях по созданию российско-кыргызского совместного предп-
риятия в нефтегазовой промышленности совместно с ОАО "Кыргызгаз" и ОАО
"Кыргызнефтегаз".
Возможен экспорт угля в объеме от 100 до 200 тыс.т, который будет
осуществляться в Китайскую Народную Республику в соответствии с догово-
ренностями с угольными предприятиями Кыргызской Республики и в соседние
республики Центральной Азии.
Реализация стратегических задач требует совершенствование перего-
ворных процессов. Многосторонние и двусторонние межгосударственные пе-
реговоры по использованию ВЭР и торговли энергоресурсами.
7. Основные направления энергосберегающей политики
Повышение эффективности использования ТЭР и создание необходимых
условий для перевода экономики страны на энергосберегающий путь разви-
тия - одна из приоритетных задач государственной энергетической полити-
ки. Решение этой задачи позволит гарантировать при прогнозируемых тем-
пах роста устойчивое обеспечение населения и экономики страны энергоно-
сителями.
Неэффективность использования топлива и энергии связана с несовер-
шенством действующих технологий, финансово-экономических механизмов.
Они не стимулируют производителей и потребителей энергоресурсов снижать
затраты на энергоносители.
При реализации технологического потенциала энергосбережения выде-
ляются три категории энергосберегающих мероприятий:
- малозатратные мероприятия, которые сводятся к наведению порядка
при использовании топлива и энергии (устранение потерь энергоносителей
при транспортировке и хранении, соблюдение энергоэкономичных технологи-
ческих режимов, замене энергооборудования избыточной мощности, оснаще-
ние потребителей счетчиками энергоносителей и т.п.);
- капиталоемкие мероприятия, требующие значительных целевых инвес-
тиций и осуществляемые в случаях, когда эффект от энергосбережения в
приемлемые сроки окупит затраты на их реализацию;
- сопутствующие мероприятия, выполняемые в процессе технического
перевооружения отраслей народного хозяйства, когда энергосбережение яв-
ляется сопутствующим фактором.
По оценкам специалистов, суммарное энергопотребление в отраслях
экономики республики может быть сокращено на 13% за счет технических и
организационных мероприятий, не требующих значительных капиталовложе-
ний, что может обеспечить экономию в 550 тыс.т.у.т. в период до 2010
года. За счет реконструкции и модернизации существующего энергетическо-
го оборудования, внедрения энергосберегающих технологий можно получить
до 25% экономии электроэнергии и около 15% тепловой энергии, что соот-
ветствует более чем 2000 млн. кВтч и 800 тыс. Гкал.
В среднесрочной перспективе (2008-2010 годы) необходимо обеспечить
освоение части потенциала энергосбережения за счет реализации малозат-
ратных мероприятий.
Основным документом, регулирующим отношения в области энергосбере-
жения, с целью создания экономических и организационных условий для эф-
фективного использования энергетических ресурсов, в настоящее время яв-
ляется Закон Кыргызской Республики "Об энергосбережении".
В соответствии с данным Законом первоочередной задачей на ближай-
шую перспективу является принятие целевой программы "Энергосбережение в
Кыргызской Республике на 2008-2010 годы" (далее - Программа), совместно
со среднесрочной тарифной политикой.
Цели и задачи Программы:
- реализация основных положений энергосберегающей политики в соот-
ветствии с требованиями Закона Кыргызской Республики "Об энергосбереже-
нии";
- обеспечение перехода экономики на энергосберегающий путь разви-
тия при улучшении бытовых условий населения;
- использование комплекса рыночных механизмов и мер государствен-
ного регулирования;
- сокращение бюджетных дотаций регионов на топливо- и энергообес-
печение.
Программы мероприятий состоит из трех блоков:
1. Нормативное, организационно-методическое и кадровое обеспечение
энергосбережения.
1.1. Создать в кратчайшие сроки комплекс нормативных правовых ак-
тов, обеспечивающих разработку и реализацию энергосберегающих программ
и проектов.
1.2. Разработать финансово-экономические механизмы реализации рес-
публиканской, отраслевых и региональных программ для создания саморегу-
лирующейся системы энергосбережения, с использованием следующих источ-
ников финансирования:
- средств предприятий, реализующих мероприятия и программы энер-
госбережения;
- бюджетов районов и городов, реализующих программы энергосбереже-
ния;
- средств республиканского бюджета, выделенных на реализацию энер-
госберегающих проектов и программ;
- средств внебюджетных фондов и инвестиций.
Государственная финансовая поддержка энергосбережения должна пре-
доставляться, преимущественно, на возвратной основе, на льготных усло-
виях и на ограниченный срок, исходя из значимости и сроков окупаемости
проектов.
Необходимо ввести следующие механизмы, позволяющие финансировать
проекты в условиях недостатка средств:
- использование возвратных схем финансирования энергосберегающих
проектов;
- использование льготного кредитования для повышения энергетичес-
кой эффективности;
- предоставление государственным предприятиям и организациям -
потребителям энергоносителей прав на сэкономленные энергоресурсы;
- стимулирование энергосбережения с использованием дотаций населе-
нию.
Меры государственной поддержки энергосберегающих проектов предпри-
ятий и административно-территориальных образований Кыргызской Республи-
ки должны осуществляться с учетом результатов энергетического обследо-
вания, наличия энергетического паспорта и программы энергосбережения.
1.3. Организовать подготовку и переподготовку кадров в области
энергосбережения и внедрения энергосберегающих технологий, предусмот-
рев:
- формирование экологического и энергосберегающего сознания у под-
растающего поколения в процессе дошкольного и школьного образования;
- переподготовку специалистов с высшим образованием в области тех-
нологических аспектов энергосбережения;
- подготовку специалистов по проведению энергетических обследова-
ний предприятий и организаций;
- проведение курсов по совершенствованию профессиональной подго-
товки руководящих работников и специалистов предприятий и организаций,
занимающихся проблемами энергообеспечения и энергосбережения.
1.4. Разработать систему государственного регулирования и контроля
выполнения Программы.
2. Повышение эффективности производства и потребления ТЭР.
2.1. На основе детального обследования и анализа ресурсов энергос-
бережения разработать и принять программы энергосбережения на 2008-2010
года и на перспективу до 2025 года по отраслям народного хозяйства, жи-
лищно-коммунальной сфере и регионам республики. Разработать концепции
региональной энергосберегающей политики и определить принципы межрегио-
нального взаимодействия в области энергосбережения.
2.2. Обеспечить внедрение энергосберегающего оборудования, прибо-
ров регулирования и учета расхода энергоресурсов.
3. Разработка принципиально новых и совершенствование существующих
энергосберегающих технологий, оборудования, приборов и материалов, соз-
дание альтернативных источников энергии.
3.1. Определить эффективные условия и этапы внедрения передовых
наукоемких энергосберегающих технологий, снижения удельного потребления
ТЭР в ТЭК, промышленности, жилищно-коммунальном секторе, сельском хо-
зяйстве, строительстве, на транспорте и в других отраслях экономики.
3.2. Создать банк данных по эффективным энергосберегающим техноло-
гиям в Кыргызской Республике и за рубежом.
3.3. Определить возможности ввоза и производства в республике объ-
ектов малой и нетрадиционной энергетики с укороченным инвестиционным
циклом, обеспечивающих более равномерное распределение энергетических
производств на территории республики.
3.4. Проводить активную информационную политику, распространение
компьютерных рекламно-информационных программ по энергосбережению, ин-
формационных бюллетеней и печатных изданий информационно-рекламного ха-
рактера.
8. Стратегические задачи охраны окружающей
среды и рациональное природопользование в ТЭК
ТЭК, приносит огромную пользу для экономики страны, одновременно
является одним из крупных источников негативного влияния на окружающую
среду. Негативное влияние ТЭК практически проявляется во всех его сек-
торах:
- при добыче и переработке углеводородного сырья;
- транспортировке и хранении энергоносителей;
- производстве электроэнергии на теплоэлектростанциях, и гидроэ-
лектростанциях;
- при передаче и распределении электроэнергии по воздушным и ка-
бельным линиям.
Особенно неблагополучная экологическая ситуация продолжает оста-
ваться в угольной и нефтегазовой отраслях республики. На предприятиях
добыча угля и вскрышные работы продолжают выполняться с грубыми наруше-
ниями технологических требований. После выработки месторождений практи-
чески не проводится рекультивация земель, размещение отвалов не обеспе-
чивается всесторонней инженерной проработкой. Ежегодно под отвалы зани-
маются десятки гектаров новых земель. Сооружения для очистки воздуха и
водоотводы устарели и требуют замены. Из-за ветхого состояния оборудо-
вания экологическая обстановка на шахтах и разрезах продолжает ухуд-
шаться и создает угрозу для горняков и населения.
Тепловые электростанции и котельные недостаточно оснащены совре-
менными приборами контроля выброса вредных веществ в атмосферу и сбро-
сами сточных вод, что не позволяет обеспечить надежный контроль за ко-
личественным и качественным составом отходов производства. Наблюдается
тенденция к ежегодному ухудшению качественного состава сжигаемых углей,
что приводит к дополнительному увеличению вредных выбросов.
В электроэнергетике слабо изучены экологические последствия от
строительства ГЭС, магистральных линий электропередачи и подстанций.
Мероприятия по охране природы при строительстве ЛЭП практически не про-
водятся нормативные критерии для их осуществления недостаточны. Недос-
таточно изучены вопросы вредного воздействия электромагнитных полей от
высоковольтных ЛЭП и подстанций на людей в условиях высокогорья.
Для улучшения экологической ситуации в ТЭК должен быть проведен
следующий комплекс мероприятий.
1. Совершенствование нормативной правовой базы по защите окружаю-
щей среды и разработка механизмов ее реализации с учетом международных
соглашений, ратифицированных Кыргызской Республикой, в первую очередь,
Рамочной конвенции ООН об изменении климата (Нью-Йорк, 1992 год) и Ки-
отского протокола к рамочной конвенции ООН (Киото, 2001 год). При этом
необходимо:
- разработать нормативные документы, регламентирующие организацию
строительно-монтажных работ и последующую рекультивацию при сооружении
горных ЛЭП и подстанций;
- разработать проект закона об использовании ВИЭ;
- разработать план-график проведения работ по рекультивации ранее
загрязненных земель в нефте-, газо- и угледобывающем секторах.
2. Повышение энергоэффективности экономического роста, а также ис-
пользования всех видов топлива и энергии за счет внедрения передовых
энергосберегающих технологий и мероприятий по экономии ТЭР и сокращению
их потерь.
3. Широкое использование на территории Кыргызской Республики эко-
логически чистых НВИЭ, в первую очередь, в курортных зонах и заповедни-
ках, а также в местах, где традиционное энергетическое строительство
приводит к деградации сельскохозяйственных земель, пастбищ и лесов.
4. Совершенствование технологических процессов и оборудования на
действующих энергетических предприятиях, а также на предприятиях уголь-
ной и нефтегазовой промышленности с целью сокращения загрязнений и дру-
гих нарушений состояния окружающей среды.
Первоочередными задачами этого направления являются:
- завершение вывода топочных газов на ТЭЦ № 1 города Бишкек от
всех котлов к 300 метровой трубе, что позволит сократить уровень заг-
рязнения приземного слоя от выбросов ТЭЦ на 25-30%;
- установка котла БКЗ-420-ЦКС вместо трех котлов БКЗ-160 первой
очереди, что сократит выбросы парниковых газов в 10 раз, а содержание
окислов азота в дымовых газах уменьшится в 3-3,5 раза;
- разработка и внедрение эффективных способов промышленного ис-
пользования золы и шлака, с последующей рекультивацией выработанных зо-
лоотвалов;
- решение вопроса перевода котлов ТЭЦ города Ош на сжигание угле-
мазуто- (нефте-) водных композиций как экологически чистого и экономич-
ного вида топлива с использованием местных углей и нефтепродуктов, а
также реконструкции всей системы транспортировки и хранения мазута на
ТЭЦ города Ош;
- разработка предложений по оснащению предприятий ТЭК современными
приборами контроля выбросов отходящих газов, сточных вод и других вред-
ных веществ, а также замене устаревшего, выработавшего свой ресурс обо-
рудования по очистке воздуха и воды;
- разработка мероприятий по внедрению новой технологии сжигания
Кара-Кечинских углей, с предварительной газификацией его в специальных
предтопках-газогенераторах. Внедрение этой технологии позволит сокра-
тить выбросы летучей золы и газов не менее, чем на 60-80%;
- обязательное проведение предварительных инженерно-геологических
и гидрогеологических изысканий при выборе участков для размещения отва-
лов на предприятиях угледобычи.
5. Разработка мер по сокращению уязвимости природных экосистем при
сооружении новых гидросооружений в бассейне реки Нарын, Камбаратинских
ГЭС с изъятием земель общей площадью 8455 га, из них сельхозугодий -
3302 га, в том числе пастбищ - 3297 га, леса - 36,8 га, кустарников -
428,2 га, а также затопление 96 км скотопрогонной дороги, подпадающих в
зоны затопления водохранилищ гидроэлектростанций.
В условиях вывода экономики на путь устойчивого экономического
роста одной из первоочередных задач в рамках энергоэффективности стано-
вится решение проблемы экологической безопасности. В республике, при
интенсивном развитии ВИЭ и проведении энергосберегающей политики во
всех отраслях экономики и в сфере услуг, есть возможность участия в уг-
леродном рынке через механизм Киотского протокола "МЧР проекты" по сок-
ращению относительно уровня 1990 года - 23202,53 Гг(*) выбросов парни-
ковых газов в "CO2 - эквиваленте" в 2 раза или до 12000 Гг к 2025 году,
что может обеспечить на международном углеродном рынке получение дохода
в 2,05-24,6 млрд. сомов (50-60 млн. долл.США). Учитывая, что цены за
выбросы парниковые газы в перспективе будут возрастать, создается воз-
можность роста доходов, которые могут быть использованы в качестве ис-
точника инвестиций в повышение энергоэффективности экономики и в энер-
гетическую отрасль страны.
9. Научно-техническая и инновационная политика,
развитие кадрового потенциала
Успешное развитие ТЭК и реализация задач, поставленных НЭП, невоз-
можны без проведения соответствующей научно-технической и инновационной
политики.
В современных условиях одна из главных задач успешного управления
инновационной деятельностью в ТЭК и его отраслях состоит в рациональном
сочетании государственных и рыночных форм управления научно-технической
политикой, обеспечивающих согласование целей НЭП с коммерческими инте-
ресами организаций и предприятий, реализующих эти цели.
Основной целью научно-технической политики является поддержка Пра-
вительством Кыргызской Республики научно-исследовательских работ в об-
ласти энергетики и внедрение новейших достижений науки и техники с
целью существенного повышения эффективности функционирования отраслей
ТЭК. Для этого необходимы следующие приоритеты государственной науч-
но-технической и инновационной политики:
- реконструкция и техническое перевооружение действующих объектов
ТЭК;
- воссоздание и развитие научно-технического потенциала, включая
прикладные разработки, модернизацию экспериментальной базы научных ор-
ганизаций и системы научно-технической информации;
- создание благоприятных условий для развития инновационной дея-
тельности, направленной на коренное обновление производственно-техноло-
гической базы ТЭК, ресурсосбережение и улучшение потребительских свойс-
тв продукции;
- совершенствование всех стадий инновационного процесса, повышение
востребованности и эффективности использования результатов научной дея-
тельности;
- использование потенциала международного сотрудничества для при-
менения лучших мировых достижений и вывода отечественных разработок на
более высокий уровень;
- сохранение и развитие кадрового потенциала.
Для достижения указанных приоритетов научно-технической и иннова-
ционной политики необходимы: выявление и экономическая поддержка перс-
пективных направлений научно-технической и инновационной деятельности
через государственные целевые научно-технические и инновационные прог-
раммы и проекты; организация системы государственного учета и контроля
за реализацией результатов научных исследований и экспериментальных
разработок в энергетической сфере, создание эффективной информационной
инфраструктуры в области науки, образования и технологий в отраслях
ТЭК; финансирование науки в энергетической сфере; содействие разработке
и внедрению новых эффективных экологически безопасных технологий добы-
чи, производства, преобразования, транспорта и комплексного использова-
ния ТЭР, с приоритетным использованием собственных источников.
На рассматриваемый период главными направлениями и задачами науч-
но-технических и научно-экономических разработок являются:
- обеспечение и повышение надежности работы существующих энергети-
ческих объектов по всей цепочке ТЭК: от производства, доставки и хране-
ния энергоносителей до распределения электрической и тепловой энергии;
- повышение эффективности существующего ТЭК за счет уменьшения по-
терь и совершенствования производственной базы, технологии и экологи-
ческой защиты;
- разработка и промышленное освоение гидротранспортных систем топ-
ливоснабжения и экологически чистых, высокоэффективных технологий сжи-
гания кыргызских углей;
- разработка и введение государственных нормативов, обеспечивающих
защиту интересов Кыргызской Республики при разработке проектов и строи-
тельстве объектов ТЭК;
- разработка законодательных и нормативных документов, соответс-
твующих условиям Кыргызской Республики, для проектирования, строитель-
ства и эксплуатации электрических и тепловых сетей, электростанций,
нефте- и газопроводов и других объектов ТЭК;
- обоснование и внесение дополнений и изменений в действующие
Строительные нормы и правила (СНиП), Правила устройства электроустано-
вок (ПУЭ) и другие нормативы с целью их лучшему применению к местным
условиям и современным международным стандартам;
- выполнение работ в области стандартизации по оборудованию и
электротехническим изделиям;
- разработка законодательных и нормативных документов, а также
других мер по уменьшению потерь угля, нефти и газа в процессе их добы-
чи, транспортировки и хранения;
- разработка нормативов по природоохранной деятельности в топлив-
ной промышленности;
- разработка мер, обеспечивающих обязательное выполнение утверж-
денных в установленном порядке норм и правил при всех видах проектиро-
вания, строительства и приобретения оборудования, с признанием приори-
тета стандартов Кыргызской Республики, если они содержат более высокие
требования по сравнению с международными стандартами.
Механизмами реализации государственного регулирования научной, на-
учно-технической и инновационной деятельности в ТЭК являются:
- создание экономических условий для разработки новых технологий и
оборудования за счет всех источников финансирования;
- формирование целевых научно-технических и инновационных прог-
рамм;
- разработка системы определения и контроля реализации приоритет-
ных направлений инновационной деятельности и новых технологий в ТЭК, в
том числе с использованием, находящих все более широкое применение в
разных странах, отраслевых карт технологического развития;
- укрепление и развитие консолидированных отраслевых источников
финансирования научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ,
концентрация бюджетных и внебюджетных средств в целях реализации круп-
ных инновационных проектов;
- организация в системе ТЭК республиканских центров науки и высо-
ких технологий, связанных с разработкой и внедрением наиболее перспек-
тивных технологий;
- разработка системы вовлечения в хозяйственный оборот объектов
интеллектуальной собственности и иных результатов научно-технической
деятельности в ТЭК.
В целях реализации приоритетов научно-технической политики в ТЭК
необходимо предусмотреть:
- усиление государственной финансовой поддержки и контроля за соб-
людением государственных интересов при разработке и реализации респуб-
ликанских целевых программ, их переориентация на обеспечение стратеги-
ческих задач развития ТЭК;
- разработка принципов экономического стимулирования внедрения но-
вых прогрессивных наукоемких технологий, материалов и оборудования;
- проведение инвентаризации научных организаций в энергетическом
секторе;
- создание целостной нормативной правовой базы инновационной дея-
тельности в энергетике, включая вопросы защиты прав авторов и правооб-
ладателей интеллектуальной собственности, а также привлечения иностран-
ных инвестиций в отечественную инновационную сферу;
- создание и развитие объектов инновационной инфраструктуры.
Необходимым условием реализации указанных направлений научно-тех-
нической политики в отраслях ТЭК является сохранение и развитие кадро-
вого потенциала в научной и научно-технической деятельности. Для этого
должно быть обеспечено повышение престижа и привлекательности науч-
но-технической деятельности; создание условий для привлечения и закреп-
ления новых кадров в сфере науки; обеспечение взаимосвязи подготовки
научных кадров при реализации важнейших инновационных проектов госу-
дарственного значения; повышение качества подготовки научных кадров
высшей квалификации, систематическое повышение квалификации руководящих
кадров и инженерно-технических работников всех звеньев ТЭК.
В новых, быстро меняющихся условиях становления рыночной экономики
руководители отрасли, ее предприятий и структурных подразделений зат-
рудняются в обеспечении необходимого уровня руководства без овладения и
постоянного совершенствования знаний как в области менеджмента и марке-
тинга, так и в области новейших технических достижений в обслуживаемом
секторе. Существующая система переподготовки руководящих кадров, в том
числе помощь различных программ и фондов, являются недостаточными. Для
улучшения положения необходимо сделать обязательной систематическую пе-
реподготовку руководящих кадров, для чего организовать постоянно дейс-
твующие учебные курсы переподготовки и повышения квалификации руководя-
щих кадров ТЭК с привлечением для обучения ведущих специалистов Кыр-
гызской Республики и других стран.
Процесс переподготовки должен включать следующие основные направ-
ления:
- подготовка топ-менеджеров для энергетических и промышленных
предприятий с целью разработки, исполнения и повышения эффективности
программ энергосбережения и контроля соблюдения стандартов;
- экономический анализ предприятий ТЭК в условиях рынка;
- ценообразование в условиях разгосударствления и приватизации
предприятий отрасли;
- инновация в конкурентной рыночной экономике;
- методика лицензирования на предприятиях ТЭК;
- экономика и методы управления в новых формах и структурах предп-
риятий;
- современные информационные технологии и компьютерная подготовка;
- профессиональное повышение квалификации, новейшие достижения в
области тепло- и электроэнергетики;
- обучение иностранным языкам.
Финансирование научно-технической политики в основном осуществля-
ется за счет ассигнований отраслевых структур на контрактной основе с
научными структурами. Частичное финансирование в области технической и
экологической безопасности, разработки нормативных правовых актов и
других вопросов государственной значимости должно производиться за счет
бюджетных ассигнований через соответствующие государственные структуры.
Общая сумма минимально необходимых ежегодных затрат на научно-техничес-
кие разработки в ТЭК на рассматриваемый период оценивается в 6 млн. со-
мов в год, в том числе 1 млн. сомов - за счет бюджета. Должен быть нор-
мативно решен вопрос о включении объемов финансирования прикладных на-
учных работ в счет себестоимости продукции ТЭК.
10. Инвестиционная политика обеспечения развития ТЭК
Возможности обеспечения устойчивого развития отраслей ТЭК, надеж-
ного топливо- и энергоснабжения потребителей и выхода энергетики из
кризиса должны определяться достаточно жестко проводимой инвестиционной
политикой в рамках структурной перестройки отраслей комплекса и всей
экономики страны. Основными факторами, влияющими на инвестиционную по-
литику, являются большая инерционность, фондоемкость и капиталоемкость
отраслей ТЭК, что предопределяет невозможность разового и краткосрочно-
го осуществления мер по сохранению и наращиванию производственного по-
тенциала комплекса.
Угроза разрушения производственного потенциала становится все ощу-
тимее, что подтверждается динамикой освоения капитальных вложений в
энергетический сектор страны. Объем капитальных вложений за счет всех
источников финансирования в сопоставимых ценах сократился за последние
5 лет в несколько раз, объемы ремонтно-восстановительных работ в энер-
гокомпаниях выполняются только на 60%, а капитальных вложений - на
уровне 35%.
Попытки привлечения инвестиций в ЭЭС для ввода новых мощностей не
приносят желаемых результатов, за исключением небольших объемов капвло-
жений в рамках ПГИ и собственных средств компаний в развитие производс-
твенной базы и ежегодных бюджетных ассигнований для поддержания строи-
тельства Камбаратинской ГЭС-2.
Основными причинами инвестиционного кризиса в ТЭК являются: острый
дефицит собственных и заемных финансовых ресурсов; сокращение финанси-
рования капитального строительства из государственного бюджета; отсутс-
твие экономического механизма, стимулирующего предприятия развивать
производство за счет собственных средств и привлечения иностранных ин-
вестиций; нарастание дебиторской задолженности энергопотребителей и,
как следствие, кризис взаимных неплатежей между производящей, передаю-
щей и распределяющей энергетическими компаниями; нарастание долгов
энергетических предприятий по выплате налогов в бюджет страны и по кре-
дитам, в том числе представленным международными финансовыми организа-
циями и частными иностранными инвесторами.
Потребность в инвестициях для развития энергетического сектора по
первому сценарию оценивается в объеме 3,02 млрд. долл.США из них на:
- ввод новых мощностей в период:
2008-2010 годы - 280 млн. долл.США;
2011-2015 годы - 720 млн. долл.США;
2016-2020 годы - 1620 млн. долл.США;
- реконструкцию: в 2008-2010 годы - 75 млн. долл.США;
развитие сетей и подстанций: в 2008-2010 годы - 325 млн. долл.США.
По второму сценарию 5,570 млрд. долл.США, из них на:
- ввод новых мощностей в период:
2011-2015 годы - 1620 млн. долл.США;
2016-2020 годы - 2120 млн. долл.США;
2021-2025 годы - 1000 млн. долл.США;
- развитие сетей и подстанций: 2011-2015 годы - 300 млн. долл.США;
- 2016-2025 годы - 250 млн. долл.США;
- развитие малых ГЭС и НВИЭ: 315 млн. долл.США, из них в период:
2008-2010 годы - 45 млн. долл.США;
2011-2015 годы - 80 млн. долл.США;
2016-2020 годы - 90 млн. долл.США;
2021-2025 годы - 100 млн. долл.США.
Бюджет Кыргызской Республики, имеющий ВВП чуть выше 100 млрд. со-
мов, не в состоянии выделять столь значительные средства.
Для улучшения ситуации необходимо:
- устранение взаимных неплатежей, проведение реструктуризации дол-
гов между энергокомпаниями, по налогам перед фискальными органами и
долгам по кредитам;
- устранение перекосов цен на энергоносители и переход на цены и
тарифы, покрывающие затраты энергокомпаний и предприятий по производс-
тву, передаче и доставке энергоресурсов потребителям;
- проведение переоценки основных фондов энергетических предприятий
с внедрением практики ускоренной амортизации;
- расширение числа инвестиционных проектов при конкурсном размеще-
нии частных и иностранных инвестиционных ресурсов или в соответствии с
достигнутыми межгосударственными договоренностями;
- незамедлительное осуществление мер, направленных на ускоренное
финансово-экономическое оздоровление энергетических компаний посредс-
твом полномасштабной реструктуризации, ликвидации бартерных взаиморас-
четов за потребленную электроэнергию, сокращения издержек, потерь и хи-
щений энергоносителей;
- развитие вторичного рынка ценных бумаг и инфраструктуры фондово-
го рынка;
- активное участие в развитии межгосударственного оптового рынка
электроэнергии в ЕврАзЭС, а также в Центральной и Южной Азии со своев-
ременным обеспечением сооружения объектов инфраструктуры для экспорта
электроэнергии от существующих и перспективных ГЭС;
- использование посреднического участия международных финансовых
институтов ВБ, МВФ, АБР, ЕБР и др. по привлечению частных инвестиций в
энергетический сектор.
Первоочередными мерами по привлечению частных инвестиций должны
стать:
- внесение изменений в законодательство по приватизации ряда су-
ществующих и перспективных генерирующих мощностей;
- утверждение IV этапа Программы приватизации ЭЭС;
- разработка и принятие Среднесрочной тарифной политики Кыргызской
Республики на 2008-2011 годы;
- составление перечня перспективных инвестиционных проектов для
частных инвесторов;
- обеспечение прозрачности финансово-экономических показателей
энергетических предприятий для проведения работы с инвесторами.
Наиболее остро стоит вопрос о привлечении частных инвестиций, в
том числе стратегических (Интер РАО ЕЭС; Фонд Ага Хана; Корпорация AES
(США); Группа компаний КНР; Группа компаний "Ренова" (РФ); Группа ком-
паний Республики Татарстан (РФ) и другие).
В среднесрочный период (2008-2010 годы) потребуются инвестиции в
реабилитацию существующих и строительство новых генерирующих мощностей.
К приоритетным объектам нового строительства относится Камбаратинская
ГЭС-2, стоимостью 11,48 млрд. сомов (280 млн. долл.США), к объектам по
реабилитации - Бишкекская ТЭЦ-1, Уч-Курганская ГЭС и Ат-Башинская ГЭС.
Оценочные инвестиции составляют: для ТЭЦ-1 2,05 млрд. сомов (50 млн.
долл.США), для Уч-Курганской ГЭС - 615 млн. сомов (15 млн. долл.США), и
для Ат-Башинской ГЭС - 410 млн. сомов (10 млн. долл.США). В отношении
этих объектов капитальные вложения должны быть обеспечены за счет собс-
твенных средств, грантов и инвестиций в рамках ПГИ. В отношении тепло-
вых станций Бишкекской ТЭЦ-1 и Бишкекской ТЭЦ-2 следует рассмотреть
альтернативный подход с привлечением стратегического инвестора, объеди-
нив две станции, часть угольного разреза "Кара-Кече", принадлежащего
государству, и компанию по распределению тепловой энергии в городе Биш-
кек.
В долгосрочной перспективе (2011-2025 годы) потребуются инвестиции
в сооружение Камбаратинской ГЭС-1, стоимостью порядка 83,2 млрд. сомов
(1,9 млрд. долл.США); Верхне-Нарынских ГЭС: Ак-Булунской ГЭС - порядка
8,2 млрд. сомов (200 млн. долл.США), Джилан-Арыкских ГЭС - порядка 90,2
млрд. сомов (220 млн. долл.США). Объем инвестиций на сооружение Ка-
ра-Кечинской ТЭС оценивается в 45,1 млрд. сомов (1,1 млрд. долл.США).
Объемы намечаемых инвестиций для развития национальных системооб-
разующих сетей на период до 2010 года составляют около 13,74 млрд. со-
мов (335 млн. долл.США), в том числе: для сооружения ПС 500/220 кВ Ке-
мин с ВЛ 500 кВ Север-Юг - 10,5-10,25 млрд. сомов (245-250 млн.
долл.США); для развития сетей Юга (ПС 500/220 Датка и ВЛ 220 кВ) -
2,05-2,25 млрд. сомов (50-55 млн. долл.США), ВЛ 500 кВ "Датка-Худжанд"
ориентировочно 20 млрд. сомов (570 млн. долл.США), и для проекта "Улуч-
шение электроснабжения Баткенской области" - 410 млн. сомов (10 млн.
долл.США).
Для предотвращения угроз от стихийных природных и техногенных воз-
действий необходимо проведение комплекса охранных мер по укреплению и
выносу трасс ЛЭП с объемом инвестиций около 300 млн. сомов. Размер ин-
вестиций, необходимый для направления на техническое перевооружение вы-
соковольтных электрических сетей, оценивается в 2,1 млрд. сомов. Общий
объем инвестиций, направляемых на модернизацию и техническое перевоору-
жение распределительных сетей, оценивается в 10,25 млрд. сомов (250
млн. долл.США). Поэтапное проведение реконструкции позволит снизить
ежегодную инвестиционную нагрузку.
Малые ГЭС и НВИЭ. За период до 2010 года предполагается осущест-
вить техническое перевооружение и восстановление законсервированных ма-
лых ГЭС, а также построить в различных районах республики новые малые
ГЭС, суммарной мощностью 178 МВт и среднегодовой выработкой 1 млрд.
кВтч в год. Для реализации этих мероприятий необходимы инвестиции в
объеме 8,36-11,02 млрд. сомов (220-290 млн. долл.США). Для привлечения
инвестиций в развитие НВИЭ необходимо использовать возможности увеличе-
ния годового производства промышленными предприятиями республики сол-
нечных коллекторов - до 100-150 тыс. кв.м, ветроагрегатов - до 250 МВт,
микро-ГЭС - до 2-2,5 МВт, фотоэлектрических преобразователей до 2-3 МВт
в год на общую сумму порядка 520-950 млн. сомов (13-25 млн. долл.США).
Планируемый рост тарифов на электроэнергию обеспечит повышение конку-
рентоспособности и эффективности намечаемых к развитию малых ГЭС и
НВИЭ. Ускорение окупаемости инвестиций будет стимулировать привлечение
отечественных и зарубежных инвесторов.
В нефтегазовой промышленности для осуществления планов реализации
увеличения добычи нефти и газа за 2008-2010 годы потребуется 868,7 млн.
сомов и дополнительно на проведение геофизических исследований - 315
млн. сомов (90 млн. долл.США). Выполнение этих работ предусмотрено с
привлечением иностранных инвестиций, при этом ОАО "Кыргызнефтегаз" на-
мерено ежегодно выделять капитальные вложения до 120 млн. сомов.
Инвестиции на переоснащение современным технологическим оборудова-
нием, приборами учета и контроля в сфере газоснабжения должны составить
порядка 20 млн. долл.США. На новое строительство газораспределительных
сетей ОАО "Кыргызгаз" - 70 млн. долл.США, на ремонт и модернизацию га-
зотранспортных систем ОАО "Казтрансгаз" - 10 млн. долл.США, на строи-
тельство второй нитки газопровода - 200 млн. долл.США.
В угольной промышленности для поддержания добычи на действующих
предприятиях необходимы инвестиции в объеме 70 млн. сомов в год; за пе-
риод 2008-2010 годы - 210 млн. сомов. На освоение разреза Кара-Кече
потребуется инвестиций в объеме 81,4 млн. долл.США.
В целом потребность в инвестициях в развитие топливной промышлен-
ности в 2008-2010 годы составляет на поддержание и рост добычи:
- угля на действующих шахтах и разрезах - 210 млн. сомов;
- нефти и газа - 868,7 млн. сомов, в т.ч. собственные средства ОАО
"Кыргызнефтегаз" - 360 млн. сомов;
- на проведение геофизических исследований на нефть и газ - 90
млн. долл.США;
- на ремонт и модернизацию газотранспортных систем - 10 млн.
долл.США, (СП "КырКазГаз");
- на модернизацию и новое строительство систем газоснабжения - 20
млн. долл.США, (ОАО "Кыргызгаз").
На 2011-2025 годы:
- ГП "Комур" освоение Кара-Кечинского месторождения угля - 81,4
млн. долл.США;
- ОАО "Кыргызгаз", СП "КырКазГаз" строительство второй нитки га-
зопровода - 130 млн. долл.США;
- ОАО "Кыргызгаз" модернизация и новое строительство систем газос-
набжения - 70 млн. долл.США.
Объемы необходимых инвестиций для финансирования развития энерге-
тических объектов на период 2008-2010 годов, 2011-2015 годов, 2016-2020
годов, 2021-2025 годов приведены в табл. 10.1.
Таблица 10.1
Необходимые инвестиции(*) для финансирования
объектов нового строительства и реконструкции
в ТЭК Кыргызской Республики на период
2008-2025 годов
-----------------------------------------------------------------------
|Наименование | Уста- | Сроки | Сметная |2008-| 2011-| 2016-|2021-|
| |новлен-|строитель-|стоимость,|2010 | 2015 | 2020 |2025 |
| | ная | ства | млн. | гг. | гг. | гг. | гг. |
| | мощ- | | долл.США | | | | |
| |ность, | | | | | | |
| | МВт | | | | | | |
|---------------------------------------------------------------------|
|Электроэнергетика |
|---------------------------------------------------------------------|
|Новое | | | | | | | |
|строительство| | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Камбаратин- | 360 |2007-2010 | 280 |280 | | | |
|ская ГЭС-2 | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Камбаратин- | 1900 |2011-2020 | 1900 | - | 500 | 1400 | |
|ская ГЭС-1 | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Верхне-Нарын-| 200 |2011-2015 | 220 | | 220 | | |
|ские ГЭС | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Ан-Булунская | 200 |2010-2015 | 220 | | | 220 | |
|ГЭС | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Итого: 1-й | |2008-2025 | 2620 |280 | 720 | 1620 | |
|сценарий | |гг. | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Сары-Джазские| 1200 |2010-2025 | 1200 | | | 200 | 1000|
|ГЭС | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Кара-Кечин- | 1200 |2008-2015 | 1200 | | 900 | 300 | |
|ская ТЭС | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Итого: 2-й | |2008-2025 | 5020 |280 |1620 | 2120 | 1000|
|сценарий | |гг. | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Малые ГЭС | 176 |2008-2020 | 290 | 40 | 70 | 80 | 100|
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|НВИЭ | |2008-2020 | 25 | 5 | 10 | 10 | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Всего | |2008-2025 | 5335 |325 |1700 | 2210 | 1100|
| | |гг. | | | | | |
|---------------------------------------------------------------------|
|Реконструкция |
|---------------------------------------------------------------------|
|Бишкекская | 688 |2007-2010 | 50 | 50 | | | |
|ТЭЦ-1 | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Уч-Курганская| |2007-2010 | 15 | 15 | | | |
|ГЭС | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Ат-Башинская | |2007-2010 | 10 | 10 | | | |
|ГЭС | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|п/ст. Кемин | |2007-2012 | 250 |120 | 130 | | |
|с ЛЭП 500 кВ | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|п/ст. Датка | | | | | | | |
|с ЛЭП 220 кВ |360 км |2007-2012 | 55 | 55 | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Электроснаб- | |2007-2010 | 10 | 10 | | | |
|жение | | | | | | | |
|Баткенской | | | | | | | |
|области | | | | | | | |
|---------------------------------------------------------------------|
|Техническое перевооружение |
|---------------------------------------------------------------------|
|Высоковоль- | |2007-2010 | 60 | 60 | | | |
|тные ЛЭП | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Распредели- | |2008-2015 | 250 | 80 | 80 | 90 | |
|тельные | | | | | | | |
|электрические| | | | | | | |
|сети | | | | | | | |
|---------------------------------------------------------------------|
|Топливная промышленность |
|---------------------------------------------------------------------|
|Нефтегазовая:| | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|На | |2008-2010 | 15 | 15 | | | |
|поддержание | | | | | | | |
|добычи нефти | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Геофизические| |2008-2015 | 90 | 45 | 45 | | |
|исследования | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Кыргызгаз: | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|модернизация | |2008-2020 | 600 |150 | 150 | 150 | 150|
|и новое | | | | | | | |
|строительство| | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|Итого | | | 705 |210 | 195 | 150 | 150|
|---------------------------------------------------------------------|
|Угольная промышленность |
|---------------------------------------------------------------------|
|На | | | | | | | |
|поддержание | | | | | | | |
|добычи | | | | | | | |
|-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----|
|На освоение | |2008-2015 | 81,4 | 40 | 41,4| | |
|разреза | | | | | | | |
|Кара-Кече, | | | | | | | |
|млн. долл.США| | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------
(*) Необходимые инвестиции прогнозные, которые будут уточняться по
мере подготовки ТЭО по предлагаемым объектам.
Приложение
к проекту НЭП
СПИСОК
сокращений и обозначений, используемых в тексте НЭП
ЦАР - Центрально-азиатский регион;
ЕврАзЭС - Европейско-азиатское экономическое сообщество;
ЦАЭС - Центрально-азиатское экономическое сообщество;
ТЭК - топливно-энергетический комплекс;
ТЭР - топливно-энергетические ресурсы;
ТЭБ - топливно-энергетический баланс;
ОЭС - объединенная энергетическая система;
НЭП - национальная энергетическая программа;
СРС - стратегия развития страны;
СНГ - Содружество Независимых Государств;
КФД - квазифискальный дефицит;
ТПЗ - тариф, покрывающий затраты;
ЭЭС - электроэнергетический сектор;
ОАО "ЭС" - открытое акционерное общество "Электрические станции";
ОАО "НЭС Кыргызстана" - открытое акционерное общество "Националь-
ная электрическая сеть Кыргызстана";
ГП "Комур" - государственное предприятие "Комур";
СП - совместное предприятие;
ОсОО - общество с ограниченной ответственностью;
ВВП - валовой внутренний продукт;
НИР и ОКР - научно-исследовательская работа и опытно-конструкторс-
кая работа;
АСКУЭ - автоматизированная система контроля и учета электроэнер-
гии;
ШГРП - шкафный газораспределительный пункт;
БГР-ТБА - Бухарский газоносный район - Ташкент - Бишкек - Алматы;
МВЭК - Международный водно-энергетический консорциум;
НВИЭ - нетрадиционные возобновляемые источники энергии;
КПП - крупные промышленные потребители;
ЛЭП - линия электропередачи;
СНиП - Строительные нормы и правила;
ПУЭ - Правила устройства электроустановок;
ВБ - Всемирный банк;
МВФ - Международный валютный фонд;
АБР - Азиатский банк развития;
ЕБРР - Европейский банк реконструкции и развития;
КНТЦ "Энергия" - Кыргызский научно-технический центр по энергетике
"Энергия".
 
|
Программалык камсыздоо Европа Бирлигинин жана БУУӨПтун КРда укуктук реформаны колдоо боюнча долбоорунун жардамы менен жасалды
Программное обеспечение создано при содействии проекта ЕС и ПРООН по поддержке правовой реформы КР
|
 |
Централизованный банк данных правовой информации
Министерство Юстиции Кыргызской Республики Улуктук маалыматтардын борборлоштурулган банкы
Кыргыз Республикасынын Юстиция Министрлиги |
ОТКРЫТЫЕ ДАННЫЕ
АЧЫК МААЛЫМАТТАР
|