ПОСТАНОВЛЕНИЕ КАБИНЕТА МИНИСТРОВ КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

от 12 апреля 2024 года № 172

Об одобрении проекта Национальной энергетической программы Кыргызской Республики до 2035 года

В целях обеспечения эффективной работы топливно-энергетического комплекса и развития энергетической отрасли республики, в соответствии со статьей 13 Закона Кыргызской Республики "Об энергетике", во исполнение Решения Комитета Жогорку Кенеша Кыргызской Республики по топливно-энергетическому комплексу, недропользованию и промышленной политике "О среднесрочном и долгосрочном развитии энергетической отрасли Кыргызской Республики" от 13 декабря 2022 года, руководствуясь статьями 13, 17 конституционного Закона Кыргызской Республики "О Кабинете Министров Кыргызской Республики", Кабинет Министров Кыргызской Республики постановляет:

1. Одобрить прилагаемый проект Национальной энергетической программы Кыргызской Республики до 2035 года.

2. Направить проект Национальной энергетической программы Кыргызской Республики до 2035 года на утверждение в Жогорку Кенеш Кыргызской Республики.

3. Назначить министра энергетики Кыргызской Республики официальным представителем Кабинета Министров Кыргызской Республики при рассмотрении проекта Национальной энергетической программы Кыргызской Республики до 2035 года Жогорку Кенешем Кыргызской Республики.

4. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на управление контроля исполнения решений Президента и Кабинета Министров Администрации Президента Кыргызской Республики.

НАЦИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА Кыргызской Республики до 2035 года

Раздел 1. Анализ и оценка текущей ситуации с обеспечением топливно-энергетическими ресурсами страны и ее регионов

1.1. Топливно-энергетические ресурсы и оценка их освоения

Ресурсы угля. На территории Кыргызской Республики к настоящему времени учтены 48 месторождений, сосредоточенных в Южно-Ферганском, Узгенском, Северо-Ферганском, Кавакском и Торугартском, а также Иссык-Кульском угольных бассейнах, с запасами в количестве 1,7 млрд. т, в том числе: бурые угли - 1,2 млрд. т, каменные угли - 327,8 млн. т, коксующиеся угли - 120,9 млн. т, в том числе по областям: Джалал-Абадская - 299,8 млн. т, Ошская - 272,9 млн. т, Баткенская - 462,4 млн. т, Иссык-Кульская - 27,4 млн. т, Нарынская - 626,5 млн. т.

Ресурсы нефти и газа. Промышленные запасы незначительны: по нефти составляют 88,5 млн. т, извлекаемые - 11,2 млн. т; по природному газу - 5578,9 млн. м³. Сосредоточены на юге страны на семи месторождениях, из них пять расположены в Джалал-Абадской области и два - в Баткенской. Уровень освоенности запасов крайне низкий (по нефти 0,07%, по газу 0,6%) из-за отсутствия финансовых средств на эксплуатационное бурение. При выполнении работ разведочного этапа ожидаемый прирост запасов газа составит 1,3 млрд. м³, нефти - 300 тыс.т.

Гидроэнергетические ресурсы. По оценкам Института водных проблем и гидроэнергетики Национальной академии наук Кыргызской Республики гидроэнергетические ресурсы составляют 245,2 млрд. кВт.ч, из них технически возможный к освоению потенциал - 142,5 млрд. кВт.ч, а экономический (производственный) потенциал - 60 млрд. кВт.ч. Уровень освоенности валового потенциала составляет - 6%, технического - 10%, экономического (производственного) - 24%.

Гидроэнергетический потенциал сосредоточен в бассейнах рек: Нарын (36%), Ферганской долины (27%), Сары-Джаз (10,7%), Чу (9%). Из них наиболее перспективными являются бассейны реки Нарын с потенциальной мощностью 6970 МВт и бассейн реки Сары-Джаз потенциальной мощностью 993 МВт.

Наиболее освоенным является нижнее течение реки Нарын, где действует Нижне-Нарынский каскад ГЭС с водохранилищами многолетнего (Токтогульское) и суточного (Курпсайское, Ташкумырское, Шамалдысайское и Учкурганское) регулирования. Производство электроэнергии зависит от природно-климатических условий и водности бассейна реки Нарын и ее притоков. При этом циклы маловодности и многоводности чередуются каждые 3-4 года.

Возобновляемые источники энергии (ВИЭ). К ним относятся: гидропотенциал малых рек и водотоков, потенциал солнечной энергии, энергия ветра, тепло земли и геотермальных вод, способные эффективно и в значительном объеме вытеснить ископаемое топливо из сферы потребления.

Суммарный валовый гидроэнергетический потенциал обследованных на территории республики малых рек и водотоков оценивается по мощности 9402 МВт, по возможной выработке в среднем 80 млрд. кВт.ч в год, из них технически приемлемый к освоению составляет 5-10% и в среднем от 5 до 8 млрд. кВт.ч возможной выработки. В настоящее время уровень их освоенности оценивается 0,023%.

Гидроэнергетический потенциал ирригационных водохранилищ составляет 56,7 МВт, по выработке электроэнергии - 248 млн. кВт.ч. В основном все малые реки группируются в бассейнах рек Чу, Талас, Нарын, Сары-Джаз, Кара-Дарья. По территории республики наибольший потенциал в Ошской области - 23,2 млрд. кВт.ч, Иссык-Кульской области - 17,4 млрд. кВт.ч, Нарынской области - 17, 8 млрд. кВт.ч, в Чуйской области - 5,5 млрд. кВт.ч и в Таласской области - 31 млрд. кВт.ч.

Энергия солнца. Климат Кыргызской Республики отличается повышенной продолжительностью солнечного сияния от 2500 до 2800 часов в году. Районами эффективного внедрения систем солнечного теплоснабжения могут быть практически все густонаселенные долины республики, где приход суммарной солнечной радиации превышает 1,3 Гкал на м² поверхности.

Потенциал энергии ветра экспертами оценивается 44,6 млн. кВт.ч в год. Проведенная переоценка (по результатам исследований проекта USAID (Агентство США по международному развитию) по территории и зонам показывает неравномерность его распределения: Баткенская в зоне Достук 1505 МВт на 300 м²; Джалал-Абадская в зоне Ташкумыра 280 МВт на площади 56 м²; Нарынская в зоне Торугарт 815 МВт на площади 163 м², в зоне Орто-Токой 135 МВт на площади 27 м²; Иссык-Кульская в Боомском ущелье 490 МВт на площади 98 м², в зоне Таш-Короо 485 МВт на площади 97 м².

Запасы месторождений геотермальных вод используются в основном для лечебных целей и только частично для теплофикации на курортах Джергалан, Ак-Суу и Иссык-Ата. Проведенные ранее исследования показали, что геотермальная схема теплоснабжения во всех перспективных районах экономичнее котельных на твердом топливе.

Энергетический потенциал биомассы по результатам исследований экспертов по проектам изменения климата достаточно высок и оценивается в 1,3 млрд. кВт.ч возможной выработки электроэнергии в год.

В целом приведенный потенциал ВИЭ достаточно высок, необходимо его эффективное использование для снижения зависимости от углеводородного топлива и сокращения дефицита энергоресурсов.

Анализ структуры формирования топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР) по регионам страны показывает, что наиболее обеспеченной собственными ТЭР является Джалал-Абадская область, где сосредоточено 83% добычи ТЭР, из которых наибольший удельный вес составляет производство гидроэлектроэнергии - 93%, добыча топлива (угля, нефти, природного газа) - 3,1%. Низкие объемы добычи не удовлетворяют потребности в них. Энергозависимыми в республике являются Ошская и Баткенская области, несмотря на действующие предприятия по добыче угля, нефти и газа. Необеспеченными производством собственных ТЭР являются Чуйская, Таласская и Иссык-Кульская области, зависящие полностью от поставок угля, природного газа, нефтепродуктов и электроэнергии. Действующие малые гидроэлектростанции (далее - ГЭС) не покрывают всей потребности. Частично зависимыми являются потребители в Нарынской области при наличии огромных запасов угля на месторождении Кара-Кече.

В городе Бишкек электро- и теплоэнергия производятся на теплоэлектроцентрали (далее - ТЭЦ) на привозном угле и мазуте из Республики Казахстан и из разреза Кара-Кече Нарынской области. Рост цен на все виды топлива способствовал переходу большей части населения на более доступную по цене электроэнергию, особенно в отдаленных горных районах.

1.2. Анализ развития отраслей ТЭК

1.2.1. Электроэнергетика. Деятельность в этой отрасли и ее развитие осуществляют ОАО "Электрические станции" (далее - ОАО "ЭС") по производству электрической и тепловой энергии, ОАО "Национальные электрические сети Кыргызстана" (далее - ОАО "НЭСК") по передаче и распределению по электрическим сетям 0,4-500 кВ, ОАО "Чакан ГЭС" по производству электроэнергии малыми ГЭС.

В состав ОАО "ЭС" входят 7 ГЭС и 2 ТЭЦ, суммарная установленная мощность на 1 января 2024 года составила 3967,6 МВт. С 2022 года в состав ОАО "ЭС" вошло ОАО "Бишкектеплосеть". Основные генерирующие мощности: Атбашинская ГЭС 45,6 МВт, Камбаратинская ГЭС-2 120 МВт и Нижне-Нарынский каскад ГЭС, включающий Токтогульскую ГЭС 1200 МВт, Курпсайскую ГЭС 800 МВт, Таш-Кумырскую ГЭС 450 МВт, Шамалдысайскую ГЭС 240 МВт, Учкурганскую ГЭС 180 МВт, расположенных на территории Джалал-Абадской области суммарной установленной мощностью 3095 МВт, а также ТЭЦ города Бишкек и города Ош суммарной мощностью 862 МВт.

В настоящее время в электроэнергетике Кыргызской Республики имеется дефицит мощностей и финансовых средств, что выражается в опережающих темпах роста расходов в целом по энергосистеме по сравнению с темпами роста доходов, которые обусловлены тарифной политикой и убыточным состоянием отрасли.

Импорт и экспорт электрической энергии

В 2022 году фактический импорт электроэнергии составил 2806,5 млн. кВт.ч, в том числе: из Республики Казахстан 693,0 млн. кВт.ч, из Республики Узбекистан 1300,0 млн. кВт.ч, из Туркменистана 813,5 млн. кВт.ч. Экспорт электроэнергии составил 550,0 млн. кВт.ч, в том числе: в Республику Казахстан 300,0 млн. кВт.ч, в Республику Узбекистан 250,0 млн. кВт.ч.

Отпуск с шин электрических станций в сеть ОАО "НЭСК" производится по тарифам ниже среднеотпускного тарифа, тем самым происходит субсидирование внутри отрасли электроэнергетики.

К этому следует добавить и субсидирование производства теплоэнергии на ТЭЦ, которое также является убыточным. Себестоимость теплоэнергии превышает установленные тарифы для потребителей.

Рост себестоимости электроэнергии и теплоэнергии, превышающий среднеотпускные тарифы, обусловлен постоянным ростом цен на технологическое топливо (уголь, газ, мазут).

Ввиду социальной направленности тарифов на электрическую энергию бюджет ОАО "ЭС", начиная с 2012 года, утверждается регулирующим органом с большим дефицитом без каких-либо дотаций.

В целях покрытия дефицита денежных средств ОАО "ЭС" вынуждено привлекать кредиты коммерческих банков и бюджетные ссуды на заготовку топлива и оплату импорта электрической энергии для обеспечения бесперебойного снабжения электрической энергией населения. В связи с недостатком денежных средств проводилась пролонгация просроченной задолженности по заемным средствам с переносом выплат на 2018-2035 годы.

Вследствие принимаемых мер по оптимизации расходов, реструктуризации просроченных обязательств по займам и переносу части затрат на последующие годы, недостаток снижался. Однако убытки компаний по итогам деятельности ежегодно увеличивались и в целом их долг достиг 137 млрд. сом.

Внутреннее потребление электрической энергии растет в среднем на 3-5% в год. При таком отставании ввода новых мощностей в долгосрочной перспективе сохранится дисбаланс между спросом и предложением с риском образования дефицита электроэнергии.

В целях оптимизации расходов и бизнес-процессов и финансового оздоровления, ввода новых генерирующих мощностей и укрепления энергетической безопасности Кыргызской Республики проводятся реформы в энергетической отрасли. В рамках реформ будут предприняты меры по:

- постепенной ликвидации дефицита генерирующих мощностей и удовлетворению спроса на электрическую энергию;

- постепенному сокращению дефицита финансирования энергетических компаний;

- полному финансированию ремонта, модернизации и реконструкции энергооборудования;

- реструктуризации задолженности энергетических компаний.

Реструктуризация задолженности будет сопровождаться исследованиями по оценке активов и принятием планов устойчивого управления долгом для определения справедливой рыночной стоимости активов и надежной рамочной основы для управления долговыми обязательствами.

ОАО "НЭСК" является компанией по передаче и распределению электрической энергии по сетям 0,4-500 кВ, кроме того является системным оператором и осуществляет централизованное оперативно-диспетчерское управление и управление режимами межгосударственных и внутриреспубликанских перетоков электрической энергии и мощности.

На балансе ОАО "НЭСК" находятся:

- воздушные линии электропередач (далее - ЛЭП) напряжением 110 кВ, 220 кВ и 500 кВ общей протяженностью 7641 км;

- подстанции напряжением 110-500 кВ в количестве 199 единиц, в т.ч. подстанции напряжением 110 кВ - 181, подстанции напряжением 220 кВ - 14 и подстанции напряжением 500 кВ - 4;

- более 70 тыс. км распределительных сетей 35-0,4 кВ;

- 518 единиц подстанций 35 кВ.

В состав ОАО "НЭСК" в результате проведения реформ включены открытые акционерные общества (далее - ОАО): ОАО "Северэлектро", ОАО "Востокэлектро", ОАО "Жалалабадэлектро", ОАО "Ошэлектро" и создано в составе 8 предприятий электрических сетей (далее - ПЭС): Чуйское ПЭС, Таласское ПЭС, Нарынское ПЭС, Жалалабадское ПЭС, Иссык-Кульское ПЭС, Ошское ПЭС, Баткенское ПЭС, Бишкекское ПЭС.

По состоянию на 1 января 2023 года ОАО "НЭСК" обслуживает 1524317 абонентов, в том числе бытовых потребителей 1419347 (93,1%), не бытовых - 104970 (6,9%). По республике установлено 286778 счетчиков автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (далее - АСКУЭ), в том числе у бытовых потребителей 238860, у не бытовых - 47918.

Несмотря на объединение ОАО "НЭСК" с распределительными энергокомпаниями (далее - РЭК) в 2022 году убытки остаются на уровне прошлых лет и составили 1820,6 млн. сом. Основной статьей расходов является выплата долгов и процентов по кредитам.

Баланс электроэнергии за 2022 год в сетях 110-220-500 кВ показывает, что поступление в сеть составило 15807,7 млн. кВт.ч и снизилось по сравнению с планом на 84,8 млн. кВт.ч. Технические потери составили 782,1 млн. кВт.ч или 4,9% и снизились по сравнению 2021 годом (5,1%), что объясняется снижением поступления электроэнергии в сети на 130,8 млн. кВт.ч, а также снижением передачи электроэнергии ПЭС в сети 35 кВ и ниже. Передача на экспорт (товарообмен) электроэнергии составила 550 млн. кВт.ч, в том числе в Республику Казахстан 300 млн. кВт.ч, в Республику Узбекистан 250 млн. кВт.ч. Была осуществлена передача импортируемой электроэнергии в объеме 2806,5 млн. кВт.ч, что на 1122,9 млн. кВт.ч, больше, чем в 2021 году.

Суммарное поступление электроэнергии в сети 0,4-35 кВ составило 12884,8 млн. кВт.ч, и меньше на 140,9 млн. кВт.ч, чем в 2021 году. Потери электроэнергии составили 1562,7 млн. кВт.ч, или 12,13% при утвержденных 12,01%, рост на 30,2 млн. кВт.ч. Полезный отпуск потребителям составил 11251 млн. кВт.ч, и возрос на 84,8 млн. кВт.ч, по сравнению с планом.

Положительным фактором является снижение потерь в электрических сетях 110-220-500 кВ с 5,3% в 2018 году до 5,1% в 2021 году и до 4,9% в 2022 году.

Суммарные доходы в 2022 году с учетом присоединения получены в сумме 19830,4 млн. сом, с ростом против плана на 1251,2 млн. сом, в том числе за регулирование частоты, транзит, поставка внеплановой энергии составила 17,2 млн. сом, при плане 8,5 млн. сом.

Общая сумма затрат, расходов и финансовых обязательств составила в 2022 году 21750 млн. сом и снижена против плана на 1708,3 млн. сом. Чистый совокупный убыток составил 1761,3 млн. сом, против 2469,9 млн. сом в 2021 году.

Дебиторская задолженность составила на 1 января 2023 года 4572 млн. сом, в том числе от основной деятельности 65%, от инвестиционных проектов 1605 млн. сом; кредиторская задолженность составила 11724 млн. сом, в том числе по инвестиционным проектам 2798 млн. сом. Из запланированных капвложений в сетях 0,4-500 кВ в сумме 6798 млн. сом освоено 87% от плана.

Энергосистема Кыргызской Республики работает параллельно с энергосистемами соседних государств в составе Объединенной энергетической системы Центральной Азии (ОЭС ЦА) 220-500 кВ. Через магистральные сети Республики Казахстан имеется выход на энергосистему Российской Федерации. Кыргызская Республика является потенциальным экспортером электроэнергии в Республику Казахстан, Республику Узбекистан и Китайскую Народную Республику.

В связи с вышеперечисленным необходимо повышение доходов и обеспечение прибыли в ОАО "ЭС" и ОАО "НЭСК" за счет:

- установления экономически обоснованных безубыточных тарифов на электро- и теплоэнергию;

- сокращения расходов и экономии средств за счет нормирования всех затрат энергетическими компаниями по производству, передаче и распределению электро- и теплоэнергии, снижения потерь до нормативного уровня;

- выделения средств из прибыли на техническое перевооружение отрасли;

- привлечения инвестиций для строительства новых мощностей ГЭС, ТЭС и ВИЭ;

- повышения финансовой устойчивости, платежеспособности и ликвидности основных средств энергокомпании;

- обеспечения развития цифровых технологий, увеличения установки счетчиков АСКУЭ.

В ОАО "Чакан ГЭС" установленная мощность малых ГЭС составляет 39,1 МВт с выработкой электроэнергии 142,5 млн. кВт.ч в год. ОАО "Чакан ГЭС" является самым крупным производителем электроэнергии среди малых ГЭС в Кыргызской Республике и накопило огромный опыт в сфере эксплуатации малых ГЭС. Доля выработки ОАО "Чакан ГЭС" в общем производстве электроэнергии страны в 2022 году составила около 0,9%. Себестоимость электроэнергии составила 277 тыйын/кВт.ч и возросла по сравнению с 2020 годом в 2,4 раза, при росте среднеотпускного тарифа в 2 раза или с 106 тыйын в 2020 году до 202 тыйын/кВт.ч в 2022 году.

Доходы составили 299,7 млн. сом. Расходы увеличились до 387,5 млн. сом, убытки составили 87,7 млн. сом. Основной проблемой в ОАО "Чакан ГЭС" является высокий уровень износа оборудования.

Выводы. В настоящее время в Кыргызской Республике электроэнергетика с трудом обеспечивает надежность энергоснабжения потребителей главным образом из-за тарифов на энергоносители, не соответствующих затратам на производство и доставку.

1.2.2. В теплоэнергетике централизованное теплоснабжение осуществляют ТЭЦ города Бишкек и коммунальное предприятие (далее - КП) "Бишкектеплоэнерго", в других городах и населенных пунктах - котельными государственного предприятия (далее - ГП) "Кыргызтеплоэнерго", в городе Ош - Ошское муниципальное предприятие (далее - МП) "Теплоснабжение" и ТЭЦ.

Основной проблемой в системе централизованного теплоснабжения города Бишкек является практическая невозможность присоединения к тепловым сетям новых потребителей.

Неудовлетворенный спрос составляет 250-300 Гкал и ежегодно увеличивается на 10-20 Гкал/час. Необходимо вводить в работу дополнительные источники тепловой энергии. К примеру, строительство котельной "Бишкексельмаш".

Также необходимы масштабные инвестиции в реконструкцию тепловых сетей города Бишкек, обеспечение счетчиками тепловой энергии и горячей воды, реконструкцию тепловых пунктов и насосных станций (так, в ОАО "Бишкектеплосеть", на балансе которого находится 454,1 км тепловых сетей, из них 345,6 км или 76,1% отработали нормативный срок и требуют замены, износ превысил в среднем 77%). Необходимый объем капремонта и реконструкции тепловых сетей должен составлять 15-20 км на сумму 450-600 млн. сом в год.

Теплоснабжение малых и средних городов осуществляется котельными ГП "Кыргызтеплоэнерго" при Министерстве энергетики Кыргызской Республики, а также котельными муниципальных и промышленных предприятий, министерств и ведомств Кыргызской Республики.

ГП "Кыргызтеплоэнерго" обеспечивает услугами отопления и горячего водоснабжения население, социальные и другие объекты 27 городов, районных центров. Количество абонентов составляет 45849, в том числе, население 44867 абонентов; бюджетные организации 281. За 2022 год подключено 2696 новых абонентов.

На балансе ГП "Кыргызтеплоэнерго" имеются 143 котельные и 343,4 км тепловых сетей, в том числе:

- в Чуйской области 43 котельных и 193,4 км;

- в Иссык-Кульской области - 32 котельных и 50,1 км тепловых сетей;

- в Нарынской области - 29 котельных и 8,1 км;

- в Джалал-Абадской области - 31 котельных и 70,1 км;

- в Ошской области - 8 котельных и 4,2 км;

- в Таласской области - 5 котельных и 16,7 км тепловых сетей.

Ежегодно вырабатывается 500-550 тыс. Гкал тепловой энергии себестоимостью 3000-7000 сом/Гкал. Тариф для населения составляет 1134,8 сом/Гкал, а бюджетные и коммерческие потребители осуществляют плату по себестоимости. Разница между тарифом для населения и ее себестоимостью покрывается за счет бюджета. За последние годы произошло увеличение дотаций на заготовку топлива и ремонтно-восстановительные работы.

Котельные работают на 20-50% установленной мощности, что ведет к потерям на уровне 25% от ее выработки, а также к авариям из-за снижения коэффициента полезного действия, и соответственно к росту удельных норм расхода. В результате, в составе затрат стоимость топлива составляет 70-75%.

В настоящее время проводится работа по переводу электрокотельных ГП "Кыргызтеплоэнерго" на уголь и природный газ в целях уменьшения нагрузки на электрические сети. В перспективе котельные в регионах и в целом население в сельской местности необходимо переводить на возобновляемые источники энергии (ВИЭ) и биотопливо с целью сокращения потребления угля и соответственно выбросов парниковых газов в окружающую среду.

Коммунальное предприятие "Бишкектеплоэнерго" мэрии города Бишкек осуществляет теплоснабжение в западной части города Бишкек и обслуживает 65 котельных с протяженностью тепловых сетей 140,1 км, из них 60% с истекшим сроком эксплуатации. При этом средства на капремонт отсутствуют, производится только текущий ремонт.

В Ошском муниципальном предприятии (МП) "Теплоснабжение" при мэрии города Ош функционируют 80 котельных, из которых 17 на электроэнергии, 63 на угле с суммарной выработкой 71 тыс. Гкал. Протяженность тепловых сетей составляет 60,7 км.

Ежегодно выделяются субсидии на покрытие разницы между тарифом и себестоимостью теплоэнергии в размере свыше 100 млн. сом (169,7 млн. сом в 2021 году) за счет городского бюджета.

Анализ систем теплоснабжения показал, что существуют проблемы:

- высокая степень износа - до 75% и более (при нормативном 15-25%), низкая энергоэффективность и высокие потери;

- отсутствие программ и схем теплоснабжения малых городов;

- отсутствие у населения приборов учета теплоэнергии и горячего водоснабжения (ГВС);

- отсутствие у предприятий теплоснабжения финансовых средств на ремонт и развитие инфраструктуры;

- государственное субсидирование затрат на тепловую энергию;

- непривлекательность сектора теплоснабжения для инвестиций из-за низких тарифов;

- тарифы ниже себестоимости тепловой энергии и ГВС;

- отсутствие опыта привлечения средств "зеленых фондов" за сокращение выбросов.

Совершенствование государственной политики и регулирования в сфере теплоснабжения должно быть направлено на реформирование системы управления предприятий теплоснабжения, внедрение энергоэффективных технологий и ВИЭ, повышение финансовой устойчивости системы теплоснабжения, привлечение инвестиций, защита окружающей среды и интересов потребителей.

1.2.3. Угольная промышленность. Добычу угля осуществляют частные угольные компании и ГП "Кыргызкомур" (месторождение Кара-Кече с запасами свыше 435 млн. т). В последние годы увеличилась добыча на Кара-Кече для снабжения углем ТЭЦ города Бишкек и ГП "Кыргызтеплоэнерго".

В 2022 году в целом по угольной отрасли объем добычи угля составил 3,636 млн. т или 109% к уровню 2021 года. При этом ГП "Кыргызкомур" при плане добычи угля 750,0 тыс. т. обеспечило добычу в объеме 1,35 млн. т, а по вскрышным работам при плане 4,5 млн. м³ фактически выполнено 9,7 млн. м³.

Для увеличения добычи угля ГП "Кыргызкомур" в 2023 году получило лицензии на разработку и разведку ряда угольных месторождений. В частности, это участок "Акулак" Мин-Кушского месторождения с запасами более 69 млн. т угля, участок "Сулюкта-поле11" Сулюктинского месторождения с запасами 114 млн. т, участки "Восточный" и "Западный" месторождения Кара-Кече, месторождения "Беш-Бурхан", участок "Маркай" месторождения "Кок-Жангак", месторождение "Кара-Кабак-Балыкты" в Чон-Алайском районе.

В связи с этим в настоящее время перед ГП "Кыргызкомур" стоит задача увеличить добычу угля в среднесрочной перспективе до 5 млн. т в год. Это снизит зависимость от импортного угля для всех потребителей.

1.2.4. Нефтегазодобывающая отрасль. Добыча нефти и природного газа составляет незначительные объемы.

ОАО "Кыргызнефтегаз" осуществляет разведку, бурение нефтяных и газовых скважин, добычу нефти и газа на 14 месторождениях, транспортировку и переработку нефти и продажу нефтепродуктов.

Добыча газа в 2022 году составила 22,8 млн. м³. Покрытие потребности осуществлялось за счет увеличения импорта до 378 млн. м³.

В соответствии с генеральной схемой газификации ОсОО "Газпром Кыргызстан" построено более 1,1 тыс. километров распределительных газопроводов в 42 жилых массивах и населенных пунктах, 45 тыс. семей получили доступ к газу.

Выполнено:

- реконструкция 112 км магистрального газопровода "Бухарский газоносный район - Ташкент-Бишкек-Алматы";

- реконструкция газораспределительной станций Бишкек-2, Сокулук, Токмок, Кант;

- реконструкция 67 км газопровода "Бишкек-Кант-Токмок";

- строительство 32 тыс. м² производственных зданий;

- обновление парка автотехники на 80%;

- капитальный ремонт свыше 100 км малонадежных газопроводов.

Поставки газа в 2022 году составили 387,4 млн. м³ (на 14% больше чем в 2021 году).

В перспективе ОсОО "Газпром Кыргызстан" планирует строительство 100-200 км ежегодно распределительных газопроводов в жилых массивах и населенных пунктах Кыргызской Республики.

Проблемы

В электроэнергетике:

- износ основных фондов и высокий уровень потерь;

- отставание темпов роста производства электроэнергии от темпов роста их потребления, опережение темпов роста расходов над темпами роста доходов;

- рост дефицита электроэнергии и мощности;

- тарифы на электро- и теплоэнергию ниже себестоимости их производства, передачи и распределения;

- рост дефицита финансовых средств;

- высокий уровень долга;

- низкая платежеспособность энергетических компаний;

- непривлекательность сектора для инвестиций.

Достижения

В угольной отрасли: увеличение поставок на ТЭЦ города Бишкек и цементные заводы в Ошской и Джалал-Абадской областях и экспорта угля в Китайскую Народную Республику, Российскую Федерацию и Республику Таджикистан за счет развития мощностей на месторождениях.

В нефтегазовой промышленности сохранены объемы добычи нефти и газа за счет применения новых технологий и ввода новых скважин на месторождении Майлы-Суу - Восточный Избаскент.

Согласно планам ОсОО "Газпром Кыргызстан" дополнительно 45 тыс. семей имеют доступ к газу.

Газификация, увеличение добычи угля позволяет диверсифицировать ТЭБ и снизить зависимость от электроэнергии.

В электроэнергетике:

- техническое перевооружение и обновление основных фондов;

- финансовое оздоровление и достижение финансовой устойчивости, платежеспособности, ликвидности и рентабельности отрасли;

- ускоренное строительство Камбаратинской ГЭС-1, СЭС, ВЭС и МГЭС и создание резерва мощности, устранение дефицита электроэнергии.

В угольной отрасли:

- внедрение технологии обогащения и производства бездымных брикетов;

- увеличение экспорта угля;

- строительство заводов по производству 300 тыс. т удобрений (карбамида и аммиачной селитры) из угля месторождения "Тегене" в Джалал-Абадской области.

В нефтегазовой отрасли:

- сохранение достигнутых объемов добычи нефти и газа за счет восстановительных работ и ежегодного введения в эксплуатацию 20-25 новых скважин;

- увеличение разведочных работ и запасов газа в объеме 1,3 млн. м³, нефти - 300 тыс. т;

- реконструкция действующих нефтеперерабатывающих заводов (далее - НПЗ) на производство нефтепродуктов экологических стандартов К-4 и К-5.

В сфере газоснабжения:

- ускорение реализации Генеральной схемы газоснабжения и газификации Кыргызской Республики на период до 2030 года.

Раздел 2. Цели, приоритеты, задачи, ожидаемые результаты

2.1. Главная цель - обеспечение энергетической безопасности, доступности энергоносителей для всех потребителей и участия на международных рынках.

Программа определяет основные направления развития энергетического сектора и охватывает производство, передачу и распределение энергии, участие в региональных рынках электроэнергии, добычу топлива, импорт при их недостатке, экспорт при избытке, инновационные технологии и полную цифровизацию энергосистемы, вопросы адаптации к климатическим изменениям и выполнения международных обязательств, энергоэффективности и энергосбережения, экономически обоснованной тарифной политики, антикоррупционные и антикризисные мероприятия в управлении и контроле.

2.2. Приоритеты:

1. Устойчивое развитие отраслей ТЭК и ВИЭ.

2. Управление спросом на энергоносители реального сектора и населения.

3. Международное сотрудничество и укрепление внешней энергетической политики.

4. Энергоэффективность, энергосбережение, экология и адаптация к климатическим изменениям.

5. Финансовое оздоровление и экономически обоснованная тарифная политика.

6. Совершенствование институциональных реформ, обеспечение инновационного развития и подготовки кадров.

2.3. Задачи по приоритету 1. "Устойчивое развитие отраслей ТЭК и ВИЭ"

1. В электроэнергетике "Устойчивое развитие отраслей ТЭК и ВИЭ"

- строительство перспективных ГЭС, ТЭС и энергоустановок ВИЭ, опережающий рост производства электроэнергии, создание резерва мощностей в энергосистеме;

- модернизация и реконструкция основных фондов в отрасли;

- сокращение потерь энергоносителей;

- внедрение умных технологий и создание цифровой энергосистемы.

2. В теплоэнергетике "Устойчивое развитие отраслей ТЭК и ВИЭ"

- модернизация ТЭЦ города Бишкек;

- модернизация котельных с переводом по возможности на газ или ВИЭ;

- строительство новых котельных в городе Бишкек;

- строительство железной дороги Балыкчи - Кочкор - Кара-Кече;

- снижение себестоимости и потерь;

- развитие теплоснабжения в регионах с использованием ВИЭ.

3. В угольной промышленности "Устойчивое развитие отраслей ТЭК и ВИЭ"

- постоянное проведение геологоразведочных работ;

- увеличение добычи угля на Кара-Кечинском месторождении до 3 млн. т в год;

- переработка угля Узгенского каменноугольного бассейна с использованием экологически чистых технологий;

- увеличение добычи угля на действующих месторождениях ("Беш-Бурхан" в г.Кызыл-Кия, "Тегене" в г.Таш-Кумыр, "11-поле" в г.Сулюкта);

- строительство обогатительных фабрик и производства бездымных угольных брикетов.

4. В нефтегазовой отрасли "Устойчивое развитие отраслей ТЭК и ВИЭ"

- ежегодный ввод в эксплуатацию новых скважин;

- постоянное проведение геологоразведочных работ;

- импорт нефти и газа в достаточных объемах;

- увеличение объемов переработки нефти.

5. В газоснабжении "Устойчивое развитие отраслей ТЭК и ВИЭ"

- повышение надежности газотранспортной системы;

- бесперебойная поставка природного газа;

- ускорение реализации Генеральной схемы газоснабжения Кыргызской Республики;

- использование природного газа в сфере транспорта с разработкой Программы перевода муниципального транспорта Кыргызской Республики на природный газ.

2. Задачи по приоритету 2 "Управление спросом на энергоносители реального сектора и населения"

- разработка и регулярное обновление топливно-энергетического баланса (далее - ТЭБ) страны и регионов;

- разработка и внедрение системы показателей по прогнозированию спроса на энергоносители;

- прогнозирование спроса на энергоносители и производства ТЭР на кратко- и среднесрочный период и регулярное обновление прогнозов.

3. Задачи по приоритету 3 "Международное сотрудничество и укрепление внешней энергетической политики"

- прогнозирование использования водно-энергетических ресурсов бассейна рек Нарын - Сырдарья на кратко- и среднесрочный период и регулярное обновление прогноза;

- развитие сотрудничества в водно-энергетической сфере со странами ЦАР;

- экспорт в страны ЦАР, Афганистан и Пакистан (по проекту CASA-1000);

- развитие сотрудничества в рамках ШОС и Центрально-Азиатского регионального экономического сотрудничества (далее - ЦАРЭС), Европейского союза (далее - ЕС) и другими объединениями и странами в сфере энергетики;

- формирование общих рынков электроэнергии, нефти и газа, индикативных (прогнозных) балансов газа, нефти и нефтепродуктов стран ЕАЭС;

- изучение международного опыта (законодательства, стратегий и программ) в сфере энергетики, энергоэффективности и энергосбережения.

4. Задачи по приоритету 4 "Энергоэффективность, энергосбережение, экология и адаптация к климатическим изменениям"

- разработка и внедрение системы индикаторов энергоэффективности и энергосбережения (энергоемкость и электроемкость ВВП и др.);

- разработка и внедрение системы добровольной отчетности предприятий и организаций о мероприятиях по энергосбережению и сокращению потребления энергоресурсов;

- разработка программы по энергосбережению на 2024-2035 годы;

- разработка нормативов выбросов и сбросов и размещения отходов;

- мониторинг климатических изменений и выработка рекомендаций;

- подготовка и сертификация кадров для систематического проведения энергоаудита;

- регулярное информирование общественности о необходимости энерго- и водосбережения.

5. Задачи по приоритету 5 "Финансовое оздоровление и экономически обоснованная тарифная политика"

- совершенствование методологий формирования тарифов на энергоносители с учетом приведения тарифов на энергоносители до уровня себестоимости и нормативной прибыли;

- разработка новой Среднесрочной тарифной политики на электро- и теплоэнергию с учетом адресной поддержки государством уязвимых домохозяйств и утверждение тарифов на уровне себестоимости и нормативной прибыли;

- внедрение системы индикаторов результативности, финансовой устойчивости, эффективности деятельности предприятий топливно-энергетического комплекса (далее - ТЭК) и их регулярное освещение в СМИ;

- создание информационного центра в государственном органе по регулированию ТЭК и центров обслуживания потребителей на предприятиях ТЭК.

6. Задачи по приоритету 6

- внедрение корпоративного управления, стратегического и финансового менеджмента на предприятиях ТЭК;

- разработка системы индикаторов состояния энергетической безопасности, их регулярная оценка и выработка рекомендаций;

- принятие новой редакции Закона Кыргызской Республики "Об энергетике" и подзаконных актов;

- продолжение реформ;

- полная цифровизация;

- внедрение научно-технических достижений;

- усовершенствование учебных программ;

- конкретизация антикоррупционных мер;

- разработка критериев эффективности инвестиционных проектов;

- регулярное обсуждение проблем в сфере энергетики с заинтересованными сторонами и выработка рекомендаций.

Этапы реализации НЭП-2035

Первый этап охватывает среднесрочный период 2024-2027 годов.

Второй этап охватывает долгосрочный период 2028-2035 годов.

2.4. Меры по выполнению:

1. Задач по приоритету 1

Электроэнергетика:

- завершение реконструкции Токтогульской ГЭС;

- завершение реконструкции Уч-Курганской ГЭС;

- ввод 2 и 3-го агрегатов Камбаратинской ГЭС-2;

- строительство Камбаратинской ГЭС-1.

Перспективные меры:

- Верхне-Нарынский каскад ГЭС;

- Казарманский каскад ГЭС;

- Суусамыр-Кокомеренский каскад ГЭС;

- малые ГЭС.

Камбаратинская ГЭС-1 с установленной мощностью 1860 МВт. В 2023 году начаты подготовительные работы. Пуск первых гидроагрегатов планируется к 2031 году.

Верхне-Нарынский каскад ГЭС суммарной мощностью 234,5 МВт с суммарной выработкой электроэнергии в объеме 942,3 млн. кВтч. Необходимо привлечь инвесторов и ввести в период 2029-2032 годов, из них Нарынскую ГЭС-2 в 2026-2029 годах, Нарынскую ГЭС-3 в 2026-2031 годах, Нарынскую ГЭС-1 в 2029-2032 годах.

Казарманский каскад ГЭС суммарной мощностью 1160 МВт с суммарной выработкой электроэнергии 4460 млн. кВтч, из них Алабугинская ГЭС 600 МВт, Кара-Булунская ГЭС-1 149 МВт, Кара-Булунская ГЭС-2 163 МВт, Тогуз-Тороузская ГЭС 248 МВт. Необходимо завершить переговоры с инвесторами и ввести в период 2027-2028 годов.

Суусамыр-Кокомеренский каскад ГЭС суммарной мощностью 1305 МВт с суммарной выработкой электроэнергии 3317 млн. кВтч, из них Кара-Кольская ГЭС 33 МВт, Кокомеренская ГЭС-1 360 МВт, Кокомеренская ГЭС-2 912 МВт. Необходимо привлечь инвесторов и ввести в период 2027-2032 годов.

Увеличение выработки электроэнергии в летнее время (май-сентябрь) на ТЭЦ города Бишкек в период 2024-2028 годов (для уменьшения дополнительных попусков воды из Токтогульского водохранилища при экспорте электроэнергии по проекту CAS А-1000 в объеме от 1,25 до 1,75 млрд. кВт.ч).

На первом этапе в 2024-2027 годах на существующих электрических станциях после завершения реабилитации Токтогульской ГЭС в 2025 году увеличится мощность на 240 МВт и продление срока эксплуатации на 35-40 лет.

В 2023 году завершилась реконструкция Ат-Башинской ГЭС с увеличением мощности на 5,6 МВт.

Завершение реабилитации Уч-Курганской ГЭС в 2028 году увеличит мощность на 28 МВт и повысит надежность электроснабжения.

В 2023 году начались подготовительные работы по строительству Камбаратинской ГЭС-1.

В 2027 году планируется ввод второго гидроагрегата Камбаратинской ГЭС-2 и увеличение мощности на 120 МВт.

Малые ГЭС. В 2024-2027 годах планируется ввод ГЭС на существующих водохранилищах с суммарной мощностью 80 МВт, в том числе ГЭС Бала-Саруу мощностью 21 МВт в Кировском водохранилище (ввод в 2024 году), ГЭС на Орто-Токойском водохранилище мощностью 21 МВт (ввод в 2026 году), Кара-Кульской ГЭС мощностью 18 МВт (ввод в 2026 году), Папанской ГЭС мощностью 20 МВт (ввод в 2027 году).

Солнечные и ветровые электростанции (СЭС и ВЭС)

Имеются все возможности строительства в 2024-2035 годах СЭС общей мощностью 3650 МВт с выработкой 6,6 млрд. кВт.ч в год и 2 ВЭС общей мощностью 400 МВт 560 млн. кВт.ч в год.

В 2023 году введена первая СЭС мощностью 80 кВт в КГТУ им.И.Раззакова (проект ЮСАИД "Энергетика Центральной Азии").

В 2025 году в Тонском районе Иссык-Кульской области ОсОО "Бишкек-Солар" запланирован ввод СЭС мощностью 300 МВт.

В 2024 году ОсОО "Кун-Булагы" запланирован ввод СЭС мощностью 50 МВт.

В 2024-2027 годах компанией Moling Energy запланирован ввод СЭС мощностью 1500 МВт. Ввод 100 МВт в 2024 году, 650 МВт в 2025 году, 375 МВт в 2026 году и 375 МВт в 2027 году.

В 2025-2026 годах в Иссык-Кульской области компанией China Power International Development запланирован ввод СЭС мощностью 1000 МВт. Ввод 500 МВт в 2025 году и 500 МВт в 2026 году.

При вводе указанных СЭС выработка в 2024 году составит 180 млн. кВтч, в 2025 году - 3,5 млрд. кВтч, в 2026 году - 3,7 млрд. кВтч и в 2027 году - 6,6 млрд. кВт.ч.

Две ветроэнергоустановки по 200 МВт намереваются соорудить к 2024 году с выработкой до 560 млн. кВт.ч.

Согласно прогнозу баланса электроэнергии выработка электроэнергии возрастет на первом этапе с 14,2 млрд. кВт.ч в 2024 году до 22,7 млрд. кВт.ч в 2027 году или в 1,3 раза. При этом потребление за этот период возрастет в 1,1 раза. Дефицит ожидается в объеме 2,8 млрд. кВт.ч в 2024 году, который будет снижаться, и профицит ожидается к 2025 году в объеме 448 млн. кВт.ч. Таким образом, возможен выход из дефицита электроэнергии и мощности в энергосистеме страны с 2026 года.

На втором этапе в 2028-2035 годы производство электроэнергии возрастет с 27,9 млрд. кВт.ч в 2028 году и до 39,4 млрд. кВт.ч в 2035 году или в 1,4 раза при росте потребления в 1,3 раза.

Таким образом, при опережающих темпах производства над темпами потребления электроэнергии возможно обеспечить резерв мощности в энергосистеме и соответственно экспорт.

В структуре производства электроэнергии доля ВИЭ возрастет с 24% в 2025 году, до 35% в 2027 году и далее с вводом в действие Камбаратинской ГЭС-1, Верхне-Нарынского, Казарманского и Суусамыр-Кокомеренского каскадов ГЭС доля ВИЭ уменьшится до 20% в 2035 году.

Проведенные водно-энергетические расчеты (ВЭР) на период 2023-2035 годов, согласно прогнозу на базе действующих и с учетом ввода новых мощностей и роста потребления электроэнергии показали, что на сегодня проблема накопления или сохранения объема воды в Токтогульском водохранилище остается напряженной. Чем дольше будет затягиваться строительство КАГЭС-1, тем будет тяжелее ситуация в кыргызской энергосистеме. С целью обеспечения оптимального водно-энергетического режима и рационального использования водных ресурсов в Нарынском бассейне необходимо ускорить строительство Камбаратинской ГЭС-1 и завершить строительство Камбаратинской ГЭС-2.

Ввод КАГЭС-1 позволит работать Токтогульскому гидроузлу в оптимальном режиме, обеспечивая попуски воды в соседние республики в весенне-летний период и полностью потребности Кыргызской Республики в электроэнергии в осенне-зимний период. Главной задачей КАГЭС-1 будет компенсирующий режим работы и обеспечение потребности страны в электроэнергии, вырабатываемой Нижне-Нарынским каскадом ГЭС в осенне-зимний период. Это определяет его высокую эффективность и неоценимую роль в энергосистеме, так как возрастут возможности экспорта до 5,8 млрд. кВт.ч в 2028 году, до 6,9 млрд. кВтч в 2030 году и до 11,2 млрд. кВт.ч к 2035 году.

При этом необходимо:

- обосновать и утвердить нормативы потерь до 4% в сетях 110-500 кВ и до 8% в сетях 0,4-35 кВ;

- создать резерв мощности 360, 465 МВт;

- создать условия для выравнивания суточных и сезонных графиков нагрузки (дифференцированные тарифы и другие методы);

- принять Правила устройства электроустановок, Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей и другие нормативные правовые акты в сфере обеспечения безопасности энергетического хозяйства и персонала;

- развивать инфраструктурные сооружения, так как ввод СЭС и ВЭС потребует дополнительные вводы электрических сетей и подстанций.

В дальнейшем следует принять План перспективного развития передающих и распределительных электрических сетей на 2028-2035 годы и ежегодные Планы капитального строительства, модернизации и реконструкции.

Развитие электрических сетей

Исходная информация:

- в 2024 году ожидается начало экспорта электроэнергии в Афганистан и Пакистан по проекту CASA-1000;

- ОАО "НЭС Кыргызстана" выданы технические условия на подключение в 2024 году 82,3 МВт мощности, в 2025 году - 292,3 МВт;

- электроснабжение города Асман планируется от ПС 110 кВ "Тору-Айгыр" и "Бостери";

- в Иссык-Кульской области планируется строительство крупных электростанций с использованием ВИЭ;

- в Джалал-Абадской области прогнозируется строительство объектов горнодобывающей промышленности;

- в городах Ош и Джалал-Абад прогнозируется рост нагрузок;

- снижена надежность электроснабжения Чон-Алайского района;

- реализуется проект "Модернизация и устойчивость электроэнергетического сектора";

- увеличивается количество новостроек и жилмассивов;

- увеличивается количество электромобилей;

- планируется ввод электростанций с использованием ВИЭ.

Меры. Первый этап (2024-2027 годы)

- завершить строительство BЛ 500 кВ "Датка-Худжант" протяженностью 455,8 км и установку дополнительной ячейки 500 кВ на ПС 500 кВ "Датка";

- привлечь инвестиции на строительство ПС 220 кВ "Учкун" и ВЛ 220 кВ "Учкун-ЛЭП Фрунзенская-Кемин" протяженностью 25 км;

- перевести ПС 35 кВ "Издательство" в городе Бишкек на напряжение 110 кВ;

- привлечь инвестиции на строительство ПС 220 кВ "Каракол" и ВЛ 220 кВ "Тамга-Каракол" протяженностью 90 км и реконструкцию ПС 220 кВ "Тамга";

- привлечь инвестиции на строительство ОРУ 500 кВ ПС "Иссык-Кульская" и ВЛ 500 кВ "Иссык-Кульская - Кемин".

- проработать проект по улучшению электроснабжения Чаткальского района (расширение ПС 110 кВ "Шекафтар", строительство ОРУ 220 кВ, установка автотрансформатора 125 MBA, строительство ВЛ 220 кВ "Кристалл - Шекафтар" протяженностью 120 км) и перевода ПС и ВЛ 35 кВ "Жаны-Базар" на 110 кВ и существующих сетей 110-35-10-6 кВ на ПС 220 кВ "Шекафтар".

- завершить строительство новой ПС 220 кВ "Исанов" в Узгенском районе;

- проработать проект по повышению надежности электроснабжения Чон-Алайского района (перевод ПС 35 кВ "Дараут-Коргон" на 110 кВ с установкой двух трансформаторов по 16 MBA, строительством ВЛ 110 кВ "Алай - Дароот-Коргон" протяженностью ориентировочно 90 км, строительством линейной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ "Алай");

- проработать перевод ПС 35/6-10 кВ "Ош-3" на 110 кВ;

- проработать модернизацию ОРУ-110 кВ, ОРУ-35 кВ на существующих ПС 35-110-220 кВ (замена масляных выключателей, ОД-КЗ, панелей РЗА, аккумуляторных батарей, ОПН и др. оборудования);

- разработать план замены фарфоровых изоляторов на ВЛ 35 кВ во всех ПЭС;

- в соответствии с проектом "Модернизация и устойчивость электроэнергетического сектора" выполнить реконструкцию сетей 0,4-10 кВ с заменой проводов на СИП протяженностью 350 км; строительство и реконструкцию 1000 трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ, цифровизацию, установить 590 тыс. счетчиков АСКУЭ с внедрением систем SCADA и Billing;

- определить перспективные пункты (имеющие техническую возможность подключения) размещения зарядных станций для электротранспорта;

- установить трехдневный срок выдачи технических условий для подключения зарядных станций;

- установить 1172 трансформаторных подстанций общей мощностью 253,7 кВА, реконструировать и построить 2,5 тыс. км сетей 0,4-6-10 кВ в 1332 новостройках и жилмассивах;

- разработать План перспективного развития передающих и распределительных электрических сетей на 2024-2027 годы и ежегодные Планы капитального строительства, модернизации и реконструкции;

- в связи с планируемым широким внедрением электростанций с использованием ВИЭ регулярно проводить исследования, совершенствовать систему автоматического регулирования частоты и мощности, систему противоаварийной автоматики, обеспечить сбор и обработку отсутствующих/недостающих данных телеизмерений в системе SCADA.

Таким образом, в 2024-2027 годах улучшится состав, структура и качество сетей, повысится надежность электроснабжения.

Меры по развитию теплоснабжения

- разработать схему развития теплоснабжения города Бишкек до 2035 года;

- разработать Программу развития систем теплоснабжения городов и населенных пунктов (Ош, Джалал-Абад, Токмок, Кызыл-Кия, Каракол и др.);

- стимулировать использование ВИЭ (фотоэлектрические панели, солнечные коллекторы, тепловые насосы, геотермальная энергия, биогаз);

- разработать Программу модернизации и технического перевооружения котельных и тепловых сетей;

- ввести котельные в 20 малых городах и поселках городского типа;

- установить тарифы на тепловую энергию на уровне себестоимости;

- регулярно обновлять Методику по расчету потребности в тепловой энергии зданий с учетом инноваций в архитектуре и строительстве.

Таким образом, повысится качество теплоснабжения, снизятся нагрузки на электрические сети.

Меры в сфере ВИЭ

- строительство СЭС по регионам суммарной мощностью 3650 МВт и ВЭС 400 МВт к 2025 году;

- строительство биогазовых установок и использование отходов в качестве удобрения;

- строительство малых ГЭС и СЭС в Иссык-Кульской, Нарынской, Джалал-Абадской, Чуйской и Таласской областях (увеличение доли малых ГЭС и СЭС до 25% к 2035 году);

- ежегодные квоты ввода электростанций с использованием ВИЭ по мощности, регионам и видам электростанций;

- определение источников покрытия разницы между тарифами на электроэнергию и тарифами с учетом повышающих коэффициентов в соответствии с Законом Кыргызской Республики "О возобновляемых источниках энергии".

Угольная промышленность

Исходная информация:

- отсутствуют резервы мощностей по выработке электрической и тепловой энергии;

- слабое развитие децентрализованных источников теплоснабжения;

- увеличение добычи угля обеспечивается за счет собственных средств предприятий;

- большие объемы угля импортируются из Республики Казахстан;

- в целях налаживания сотрудничества по экспорту и импорту угля подписано соглашение о торгово-экономическом сотрудничестве Республики Узбекистан и Кыргызской Республики.

Меры (2024-2035 годы)

- провести модернизацию и техническое перевооружение существующих угольных предприятий;

- провести освоение новых месторождений;

- проработать создание на новых месторождениях обогатительных и брикетных фабрик по производству бездымных брикетов;

- проработать вопрос газификации угля;

- проработать вопрос производства коксобрикетов для металлургического производства на базе коксующихся углей Узгенского каменноугольного бассейна.

Таким образом, на первом этапе возможен рост добычи угля до 2,5 млн. т к 2027 году, на II этапе (2028-2035 годов) прогнозируется возможность увеличения добычи угля свыше 5,5 млн. т к 2035 году, в том числе:

- в Казанском бассейне 1,5 млн. т к 2027 году, на втором этапе до 3 млн. т к 2035 году;

- в Иссык-Кульском бассейне до 1,45 млн. т вплоть до 2035 года;

- в Южно-Ферганском бассейне от 248 тыс. т до 265 тыс. т к 2035 году;

- в Алайском бассейне на месторождении Кызыл-Булак 300 тыс. т на протяжении всего периода;

- в Северо-Ферганском каменноугольном бассейне от 140 тыс. т до 180-200 тыс. т к 2035 году.

В связи с увеличением добычи угля планируется:

- создание Центра мониторинга за производственно-хозяйственной деятельностью и текущей оперативной ситуацией в филиалах ГП "Кыргызкомур";

- привлечение инвесторов для подземной разработки участка "Сулюкта-11", месторождения "Бешбурхан", участка "Маркай" каменноугольного месторождения "Кок-Жангак", углепроявления "Кабак-Балыкты" в Чон-Алайском районе Ошской области;

- привлечение инвесторов для приобретения автопогрузочной техники для поставок угля Кара-Кече и Мин-Куша на ТЭЦ города Бишкек;

- привлечение инвестиций для строительства обогатительной и брикетной фабрики;

- строительство сортировочного комплекса на участке "Центральный" месторождения Кара-Кече;

- создание совместного кыргызско-узбекского предприятия по экспорту угля в Республику Узбекистан;

- получение лицензий на разработку перспективных угольных месторождений в Ошской, Джалал-Абадской и Баткенской областях;

- создание объединений угледобывающих предприятий Ошской, Джалал-Абадской и Баткенской областей по экспорту угля в Республику Узбекистан.

Нефтегазовая отрасль

Исходная информация:

- наблюдается спад добычи нефти и газа;

- добыча природного газа на существующих месторождениях незначительна и составила в 2022 году 29,8 млн. м³ и к 2027 году рост составит до 40 млн. куб.м, а к 2035 году возрастет до 50 млн. м³ (недостаточно для обеспечения населения, промышленности и других сфер);

- несмотря на незначительные объемы добычи, ОАО "Кыргызнефтегаз" является прибыльным предприятием (так, при росте себестоимости добычи нефти за период 2023-2027 годы на 5% доходы превышают расходы);

- большие объемы газа импортируются (в 2022 году импорт составил 387 млн. м³);

- не решен вопрос поставки нефти из стран ЕАЭС.

Меры

1. Повышение эффективности и надежности системы газоснабжения в разрезе регионов.

2. Увеличение добычи ОАО "Кыргызнефтегаз" нефти и газа по всем месторождениям:

- ввод в эксплуатацию новых месторождений нефти "Восточный Шамалды", "Северный Избаскент" и "Алаш";

- освоение месторождения "Майлу-Су IV - Восточный Избаскент" (запасы около 4,0 млн. т);

- ежегодное проведение геолого-технических мероприятий на 100-120 нефтяных скважинах;

- ежегодное проведение гидроразрыва пласта на 15-30 нефтяных скважинах;

- ежегодное бурение новых скважин (35-50 скважин к 2025 году) и дополнительное бурение по две разведочных скважины.

3. Реализация Стратегии развития ОАО "Кыргызнефтегаз" в области геологоразведочных работ на нефть и газ путем:

- составления технических проектов на разработку месторождений нефти "Восточный Шамалды", "Северный Избаскент" и "Алаш";

- составления проекта на бурение поисковой скважины на площади Междуреченская и бурение 1-й поисково-разведочной скважины в 2024 году;

- получения новых 3 лицензий на геолого-поисковые работы на площадях "Кугарт", "Жаны-Арык" в Джалал-Абадской области и "Ачик-Таш" в Ошской области;

- подача заявки на получение лицензий на геологоразведочные работы;

- ускорения геолого-поисковых работ на площади "Междуреченская" и подача заявок для получения лицензий.

Таким образом, добыча нефти по прогнозу ОАО "Кыргызнефтегаз" возрастет до 250 тыс. т к 2025 году и до 270 тыс. т к 2027 году, что позволит загрузить Джалал-Абадский НПЗ.

Полное обеспечение природным газом прогнозируется за счет увеличения импорта с 387 млн. м³ в 2022 году до 686 млн. м³ в 2027 году или в 1,8 раза и к 2035 году - 859 млн. м³ или в 1,25 раза.

Газоснабжение

Исходная информация:

- закупочная цена на природный газ составляет 150 долларов США за 1000 м³ (мировые цены выше);

- в 2022 году потребление газа составило всего 387 млн. м³ газа (справочно: потребление Армении составляет более 2,5 млрд. м³ газа в год, Беларуси - 20 млрд. м³);

- объемы поставок ежегодно увеличиваются, в 2022 году поставки составили 387 млн. м³ или на 40% больше, чем в 2021 году (278 млн. м³);

- по долгосрочному прогнозу в ближайшие 20 лет мировое потребление газа вырастет на 20%;

- наблюдается сезонное повышение цен на уголь.

Кроме того, в соответствии с Генеральной схемой газификации Кыргызской Республики до 2030 года намечается увеличить поставки природного газа на первом этапе с 403 млн. м³ в 2023 году до 723 млн. м³ к 2027 году и на втором этапе - до 855 млн. м³ к 2035 году, в том числе:

- в городе Бишкек увеличение составит с 232 млн. м³ в 2023 году до 448 млн. м³ к 2027 году и до 548 млн. м³ к 2035 году;

- в Чуйской области до 192 млн. м³ к 2027 году и до 240 млн. м³ к 2035 году;

- в Ошской области до 40 млн. м³ к 2027 году и до 55 млн. м³ к 2035 году;

- в Джалал-Абадской области до 11 млн. м³ к 2027 году и 15 млн. м³ к 2035 году.

Меры:

1. Развивать газовые месторождения в Джалал-Абадской области.

2. Рекомендовать ОАО "РСК Банк", ОАО "Айыл-Банк" кредитование населения по сниженным процентным ставкам для подключения к газовым сетям.

3. Составить перечень населенных пунктов, новостроек, жилмассивов и т.д. для газификации и внести предложения в Кабинет Министров Кыргызской Республики о финансировании из республиканского бюджета.

4. Составить перечень угольных котельных, провести сравнительный анализ затрат и выгод при использовании угля и газа и внести рекомендации о целесообразности (или нет) перевода на газ.

5. Стимулировать использование газа автотранспортом.

Раздел 3. Прогнозирование спроса на энергоносители

3.1. Прогноз спроса на электроэнергию

Главными факторами увеличения спроса на энергоносители являются темпы роста населения и валового внутреннего продукта Кыргызской Республики (ВВП).

Министерством экономики и коммерции Кыргызской Республики прогнозируются следующие ежегодные темпы роста ВВП:

в 2024 году 105%,

в 2025 году 104,7%,

в 2030 году 103,5%,

в 2035 году 104,6%.

Прогноз темпов роста численности населения:

101,5% в 2025-2026 годах,

101,4% в 2027-2029 годах,

101,3% в 2030-2035 годах.

Прогноз потребности в ТЭР основан на проводимой государственной политике энергосбережения - это обеспечение темпов роста энергопотребления ниже темпов роста ВВП и предполагает ежегодное сокращение:

- энергоемкости ВВП:

на 1,8% в год и в целом на 9% на первом этапе (2024-2027 годах),

на 14,4% на втором этапе (2028-2035 годах);

- электроемкости ВВП:

на 1,5% в год и в целом на 7,5% на первом этапе (2024-2027 годах),

на 12% на втором этапе (2028-2035 годах).

Прогноз роста потребности в ТЭР по сравнению с 2022 годом.

1. На первом этапе

в 2024 году 105,8%,

в 2025 году 108,8%,

в 2026 году 111,4%,

в 2027 году 116,5%.

В целом потребность увеличится на 3,1 млн. т.у.т. (с 18,6 млн. т.у.т. в 2022 году до 21,6 млн. т.у.т. в 2027 году).

2. На втором этапе

в 2030 году 129,7% или 24,1 млн. т.у.т.,

в 2035 году 151% или 28,0 млн. т.у.т.

Рост потребности в электроэнергии по сравнению с 2022 годом без учета электромобилей

1. На первом этапе

в 2024 году 106,5%,

в 2025 году 109,8%,

в 2026 году 112,8%.

В целом потребность увеличится на 2,52 млрд. кВт.ч (с 13,8 млрд. кВт.ч в 2022 году до 16,3 млрд. кВт.ч в 2027 году).

2. На втором этапе

в 2030 году 132,9% или 18,3 млрд. кВт.ч,

в 2035 году 157,1% или 21,6 млрд. кВт.ч.

Прогноз по отраслям экономики показывает высокие темпы роста потребления электроэнергии в строительстве, жилищно-коммунальном хозяйстве, населением, в легкой, горнодобывающей, обрабатывающей и перерабатывающей отраслях промышленности.

Темпы роста потребления электроэнергии по отраслям по сравнению с 2022 годом в соответствии с прогнозом роста производства валовой продукции по отраслям и сокращением электроемкости ВВП прогнозируются:

1. Промышленность

на первом этапе

105,1% в 2024 году,

108% в 2025 году,

110,4% в 2026 году,

113,1% в 2027 году,

в целом рост составит 0,29 млрд. кВт.ч (с 2,2 млрд. кВт.ч в 2022 году до 2,5 млрд. кВт.ч в 2027 году);

на втором этапе

122% в 2030 году (2,6 млрд. кВт.ч),

138% в 2035 году (2,98 млрд. кВт.ч).

2. Строительство

на I этапе

113,4% в 2024 году,

120,8% в 2025 году,

128,6% в 2026 году,

137% в 2027 году,

в целом рост составит с 84,2 млн. кВт.ч до 108,4 млн. кВт.ч в 2027 году;

на II этапе

165,5% в 2030 году (131,0 млн. кВт.ч),

227% в 2035 году (179,4 млн. кВт.ч).

В прогнозе также учтен рост потребности в электроэнергии для электротранспорта в следующих объемах:

1. На первом этапе

9,5 млн. кВт.ч в 2024 году,

14,4 млн. кВт.ч в 2025 году,

22,4 млн. кВт.ч в 2026 году,

32,2 млн. кВт.ч в 2027 году.

2. На втором этапе

70,0 млн. кВт.ч в 2030 году,

200,0 млн. кВт.ч в 2035 году.

3. Сельское хозяйство

на I этапе

103,0% в 2024 году,

104,6% в 2025 году,

106,1% в 2026 году,

107,7% в 2027 году,

в целом рост составит с 193 млн. кВт.ч в 2022 году до 207,9 млн. кВт.ч в 2027 году;

на II этапе

112,7% в 2030 году (217,5 млн. кВт.ч),

121,4% в 2035 году (234,3 млн. кВт.ч).

4. Транспорт

на I этапе

144% в 2024 году,

172,8% в 2025 году,

207,4% в 2026 году,

248,8% в 2027 году,

в целом рост составит с 27,4 млн. кВт.ч до 68,1 млн. кВт.ч в 2027 году;

на II этапе

430% в 2030 году (117,6 млн. кВт.ч),

1069,9% в 2035 году (292,7 млн. кВт.ч).

Ожидаемые темпы роста потребления электроэнергии по регионам по сравнению с 2022 годом

1. Иссык-Кульская область (7% от общего потребления)

на I этапе

109,5% в 2024 году,

114,5% в 2025 году,

119,3% в 2026 году,

126,8% в 2027 году,

в целом рост составит с 995,5 млн. кВт.ч до 1218,1 млн. кВт.ч в 2027 году;

на II этапе

148,1% в 2030 году (1423 млн. кВт.ч),

186,3% в 2035 году (1790 млн. кВт.ч).

Потребление увеличится в связи с увеличением объемов строительства, электрификацией транспорта, созданием предприятий по переработке сельхозпродукции, развитием казино и др.

2. Город Ош и Ошская область (14% от общего потребления)

на I этапе

108% в 2024 году,

112,1% в 2025 году,

116% в 2026 году,

122,6% в 2027 году,

в целом рост составит с 1971,3 млн. кВтч в 2022 году до 2356,4 млн. кВтч в 2027 году);

на II этапе

140,5% в 2030 году (2701,6 млн. кВтч),

171,7% в 2035 году 3301,2 млн. кВтч.

Потребление увеличится в связи с развитием горнодобывающей (освоение месторождений угля), обрабатывающей, текстильной, швейной, пищевой и перерабатывающей промышленности, малого и среднего бизнеса, сельского хозяйства, производства строительных материалов, электротранспорта.

3. Джалал-Абадская область (12% от общего потребления)

на I этапе

108,2% в 2024 году,

112,5% в 2025 году,

116,5% в 2026 году,

123,2% в 2027 году,

в целом рост составит с 1622 млн. кВт.ч в 2022 году до 2060,7 млн. кВт.ч в 2027 году);

на II этапе

141,6% в 2030 году (2369,5 млн. кВт.ч),

173,9% в 2035 году (2908,6 млн. кВт.ч).

Потребление увеличится в связи с развитием сельского хозяйства, строительства, гидроэнергетики, туризма и транспортных коммуникаций. Возможно увеличение добычи угля за счет освоения месторождения Тегенек-Шахтный (30 млн. тонн) и Узгенского бассейна (200 млн. тонн) и его экспорта и поставок в другие регионы после завершения строительства кыргызско-китайской железной дороги.

4. Город Бишкек (18% от общего потребления)

на I этапе

107,6% в 2024 году,

111,6% в 2025 году,

115,3% в 2026 году,

121,6% в 2027 году,

в целом рост составит с 2585,7 млн. кВт.ч в 2022 году до 3057,2 млн. кВтч в 2027 году;

на II этапе

138,7% в 2030 году (3488,7 млн. кВт.ч),

168,3% в 2035 году (4231,6 млн. кВт.ч).

Потребление увеличится в связи с увеличением производства продуктов питания, мебели, столярных изделий, строительных материалов, ювелирных изделий, изделий национального прикладного искусства, продукции машиностроения, швейной продукции, а также развитием строительства и электрификацией транспорта и др.

5. Чуйская область (19% от общего потребления)

на I этапе

105,3% в 2024 году,

108% в 2025 году,

110,4% в 2026 году,

115,2% в 2027 году,

в целом рост составит с 2627,6 млн. кВт.ч в 2022 году до 2987 млн. кВт.ч в 2027 году);

на II этапе

127,3% в 2030 году (3300,2 млн. кВт.ч),

146,3% в 2035 году (3792,6 млн. кВт.ч).

Потребление увеличится в связи с электрификацией транспорта, освоением месторождений Кутесай (20,4 млн. т руды редкоземельных элементов), Калесай (9,2 млн. т руды), Насоновское (751 тыс. т золотой и медной руды), развитием производства золота в городе Кара-Балта, кабельных изделий городе Каинда, стекла, тканных шерстяных и трикотажных изделий в городе Токмок, сахарного песка в поселке городского типа Каинда, городе Шопоков, производство цемента и других строительных материалов в городе Кант, швейной и пищеперерабатывающей промышленности, сельского хозяйства, строительства, транспорта и сферы услуг.

6. Баткенская область (5% от общего потребления)

на I этапе

102% в 2024 году,

102,9% в 2025 году,

103,4% в 2026 году,

106% в 2027 году,

в целом рост составит с 668,9 млн. кВт.ч в 2022 году до 699,9 млн. кВт.ч в 2027 году;

на II этапе

110,8% в 2030 году (731,3 млн. кВт.ч),

114,5% в 2035 году (756,3 млн. кВт.ч).

Потребление увеличится в связи с возможным увеличением производства ртути, сурьмы, цемента, а также созданием предприятий легкой промышленности, по переработке сельхозпродуктов, горнопромышленного комплекса для добычи угля Сулюктинского месторождения (со строительством электрических и газовых сетей, железнодорожной дороги Баткен - Учкурган).

7. Нарынская область (4% от общего потребления)

на I этапе

101,2% в 2024 году,

101,6% в 2025 году,

101,6% в 2026 году,

103,7% в 2027 году,

в целом рост составит с 560,4 млн. кВт.ч в 2022 году до 575,6 млн. кВт.ч в 2027 году;

на II этапе

106,6% в 2030 году (591,7 млн. кВт.ч),

106,5% в 2035 году (591,3 млн. кВт.ч).

На первом этапе небольшие темпы связаны главным образом внутренней и внешней миграцией населения.

Потребление на втором этапе увеличится в связи с намерениями по созданию алюминиевого производства на месторождении Сандык и химических предприятий после строительства Камбаратинской ГЭС-1 и Верхне-Нарынского каскада ГЭС.

8. Таласская область (3% от общего потребления)

на I этапе

98,6% в 2024 году,

97,6% в 2025 году,

96,1% в 2026 году,

96,4% в 2027 году,

в целом снижение составит с 384,4 млн. кВт.ч в 2022 году до 358,2 млн. кВт.ч в 2027 году);

на II этапе

93,5% в 2030 году (347,5 млн. кВт.ч),

81,5% в 2035 году (302,6 млн. кВт.ч).

Потребление снизится в связи с миграцией населения, низкими темпами развития сельского хозяйства, пищеперерабатывающей промышленности, мерами по энергосбережению. При освоении золоторудного месторождения, в ускоренных темпах развития строительства, пищеперерабатывающей промышленности, транспорта и коммуникаций потребление может возрасти.

На I этапе

103,2% в 2024 году,

104,8% в 2025 году,

106,1% в 2026 году,

109,7% в 2027 году,

в целом рост составит с 1,97 кВтч/чел. в 2022 году до 2,16 кВтч/чел. в 2027 году;

на II этапе

118,3% в 2030 году (2,33 кВтч/чел.),

81,5% в 2035 году (2,59 кВтч/чел).

3.2. Прогноз спроса на тепловую энергию

Исходные данные:

- продолжительность отопительного периода составляет до 6 месяцев;

- основными потребителями тепловой энергии являются домашние хозяйства, бюджетные организации и сектор услуг;

- рост производства тепловой энергии составляет 1% ежегодно;

- сохраняются объемы выработки ОАО "ЭС" на ТЭЦ городов Бишкек и Ош и ведомственных котельных на уровне 2017 тыс. Гкал в год, прирост выработки обеспечивается за счет котельных ГП "Кыргызтеплоэнерго", КП "Бишкектеплоэнерго", Ошского МП "Теплоснабжение" и частных котельных.

Прогноз спроса на тепловую энергию по сравнению с 2022 годом.

1. На первом этапе

102% в 2024 году,

103% в 2025 году,

104,1% в 2026 году,

105,1% в 2027 году.

В целом спрос увеличится с 3170 тыс. Гкал в 2022 году до 3331,7 тыс. Гкал в 2027 году.

2. На втором этапе

108,3% в 2030 году (3432,6 тыс. Гкал),

81,5% в 2035 году (3791,8 тыс. Гкал).

По оценке Всемирного Банка дефицит тепловой энергии (непокрытый спрос) в городах составляет порядка 20-25%. Принимая во внимание рост населения прирост выработки на существующих и планируемых источниках теплоснабжения не сможет обеспечить возрастающий спрос в полном объеме.

Раздел 4. Международное сотрудничество

Основные направления

1. Эффективное использование водно-энергетических ресурсов бассейна реки Нарын, обновление Соглашения между Правительством Республики Казахстан, Правительством Кыргызской Республики, Правительством Республики Таджикистан и Правительством Республики Узбекистан об использовании водно-энергетических ресурсов бассейна реки Сырдарья от 17 марта 1998 года.

2. Информирование о выгодах строительства Камбаратинской ГЭС-1.

3. Участие в Объединенной энергетической системе Центральной Азии.

4. Участие в проекте CASA-1000 по экспорту электроэнергии в Пакистан.

5. Участие в Электроэнергетическом Совете Содружества Независимых Государств.

6. Участие в общих рынках электроэнергии, нефти и газа, разработка индикативных (прогнозных) балансов газа, нефти и нефтепродуктов Евразийского экономического союза.

7. Участие в Объединенной энергетической системе Евразийского экономического союза.

8. Консультации по вопросу Соглашения по реке Сары-Джаз и ЛЭП 500 кВ "Датка-Торугарт".

9. Консультации по вопросам энергетики с ШОС, ЦАРЭС, ЕС и другими объединениями.

10. Привлечение международного сообщества, финансовых институтов, климатических фондов по вопросам ВИЭ, энергоэффективности и энергосбережения.

Благоприятные предпосылки в Кыргызской Республике

1. Высокий водно-энергетический потенциал.

2. Включение энергетических проектов в перечень национальных проектов.

3. Возможность оказывать услуги по регулированию частоты и мощности.

4. Ускорение работ (подготовительный этап) по проекту строительства Камбаратинской ГЭС-1, поддержка Всемирного банка в обновлении технико-экономического обоснования.

5. Выполнение графика строительства ЛЭП 500 кВ "Датка-Худжант" по проекту CASA-1000.

6. Высокая проработанность вопросов формирования общих рынков электроэнергии, газа, нефти и нефтепродуктов Евразийского экономического союза.

7. Развитие Фонда зеленой энергетики.

8. Кыргызская Республика участвует в Парижском соглашении.

9. Имеются оценки потенциала ВИЭ.

10. В законодательстве практически отсутствуют барьеры для ВИЭ, энергоэффективности и энергосбережения.

Раздел 5. Энергоэффективность, энергосбережение и экология

5.1. Цели

1. Адаптация к климатическим изменениям.

2. Сокращение выбросов парниковых газов до 1,56 тонн на 1 человека к 2050 году.

Основные направления

1. Внедрение стратегии энергопотребления с учетом рамочной Конвенции ООН по изменению климата, согласно которой "…энергопотребление должно возрастать с учетом возможностей достижения более высокой энергоэффективности и борьбы с выбросами парниковых газов в целом, в том числе путем применения новых технологий на условиях, которые делают такое применение выгодным с экономической и социальной точек зрения".

2. Повышение энергоэффективности.

3. Сокращение использования углеводородного топлива (замещение углеводородного топлива на 20% к 2035 году).

4. Диверсификация источников энергии за счет ВИЭ с учетом прогноза климатических изменений в Национальном сообщении Кыргызской Республики по изменению климата на предстоящие 30-50 лет.

5. Разработка технико-экономических обоснований перевода котельных на ВИЭ и строительства локальных котельных на газе.

Благоприятные предпосылки

1. В Кыргызской Республике создан Центр по изменению климата.

2. Положительный опыт установки солнечных коллекторов в МП "Бишкектеплоэнерго", на котельных "Гагарина", "Ортосай" и "Ротор".

3. Имеются оценки выбросов и прогнозы их снижения. Так, согласно оценке "Определяемый на национальном уровне вклад Кыргызской Республики в Парижское соглашение" (2021 год) сектор энергетики производит значительный объем выбросов парниковых газов. За счет снижения потребления ископаемого топлива и увеличения производства энергии на основе возобновляемых источников, модернизации сектора и мер по энергоэффективности возможно снижение выбросов парниковых газов на 13,4-33,3% к 2025 году и на 12,8-40,4% к 2030 году в зависимости от международной поддержки.

3. Имеется развитая нормативная правовая база в области ВИЭ, энергоэффективности и энергосбережения.

Риски

Социально-ориентированный тариф на электроэнергию не стимулирует потребителей к экономии энергии и сокращению затрат на энергию.

5.2. Оценка загрязнения окружающей среды выбросами энергетических объектов и их доля в общем загрязнении

Выбросы парниковых газов. Согласно данным общий объем выбросов парниковых газов в Кыргызской Республике составил 14623,2 тыс.т в СО₂ эквиваленте. Сельское хозяйство имеет наибольшую долю в выбросах (36% от общего объема).

Основные проблемы по сокращению выбросов связаны с энергоэффективностью при производстве и потреблении ТЭР.

Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу. В 2021 году общий объем выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по Кыргызской Республике стационарными источниками составил 54,5 тыс. т, в том числе в сфере обеспечения электроэнергией, газом, паром 30,5 тыс. т или 56% от общего объема. Город Бишкек является основным источником выбросов загрязняющих веществ в атмосферу в связи с наибольшим количеством потребителей тепловой и электрической энергии.

В выбросах наиболее опасными являются мелкодисперсные твердые частицы РМ2.5 и РМ10, так как проникают в легкие и кровеносную систему и вызывают сердечно-сосудистые, респираторные и раковые заболевания. Они образуются при сжигании угля (к примеру, в настоящее время более 70% домохозяйств в Кыргызской Республики отапливаются углем).

Выбросы РМ2.5 и РМ10 составляют 19,1 тыс. т, 41% составляют газообразные и жидкие выбросы, 18% - диоксид серы (SО₂), 13% - оксид углерода (СО) и 6% - оксиды азота (NOx).

По данным Центра по изменению климата Кыргызской Республики энергетика производит наибольшие выбросы парниковых газов, хотя они и существенно снижаются. В 1990 году доля энергетики составляла 73,3% выбросов в СО₂ эквиваленте, а в 2015 году доля уменьшилась до 52,4%.

В целом тенденции климатических индикаторов показывают их неудовлетворительное состояние и не соответствуют обязательствам Кыргызской Республики по Конвенции ООН по изменению климата от 9 мая 1992 года и не обеспечивают устойчивое развитие и энергетическую безопасность.

Для снижения углеродоемкости ВВП необходимо создать систему планирования и управления спросом на энергоносители и установить пороговые значения энергопотребления, энергоемкости и электроемкости ВВП и других показателей.

5.3. Снижение техногенного воздействия на окружающую среду

Основные направления

1. Стимулирование энергоэффективности и энергосбережения, производства энергии из возобновляемых источников.

2. Повышение эффективности управления водными и земельными ресурсами.

3. Экосистемный подход и экосистемные услуги.

Меры в электроэнергетике

Сектор производства

- завершить реконструкцию с увеличением мощности на 399 МВт на существующих ГЭС с 2024 года;

- завершить строительство и запуск 2-го агрегата мощностью 120 МВт Камбаратинской ГЭС-2 с 2024 года;

- завершить строительство и запуск МГЭС мощностью 74 МВт к 2025 году;

- запустить строительство МГЭС мощностью 100 МВт к 2028 году;

- завершить строительство Верхне-Нарынского каскада ГЭС мощностью 237,7 МВт к 2028 году;

- запустить строительство Казарманского каскада ГЭС мощностью 1160 МВт с завершением к 2040 году;

- запустить строительство Камбаратинской ГЭС-1 мощностью 1860 МВт с завершением к 2035 году.

Блок ВИЭ:

- запуск и завершение строительства солнечных электростанций мощностью 100 МВт к 2030 году;

- проведение исследований и формирование карты солнечной радиации Кыргызской Республики, разработка проектов по солнечной энергетике;

- стимулирование инвестиций частного сектора в солнечную и ветровую энергию;

- запуск и завершение строительства ветровых электростанций мощностью 100 МВт к 2030 году;

- проведение исследований и формирование карты ветров Кыргызской Республики, разработка проектов по ветровой энергетике;

- развитие использование геотермальной энергетики через установку 5 МВт тепловых насосов к 2030 году;

- проведение исследований и формирование карты геотермального потенциала Кыргызской Республики, разработка проектов по геотермальной энергетике;

- расширение применения солнечных тепловых коллекторов;

- расширение использования биогазовых технологий в сельском хозяйстве, перерабатывающей промышленности в свалочных полигонах для выработки, сбора биогаза и последующего производства электрической или тепловой энергии;

- проведение исследований и разработка проекта дегазации санитарного полигона со скважинами отбора газа для выработки энергии в городах Бишкек и Ош.

Блок энергоэффективности:

- разработка программы по снижению потерь;

- обязательное использование СНиП по современным требованиям к энергоэффективности при проектировании и строительстве новых многоквартирных жилых, общественных зданий с 2024 года и частных жилых домов площадью более 150 кв.м, с 2035 года;

- подготовка и запуск проекта по повышению энергоэффективности существующих общественных зданий Кыргызской Республики с 2030 года.

Блок проблем смога в городе Бишкек

В исследовании ПРООН и Финского института метеорологии (2021 год) отмечается плохое качество воздуха в городе Бишкек и опасные концентрации загрязнений в отопительный период (октябрь-март). Цена загрязнения воздуха для здоровья граждан оценивались в 388 млн. долл. США.

Согласно исследованию ежегодные средние концентрации РМ2.5 составляют около 30 мкг/м³ и значительно превышает национальные и международные (ЕС, ВОЗ) санитарные нормы и нормативные значения (например, рекомендации ВОЗ для годовых концентраций составляет 5 мкг/м³).

Высокие уровни концентрации РМ2.5 достигают пика в зимнее время. Для решения данного вопроса необходимы следующие меры:

- расширение установки энергоэффективных печей в частных домохозяйствах со снижением потребления угля до 35% с 2024 года;

- переход на отопление обогащенным бездымным полукоксом и брикетами из местных углей в частных домохозяйствах с 2030 года;

- дальнейшая реализация проекта ОсОО "Газпром Кыргызстан" по газификации частных домохозяйств и перевод местных котельных на использование природного газа вместо угля;

- внедрение системы государственной поддержки по переходу частных домохозяйств на газ при подключении к сетям и приобретении отопительного газового оборудования с 2024 года.

Меры в угольной промышленности

1. Внедрение инновационных технологий в угольную отрасль.

2. Строительство обогатительных фабрик по глубокой переработке местного угля в энергетический полукокс и брикеты, к примеру на месторождении Кара-Кече с 2025 года.

3. Перевод тепловых электростанций и котельных на местный обогащенный уголь.

Строительство обогатительных фабрик повысит экспортный потенциал, так как кокс применяют в металлургии (цена составляет 216-412 долл. за одну тонну), а сопутствующие летучие продукты являются ценным химическим сырьем и востребованы на мировом рынке. Энергетический полукокс является бездымным, не содержит смолистых веществ, его калорийность примерно в два раз больше угля месторождения Кара-Кече и может использоваться на ТЭЦ города Бишкек и в частных домохозяйствах.

Меры в нефтегазовой промышленности

- сохранить существующие объемы добычи нефти и газа путем восстановительных работ и ежегодного введения в эксплуатацию 20-25 новых скважин;

- увеличить объемы разведочного этапа работ с использованием современных технологий;

- выполнить реконструкцию действующих НПЗ для выпуска нефтепродуктов экологических стандартов К-4 и К-5.

5.4. Оценка выбросов на период до 2035 года и предложения по их сокращению

Сценарии выбросов парниковых газов в энергетике до 2050 года показывают тенденцию к увеличению выбросов в связи с ростом населения и увеличением потребления энергии. В основе лежит базовый сценарий БКО "бизнес как обычно" со средними показателями развития экономики и роста населения.

В обновленном Определяемом на национальном уровне вкладе Кыргызской Республики в Парижское соглашение рассмотрены варианты сценариев по снижению выбросов: БКО - когда нет реализации никаких мер по сокращению выбросов; СМ - с мерами при финансировании за счет установленных внутренних инвестиций; СДМ - с дополнительными мерами при финансировании за счет внешних инвестиций.

При сценарии СМ к 2035 году ожидается снижение выбросов в энергетике на 8,6% или 2193,2 тыс. т в СО₂ эквиваленте, а при сценарии СДМ мер ожидается снижение выбросов на 21,5% или на 5474,9 тыс. т в СО₂ эквиваленте.

5.5. Меры по адаптации энергетического сектора к изменению климата

Основные цели - снижение уязвимости и повышение устойчивости к изменению климата.

1. Меры по повышению потенциала:

- разработка программы адаптации энергетического сектора к последствиям изменения климата;

- разработка программы энергоэффективности и энергосбережения с учетом изменения климата;

- совершенствование законодательства в энергетическом секторе с учетом изменения климата;

- проведение исследований о влиянии изменения климата на энергетику;

- разработка прогноза спроса на энергоносители при различных климатических сценариях с учетом изменения стока рек;

- разработка прогноза баланса ирригационного и энергетического режимов работы каскадов ГЭС и водохранилищ с учетом годовых и многолетних циклов водности в бассейне реки Нарын;

- разработка учебной программы подготовки энергоаудиторов;

- регулярное информирование общественности о вопросах изменения климата.

2. Меры по повышению устойчивости энергетической инфраструктуры к перегрузкам:

- инвентаризация наиболее уязвимых к перепадам температур объектов энергетики;

- замена и модернизация оборудования.

3. Меры по подготовке к чрезвычайным ситуациям:

- укрепление и перенос уязвимых к паводкам и оползням опор ЛЭП;

- преимущественное применение самонесущих изолированных проводов (СИП) в распределительных сетях.

4. Меры по диверсификации источников электрической энергии (снижение влияния изменения климата на гидроэнергетику):

- подготовка технико-экономического обоснования проекта строительства новых мощностей на основе ВИЭ не менее чем на 100 МВт.

5. Меры по организации, учету и контролю за рациональным использованием энергоносителей:

- проведение энергоаудита в бюджетных организациях и выявление резервов экономии энергоносителей и возможностей использования энергии от ВИЭ;

- разработка нормативных правовых актов по оказанию услуг энергоаудита юридическим и физическим лицам;

- разработка технического регламента по регулированию работы энергосистемы в чрезвычайных ситуациях с учетом маловодья.

5.6. Перспективы торговли выбросами парниковых газов

Исходные данные

1. Действует принцип "Эффект для глобальной окружающей среды одинаков вне зависимости от того, где происходит сокращение выбросов".

2. Принят Закон Кыргызской Республики "О государственном регулировании и политике в области эмиссии и поглощения парниковых газов".

3. В Киотском протоколе и Решении Парижской конференции определены три механизма:

- торговля квотами - купля/продажа квот на выбросы парниковых газов на рынках;

- проекты совместного осуществления - проекты по сокращению выбросов парниковых газов полностью или частично за счет внешних инвестиций;

- механизм чистого развития - проекты по сокращению выбросов парниковых газов полностью или частично за счет внутренних инвестиций.

Цель проектов - получение реальных, измеримых и долгосрочных выгод от смягчения последствий изменения климата.

Выгоды для Кыргызской Республики:

- привлечение иностранных инвестиций;

- передача технологий;

- вклад в устойчивое развитие.

Риски:

- для Кыргызской Республики в настоящее время доступен только механизм чистого развития для конкретного проекта;

- отсутствие подзаконных актов для реализации проектов.

Раздел 6. Совершенствование институциональных основ и нормативно-правовой базы

6.1. Укрепление внутренней энергетической политики путем усиления государственного управления и контроля, введения антикризисных мер и информационных технологий с созданием полностью цифровой энергосистемы

Необходимо внедрение в практику антикризисного управления систематическую оценку состояния энергетической безопасности (ЭБ) страны и регионов путем разработки и утверждения системы критериев и индикаторов, как важных инструментов своевременного предупреждения рисков и угроз ЭБ с разработкой доктрины энергетической безопасности на перспективу и дать оценку по индикаторам, разработать и внедрять пороговые их значения (кризисное и предкризисное состояние).

Необходимо нормирование затрат по всем статьям калькуляции для оптимизации расходов энергетических компаний, включая фонд оплаты труда и административные расходы, жесткий контроль и искоренение коррупции.

Необходимо государственному органу в лице Министерства энергетики Кыргызской Республики создание подразделения по прогнозу и управлению спросом на энергоносители и разработки годовых и перспективных ТЭБ и их диверсификации и оптимизации за счет ВИЭ и др. источников. При этом необходимо финансовое обеспечение снижение энергоемкости ВВП путем разработки периодически Национальной программы энергосбережения на перспективу и экономии энергоносителей и их мониторинг.

Необходимо учредить комиссию по реализации НЭП-2035 в Министерстве энергетики Кыргызской Республики, что позволит проводить мониторинг за ходом реализации Плана мер (Приложение 1) с соблюдением графика их проведения. Координирование действий с энергокомпаниями и заинтересованными сторонами обеспечивается посредством координационной платформы и регулярных встреч, в рамках которых будут рассматриваться ход реализации мер политики, сформулированных в настоящей НЭП-2035, и вноситься необходимые коррективы. Необходимо создать правительственную комиссию для координации за реализацией реформ в энергетическом секторе, а также подразделение по разработке и реализации реформ в структуре Министерства энергетики Кыргызской Республики.

Остро стоит вопрос повышения прибыльности ОАО "ЭС" и "НЭСК", обеспечить платежеспособность и ликвидность энергокомпаний.

Необходимо нормировать производственные затраты, сократить не производительные прочие затраты, затраты на содержание АУП и объявить мониторинг на повышение фонда заработной платы до выхода из кризисного состояния ОАО "НЭСК" и ОАО "ЭС". Совету директоров начислять бонусы только при получении прибыли и дивиденды.

6.2. Развитие цифровизации

Исходная информация

1. Создано ОАО "Кыргызский энергетический расчетный центр".

2. В настоящее время предприятиями электрических сетей применяется множество автоматизированных информационных систем различных производителей, что усложняет их эксплуатацию и увеличивает затраты на обслуживание.

3. В настоящее время установлено около 300 тысяч счетчиков АСКУЭ, из необходимых 1,5 млн. шт. счетчиков у потребителей электроэнергии.

4. Внедрен единый дата-центр с охватом 1,5 млн. шт. счетчиков, с интеграцией данных в единую биллинговую систему и программный верхний уровень Централизованной системы сбора и обработки данных (далее - ЦССОД).

5. Создана нормативная правовая база, разработаны инструменты и механизмы для функционирования рынка электроэнергии с учетом развития информационно-коммуникационных технологий.

6. ОАО "КЭРЦ" осуществляет в автоматизированном режиме свод выработки, передачи и потребления электроэнергии и формирует объективные данные о фактических перетоках электроэнергии для взаиморасчетов между участниками рынка электроэнергии.

7. ОАО "КЭРЦ" использует спецсистему по обработке данных и поддерживает 330 типов счетчиков, интеграцию с другим программным обеспечением. Емкость хранения данных составляет 190 Тб, длительность хранения - 10 лет.

8. Реализуется проект "Единая централизованная система АСКУЭ на территории Кыргызской Республики" (строительство дата-центра, поставка 10,5 тыс. счетчиков АСКУЭ и программного обеспечения Единой централизованной системы АСКУЭ для обслуживания более 2 млн. абонентских счетчиков и Единой биллинговой системы).

9. Имеется соглашение о грантовой технической помощи на сумму 370 тыс. долл. США, в том числе 140 тыс. долл. США на техническое сопровождение ЦССОД 2020-2021 года (освоено), 230 тыс. долл. США для приобретения 132 шт. счетчиков АСКУЭ для межгосударственных ЛЭП и др. приборов.

Меры

1. Привести к единообразию все информационные системы и программное обеспечения ОАО "НЭСК" (1C, Биллинг, ТОиР, Смета, Делопроизводство, ГИС, SCADA и т.д. с учетом кибербезопасности).

2. Внедрить единые отчетные формы.

3. Внедрить онлайн прием и регистрацию заявок абонентов.

4. Внедрить онлайн прием и выдачу технических условий.

5. Внедрить онлайн-оплату.

6. Заменить 1,2 млн. шт. аналоговых счетчиков на АСКУЭ.

7. Создать "Оператора рынка электроэнергии" в лице ОАО "КЭРЦ".

8. Определить "Регистратора контрактов" в лице ОАО "КЭРЦ".

9. По проекту "Единая централизованная система АСКУЭ на территории Кыргызской Республики" в течение 2024-2026 годов завершить автоматизацию абонентских счетчиков, интегрировать программные обеспечения Единой централизованной системы АСКУЭ в ЦССОД.

10. Принять Расчетный кодекс и доработать в ОАО "КЭРЦ" структуру платежей между энергокомпаниями.

11. Утвердить типовое Соглашение о покупке электроэнергии.

12. Создать орган по проведению конкурсных торгов.

13. Принять Концепцию цифровой подстанции.

14. Разработать план развития цифровых подстанций.

6.3. Укрепление отраслевого научного и кадрового потенциала

Исходная информация

1. Научное обслуживание отрасли осуществляется НИИ энергетики при Министерстве энергетики Кыргызской Республики.

2. Подготовку инженерных кадров энергетиков по всем направлениям осуществляют ВУЗы и ССУЗы.

3. Научные исследования в области развития теории и методологии системных исследований в энергетике осуществляют научно-исследовательские институты.

4. Повышение квалификации работников отрасли осуществляется учебным центром ОАО "НЭСК".

5. В университетах и колледжах внедрены образовательные программы по цифровому развитию, внедрению инновационных технологий, энергетической дипломатии, ценовой и тарифной политике на энергоносители, энергетическому менеджменту и энергоаудиту, оценке эффективности инвестиционных проектов, экономике и организации энергетического хозяйства предприятия, управлению и финансовому менеджменту на предприятиях ТЭК.

Меры

1. Повышение качества программ подготовки и повышения квалификации сотрудников компаний.

2. Повышение эффективности профессиональной деятельности работников.

3. Наращивание интеллектуального, образовательного, профессионального и управленческого потенциала персонала.

4. Повышение квалификации персонала.

5. Освоение смежных профессий, повышение мотивации работников компании.

6. Проведение соревнований профессионального мастерства.

6.4. Введение нового антикоррупционного механизма

Ответственность за выполнение антикоррупционных мер возлагается на первые лица организаций.

Меры

1. Ежегодная разработка плана антикоррупционных мер каждым предприятием ТЭК, оценка его и выполнение, а также коллегией министерства.

2. При выявлении коррупционного механизма обвинение предъявляется первому руководителю организации, курирующему заместителю, непосредственным руководителям обвиняемых в коррупционном преступлении.

По результатам расследования дается правовая оценка действию/бездействию руководителей.

Раздел 7. Финансовое оздоровление и экономически обоснованная тарифная политика

Финансовое оздоровление должно быть направлено на обеспечение экономической эффективности и финансовой устойчивости энергетических компаний и предприятий ТЭК для привлечения инвестиций на их развитие. ССТП на 2021-2025 годы была принята 30 сентября 2021 года и вступила в силу в октябре 2021 года.

Как и в случае с предыдущими ССТП, последняя включала сдерживание цен с индексацией на инфляцию и предусматривала повышение тарифов для некоторых групп потребителей, в то время как первый блок бытового потребления электроэнергии до 700 кВт.ч в месяц удерживался на уровнях предыдущего года, как показано ниже. Тарифы на электроэнергию для конечных потребителей в Кыргызской Республике с октября 2021 года разделены на 14 групп с повышением тарифов для некоторых категорий, включая насосные станции и торгово-промышленные предприятия. Кроме того, коэффициенты, повышающие тарифы конечных потребителей, были также включены для отраслей с высокой энергоемкостью, таких как добыча золота, майнинг и производство цемента, которые стали новыми потребительскими категориями.

С 2022 года тарифы для всех категорий, за исключением насосных станций, которые к 2023 году еще больше, возросли до 1,48 сом за 1 кВт.ч с учетом инфляции. Также с 1 января 2022 года были внесены дополнительные изменения, в том числе новые категории малоимущих по 0,5 сом за 1 кВт.ч до 700 кВт.ч в месяц, применяемая к 112000 бедным домохозяйствам за счет их субсидирования повышением тарифов для бюджетных потребителей до 3,402 сом за 1 кВт.ч. На последний приходится около 6,3% от общего потребления, увеличившись до 7% в 2021 году; а также 10% от общей выручки в 2020 и 2021 годах.

С 1 мая 2023 года тариф на электроэнергию для населения, потребляющего до 700 кВт.ч в месяц, повысился до 1 сом за 1 кВт.ч и далее прогнозируется рост их на 20% ежегодно до 2030 года.

Разработанные тарифы ДРТЭК при Министерстве энергетики Кыргызской Республики согласно новой Среднесрочной тарифной политике на электро- и теплоэнергию отвечают принципам ценовой политики, по которой цена или тариф должны быть равны себестоимости продукции плюс нормативная прибыль энергокомпаний и предприятий ТЭК, и показывают их рост по всем категориям потребителей до 2035 года.

При этом населению, потребляющему до 700 кВтч, а также проживающим в высокогорных районах, рост тарифов прогнозируется ежегодно на 20%, свыше 700 кВтч ежегодно на 7,5% до 2030 года, далее на 3,7% до 2035 года.

Малообеспеченным семьям - на 25%, до 700 кВт.ч и свыше - на 7,5% и использующим без ограничения - на 5,6% до 2030 года и на 3,7% до 2035 года.

Насосным станциям тарифы возрастут ежегодно на 16,3% с 2024 года по 2030 год и на 3,7% до 2035 года.

Электрическому транспорту тарифы прогнозируют рост на 10% ежегодно до 2030 года, и на 3,7% к 2035 году, общественным и частным зарядным станциям с установкой 24 кВт с 2024 года 7,5%, до 5,6% к 2025 году и до 4,9% к 2026 году, на 4,4% к 2027 году и до 3,7% к 2035 году.

Детским и религиозным учреждениям 10% ежегодно с 2024 года по 2035 годы.

Сельскому хозяйству, промышленности и бюджетным потребителям, прочим с 2024 года 7,5%, до 5,6% к 2025 году и до 4,9% к 2026 году на 4,4% к 2027 году и до 3,7% к 2035 году.

Энергоемким цементным заводам, объектам майнинга и золотодобывающим, литейным и алкогольным предприятиям на 7,5% в 2024 году и до 5,6% к 2025 году, до 4,9% к 2026 году, 4,4% к 2027 году и до 3,7% к 2035 году.

Финансовое оздоровление за счет ввода экономически обоснованных тарифов на электроэнергию предоставит возможности энергетическим компаниям Кыргызской Республики выделения финансовых средств из прибыли для развития.

При установлении тарифов на покупную энергию от ОАО "ЭС" для распределительных электрических и тепловых сетей необходимо руководствоваться индикаторами финансовой устойчивости и платежеспособности, ликвидности и рентабельности энергетических компаний, а также наименьших отклонений от их нормативных значений.

Проведенный прогноз тарифов ДРТЭК по ССТП до 2035 года показывает, что при их успешном внедрении возможно получение прибыли, начиная с 2029 года.

Прогноз расходов, проведенный на основе данных технико-экономических показателей энергокомпаний и доходов от реализации электроэнергии по прогнозным значениям спроса и экономически обоснованным тарифам, приведенный выше, показывает, что:

ожидается рост доходов с 21,6 млрд. сом в 2023 году до 46,6 млрд. сом на первом этапе к 2028 года или в 2,15 раза. На втором этапе с 46,6 млрд. сом в 2028 году до 94,9 млрд. сом к 2035 году или в 2 раза. В целом за весь период рост доходов ожидается в 4,4 раза при росте расходов за этот период в 1,4 раза. В связи с чем необходимо переходить на экономически обоснованные тарифы на электроэнергию.

В период 2024-2028 годов дефицит финансовых средств с ростом тарифов будет снижаться с (-)7,2 млрд. сом в 2023 году до (-)4 млрд. сом в 2026 году или в 1,6 раза, далее прибыль возрастет с 0,9 млрд. сом в 2027 году до 24 млрд. сом к 2030 году и до 48 млрд. сом к 2035 году.

Получение прибыли и рост доходов в отрасли электроэнергетики позволит привлекать иностранные инвестиции на развитие, при этом инвестиционная политика Кыргызской Республики будет направлена на государственно-частное партнерство.

В среднесрочной перспективе до 2027 года необходимо постепенно снижать нагрузку на энергетические компании в части оказания ими функций социальной поддержки бытовых потребителей, с выделением необходимых финансовых средств из республиканского/местного бюджетов. Предоставление электрической и тепловой энергии конечным потребителям по социально-ориентированным тарифам должно финансироваться государством, а не энергетическими компаниями, поскольку компании все больше полагаются на иностранные и бюджетные кредиты для инвестиций в условиях дефицита тарифа, их совокупный долг продолжает расти и, по прогнозам, будет увеличиваться более чем в три раза с 2022 по 2025 год при условии, что дополнительный долг не возникнет. Ситуация может сильно усугубиться в связи с колебаниями курса иностранных валют, как это наблюдалось в марте 2022 года, когда девальвация валюты повлияла на долю внешнего долга, увеличив общие расходы на обслуживание долга сектора на 19% в 2022 году.

Финансовое оздоровление угольной отрасли ожидается за счет преодоления тенденции спада и роста объемов добычи угля и его экспорта.

Дальнейшая реструктуризация угольной отрасли позволит повысить ее экономическую эффективность, ликвидировать убыточные, неперспективные предприятия.

Основной путь увеличения угледобычи в этот период и в последующем - повышение степени использования имеющихся и вводимых реконструкцией производственных мощностей и рост экспорта более чем в 10 раз в Китайскую Народную Республику и соседние республики Центральной Азии.

В этот же период должен начаться подъем угольной промышленности, в основном за счет ввода крупных мощностей на шахте "Беш-Бурхан", "Кызыл-Булак", разрезе "Кара-Кече" (участок Центральный), подземного горизонта (+2100 м) шахты "Жыргалан" и сохранением достигнутого уровня добычи угля на остальных предприятиях.

Кроме того, необходимо рассмотреть вопрос акционирования угледобывающих предприятий, имеющих государственную долю.

Раздел 8. Прогноз ожидаемых результатов, благоприятные предпосылки и риски, мониторинг и оценка реализации

Прогноз ожидаемых результатов и достижение главной цели при эффективной реализации задач и мероприятий, предусмотренных НЭП-2035, предполагает:

- развитие энергетической инфраструктуры, предоставляющей гарантированное обеспечение электроэнергией с учетом роста потребления до 26,6 млрд. кВт.ч (в том числе повышения уровня индустриализации с совмещением территориально-отраслевых критериев развития промышленности) с увеличением производства электроэнергии до 42 млрд. кВт.ч и экспорта свыше 13,7 млрд. кВт.ч к 2035 году;

- решение социальных проблем по повышению надежности электроснабжения домохозяйств в отдаленных районах путем строительства новых участков ЛЭП, а также ввода источников автономного энергоснабжения за счет использования потенциала ВИЭ;

- обеспечение потребности в электроэнергии электроемких производств ртути, сурьмы, цемента на существующих предприятиях и создания предприятий легкой промышленности, по переработке и подготовке сельхозпродуктов для экспорта в страны ЕАЭС путем повышения энергоэффективности с достижением объема экономии энергоресурсов свыше 11-13 млн. т.у.т., а также 4-5 млрд. кВт.ч электроэнергии к 2035 году;

- обеспечение потребности в ТЭР для развития строительства новых объектов и расширения курортных зон, культурных и спортивно-оздоровительных комплексов, соответствующих международным стандартам для полноценного развития всех форм туризма;

- увеличение объема добычи угля на 30% за счет использования значительных запасов Кавакского буроугольного бассейна путем создания топливно-энергетического кластера на базе использования балансовых запасов Кара-Кече в 2024-2027 годах, освоения Узгенского месторождения каменного угля с обеспечением роста экспорта его традиционным потребителям соседних республик;

- по данному сценарию с 1,1% до 41% к 2025 году и до 20% далее до 2035 года путем ввода в работу малых ГЭС суммарной мощностью 270 МВт, СЭС мощностью до 3360 МВт и ВЭС мощностью до 400 МВт;

- развитие электрификации транспорта, перевод с твердого топлива на газ и электроэнергию за счет ВИЭ с исполнением нормативов Парижского соглашения по не превышению показателя выбросов ПГ на душу населения в объеме 1,58 т СО₂/чел. к 2050 году.

- повышение энергоэффективности с проведением жесткой энергосберегающей политики и снижением за период 2023-2035 годов энергоемкости ВВП на 23,4%, электроемкости ВВП на 19%.

- повышение экономической устойчивости и платежеспособности предприятий топливно-энергетического комплекса с минимизацией расходов предприятий электроэнергетики и прозрачности бизнес-процессов, формирования экономически обоснованных тарифов по категориям потребителей.

Все это потребует инвестиций в развитие отраслей ТЭК за период 2024-2035 годов, которые вошли в Приложение 2 в виде Списка инвестиционных проектов по строительству, модернизации и реконструкции объектов с подтвержденными и неподтвержденными источниками.

Для реализации проектов необходимо:

- разработать Инвестиционную программу энергетического сектора, предусматривающую привлечение финансирования из государственных и частных источников;

- провести конкурентные аукционы (запрос на подачу котировок, запрос на подачу предложений);

- оценить полученные предложения и завершить коммерческие аспекты проекта;

- задействовать инструменты Всемирного банка, позволяющие повысить кредитное качество (платежные и кредитные гарантии);

- провести конкурентные аукционы (запрос на подачу котировок, запрос на подачу предложений);

- завершить финансовые аспекты проекта;

- запустить объекты в коммерческую эксплуатацию;

- установить отдельные функции и счета для операций, связанных с передачей и распределением энергии вновь созданной сетевой компании.

Благоприятные предпосылки:

- поддержка энергетического сектора со стороны государства на политическом, законодательном и административном уровнях;

- преданный своему делу и стремящийся к позитивным изменениям кадровый состав энергетической отрасли;

- реализация проекта CASA-1000, предусматривающего торговлю и передачу электроэнергии в летний период из Кыргызской Республики и Республики Таджикистан в Исламскую Республику Пакистан и Исламскую Республику Афганистан;

- восстановление интеграционных связей с вхождением Кыргызской Республики в ЕАЭС и участие в формировании единого рынка электроэнергии, природного газа, нефти и нефтепродуктов, а также единых подходов в формировании ТЭБ;

- содействие международных организаций по развитию устойчивой энергетики, реконструкции, модернизации оборудования на существующих энергетических объектах, финансированию сооружения новых объектов;

- предоставление льготного кредитования при сооружении новых объектов, а также при реконструкции и модернизации существующих;

- решения Парижской климатической конференции по смягчению последствий изменения климата и поддержки стран с преимущественным производством и использованием ВИЭ;

- повышение уровня осознания лиц, принимающих решения, по обеспечению энергобезопасности Кыргызской Республики в контексте продвижения к устойчивому развитию и взаимодействию со странами ЕАЭС;

- реализация антикоррупционных мер и антикризисного управления в энергетике;

- совершенствование нормативной правовой базы в области организации, управления, регулирования и контроля деятельности предприятий ТЭК.

Риски и вызовы:

- стихийные бедствия, техногенные катастрофы;

- потепление климата и сокращение площади ледников, снежников и водности больших и малых рек;

- отсутствие взаимовыгодных и устойчивых механизмов использования водно-энергетических ресурсов в Центральной Азии;

- неосведомленность населения о реальных затратах на производство электроэнергии, теплоэнергии, уголь и импорт природного газа и нефти и широкого освещения в СМИ;

- определение цен и тарифов на регулируемые энергоносители не под влиянием рыночной конъюнктуры, а административными и политическими решениями;

- ограниченность финансовых ресурсов для развития из-за экономически необоснованных тарифов на энергоносители и низкой исполнительской дисциплины при выполнении условий договоров и соглашений;

- низкий уровень финансового менеджмента на предприятиях ТЭК и ограниченность собственных финансовых ресурсов.

Для преодоления ожидаемых рисков и угроз необходимо тщательно изучить вопрос усиления государственной энергетической политики, повышения ответственности лиц, принимающих решения в сфере энергетики и их авторитета на международной арене.

Мониторинг и оценка

По итогам исполнения Плана мероприятий на период до 2027 года будет оцениваться достигнутый прогресс через Матрицу индикаторов мониторинга и оценки реализации НЭП-2035 и приниматься политические решения по оптимальному использованию ресурсов и выбору альтернативных возможностей для последующих шагов с разработкой следующего Плана мероприятий на 2028-2035 годы.

Список сокращений

ПЛАН МЕРОПРИЯТИЙ по реализации Национальной энергетической программы Кыргызской Республики до 2035 года

БЮДЖЕТ к Плану мероприятий по реализации Национальной энергетической программы Кыргызской Республики до 2035 года

Матрица индикаторов мониторинга и оценки реализации Национальной энергетической программы Кыргызской Республики до 2035 года