г.Бишкек, Дом Правительстваот 13 февраля 2008 года № 47            ПОСТАНОВЛЕНИЕ ПРАВИТЕЛЬСТВА КЫРГЫЗСКОЙ РЕСПУБЛИКИ             О проекте Национальной энергетической программы                Кыргызской Республики на 2008-2010 годы             и стратегии развития топливно-энергетического                        комплекса до 2025 года      В целях обеспечения  эффективной  работы  топливно-энергетическогокомплекса и развития энергетической отрасли республики,  в соответствиис Законом Кыргызской Республики "Об энергетике" Правительство  Кыргызс-кой Республики постановляет:     1. Одобрить прилагаемый проект Национальной  энергетической  прог-раммы Кыргызской Республики на 2008-2010 годы и стратегии развития топ-ливно-энергетического комплекса до 2025 года.     2. Направить проект Национальной энергетической программы Кыргызс-кой Республики на 2008-2010 годы и стратегии развития  топливно-энерге-тического  комплекса до 2025 года на одобрение в Жогорку Кенеш Кыргызс-кой Республики.     3. Назначить  министра промышленности,  энергетики и топливных ре-сурсов Кыргызской Республики официальным  представителем  ПравительстваКыргызской  Республики  при рассмотрении проекта Национальной энергети-ческой программы Кыргызской Республики на 2008-2010  годы  и  стратегииразвития  топливно-энергетического комплекса до 2025 года Жогорку Кене-шем Кыргызской Республики.     4. Признать утратившими силу:     - постановление Правительства Кыргызской  Республики  от  16  июля2001  года  № 353 "О проекте Национальной энергетической программы Кыр-гызской Республики до 2005 года";     - распоряжение  Правительства  Кыргызской Республики от 15 февраля2006 года № 71-р;     - распоряжение Правительства Кыргызской Республики от 10 июня 2006года № 310-р.     5. Контроль  за  выполнением настоящего постановления возложить наотдел энергетики и минеральных ресурсов Аппарата Правительства Кыргызс-кой Республики.      Премьер-министр                            И.Чудинов                                                       Одобрена                                           постановлением Правительства                                               Кыргызской Республики                                           от 13 февраля 2008 года № 47                  НАЦИОНАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ПРОГРАММА                Кыргызской Республики на 2008-2010 годы             и стратегия развития топливно-энергетического                        комплекса до 2025 года      Кыргызская Республика  обладает  достаточными   запасами   топлив-но-энергетических ресурсов.  Однако,  потенциальные возможности топлив-но-энергетического комплекса (далее - ТЭК) реализуются в  недостаточноймере,  и  отрасль испытывает определенные финансово-экономические труд-ности. Зависимость республики от импорта энергоносителей, доля которогосоставляет около 50% от общего энергопотребления, оказывает отрицатель-ное влияние на состояние ТЭК и других отраслей экономики.     В целях повышения эффективности ТЭК, технического перевооружения иразвития энергетической отрасли  Правительством  Кыргызской  Республикипринято решение о разработке Национальной энергетической программы Кыр-гызской Республики на 2008-2010 годы и стратегии развития ТЭК  до  2025года (далее - НЭП).     НЭП разработана в соответствии с законами  Кыргызской  Республики,регламентирующими  деятельность  ТЭК страны,  на основании распоряженийПравительства Кыргызской Республики от 15 февраля 2006 года № 71-р и от10  июня 2006 года № 310-р и предусматривает полное и надежное энергос-набжение потребителей на основе подъема собственной энергетической  ба-зы,  внедрение инновационных технологий,  существенное повышение эффек-тивности функционирования и  достижения  качественно  нового  состоянияТЭК.     НЭП является документом, определяющим цели, задачи и основные нап-равления среднесрочной и долгосрочной энергетической политики государс-тва и устанавливающим механизмы ее реализации.     Целевые установки НЭП предусматривают:     - научное обоснование условий эффективного, безопасного и устойчи-вого функционирования ТЭК;     - формирование системы взаимоотношений субъектов ТЭК, потребителейи государства в условиях становления рыночных отношений;     - формирование роли и места энергетики в создании предпосылок  длявывода  экономики страны на путь устойчивого развития и социальной ста-бильности общества.     Реализация главных  целей  НЭП  должна  осуществляться  в увязке сфункционированием всех отраслей экономики,  с учетом ресурсных и  науч-но-технологических  возможностей страны,  возможных негативных последс-твий от реализации проектов, совокупности макроэкономических и геополи-тических факторов,  оказывающих влияние на развитие взаимоотношений ор-ганов государственной власти, финансовых и хозяйственных структур.     Главным средством  для  достижения  целей и реализации приоритетовНЭП является формирование цивилизованного энергетического рынка и  эко-номических взаимоотношений его субъектов на базе совершенствования нор-мативной правовой базы.              1. Приоритеты стратегического развития ТЭК и            основы государственной энергетической политики      Главным приоритетом энергетической стратегии Кыргызской Республикиявляется рациональное и  эффективное  использование  природных  топлив-но-энергетических ресурсов,  имеющегося технического, научного и кадро-вого потенциала ТЭК для обеспечения энергетической безопасности страны,устойчивого развития экономики и повышения качества жизни населения.     Реализация приоритетных задач должна основываться на среднесрочнойи долгосрочной государственной энергетической политике.     Основная цель среднесрочной энергетической политики  -  финансовоеоздоровление и технологическое перевооружение ТЭК.     Основными составляющими энергетической политики на 2008-2010  годыявляются следующие блоки задач:     - обеспечение надежности и бесперебойности поставок энергии, преж-де всего внутренним потребителям;     - осуществление кардинальной реформы системы управления путем соз-дания  рыночных  институциональных  рамок и соответствующей нормативнойправовой базы, а также завершение структурные реформы ТЭК;     - обеспечение реализации сбалансированной тарифной и ценовой поли-тики, обеспечивающей покрытие реальных затрат энергетических компаний иисключающей перекрестное субсидирование потребителей;     - достижение сокращения потерь и прекращения хищений энергии;     - разработка  правила доступа к сетям и продажи энергии от альтер-нативных источников энергии и механизмов их субсидирования;     - улучшение финансового и корпоративного управления ТЭК,  усилениекоммерческой и финансовой дисциплины и достижение рентабельности  субъ-ектов отрасли;     - разработка программы технического перевооружения отрасли;     - совершенствование условий привлечения инвестиций в развитие ТЭК;     - осуществление мер по развитию  конкурентного  преимущества  Кыр-гызской Республики на региональном рынке электроэнергии;     - разработка программы по энергетической эффективности и  энергос-бережению с учетом обязательств по соглашениям с государствами - участ-никами Содружества Независимых Государств;     - разработка  программы замещения углеводородного топлива местнымиальтернативными источниками энергии в целях снижения зависимости от им-портируемых энергоресурсов и сокращения выбросов парниковых газов;     - обеспечение мониторинга финансового положения в электроэнергети-ческом секторе в целях ежегодного снижения на 1-2% от внутреннего вало-вого продукта (далее - ВВП) целевого показателя квазифискального  дефи-цита (далее - КФД).     Долгосрочная энергетическая политика Кыргызской Республики направ-лена  на защиту прав и законных интересов граждан и хозяйствующих субъ-ектов,  обеспечение обороны и безопасности государства, эффективное уп-равление государственной собственностью,  достижение качественно новогосостояния ТЭК и осуществляется на принципах последовательности действийгосударства  по реализации важнейших стратегических ориентиров развитияэнергетики и вопросов приватизации энергообъектов.     Стратегическими ориентирами  долгосрочной  энергетической политикиявляются энергетическая и экологическая безопасность, а также энергети-ческая и бюджетная эффективность.  Достижение указанных ориентиров, по-вышение управляемости процессом развития энергетики требуют  формирова-ния основных составляющих государственной энергетической политики.  Этопрежде всего обеспечение эффективного пользования государственным  фон-дом энергоресурсов, развитие внутренних топливно-энергетических рынков,формирование рационального топливно-энергетического баланса.     Главным инструментом осуществления энергетической политики являет-ся комплекс мер государственного экономического регулирования: ценового(тарифного), налогового, таможенного и антимонопольного.     При проведении энергетической политики государство в  полной  мередолжно использовать свои права собственника недр и активов ТЭК, в то жевремя осуществлять  реструктуризацию  государственной  собственности  ссохранением  действенного государственного контроля,  преимущественно всистемообразующих секторах ТЭК и на объектах повышенной опасности (гид-роэнергетика и другие).     Энергетическая безопасность - важнейшая составляющая  национальнойбезопасности Кыргызской Республики,  которая должна обеспечить надежноетопливо- и энергообеспечение.     Сложившаяся ситуация  в ТЭК свидетельствует,  что эти угрозы носятреальный характер. Имеет место значительное техническое и технологичес-кое отставание в топливодобывающих секторах,  сопровождаемое резким па-дением производства угля, нефти и газа и устойчивой зависимостью от им-порта углеводородного сырья. В электроэнергетике наблюдается диспропор-ция в структуре и размещении генерирующих мощностей, недостаточное раз-витие системообразующих электрических сетей, ограничивающее их пропуск-ную способность и повышающее риски ограничения потребителей.  Положениеусугубляется финансово-экономическим кризисом,  связанным с неплатежамии хищениями электроэнергии, неэффективным управлением отраслью, а такжеотсутствием  альтернатив  существующей практике тепло- и энергосбереже-ния.     Целью политики энергетической безопасности является последователь-ное улучшение ее следующих главных характеристик:     - способности  ТЭК  надежно обеспечивать экономически обоснованныйвнутренний и внешний опросы энергоносителями соответствующего  качестваи приемлемой стоимости;     - способности потребительского сектора  экономики  эффективно  ис-пользовать энергоресурсы,  предотвращая нерациональные затраты обществана энергообеспечение;     - устойчивости энергетического сектора к внешним и внутренним эко-номическим,  техногенным и природным угрозам,  а также его  способностиминимизировать ущерб, вызванный проявлением различных дестабилизирующихфакторов.     Важнейшими принципами  обеспечения энергетической безопасности яв-ляются:     - гарантированность и надежность энергообеспечения экономики и на-селения страны в полном объеме в обычных условиях и в минимально  необ-ходимом объеме - при угрозе возникновения чрезвычайных ситуаций;     - контроль со стороны государства и местных органов управления  занадежным  энергоснабжением объектов,  обеспечивающих безопасность госу-дарства;     - диверсификация используемых видов топлива и энергии;     - учет требований экологической  безопасности,  охраны  окружающейсреды и использования возобновляемых источников энергии (далее - ВИЭ);     - предотвращение  нерационального   использования   энергоресурсов(взаимосвязь с политикой энергетической эффективности);     - создание экономических условий (прежде всего за счет налоговых итаможенных  мер),  обеспечивающих равную выгоду поставок энергоресурсовна внутренний и внешний рынки и рационализацию структуры экспорта;     - создание   и  производство  конкурентоспособного  отечественногоэнергетического оборудования, привлечения в ТЭК экологически безопасныхи экономически эффективных технологий.     Для обеспечения энергетической безопасности необходимо осуществитьмодернизацию  во многом морально устаревшей и физически изношенной тех-нологической базы ТЭК и обеспечить воспроизводство  его  вырабатываемойресурсной  базы,  а  также изменение структуры потребления и размещенияпроизводства топливно-энергетических ресурсов. При этом, предусматрива-ется увеличение использования гидроэнергетических ресурсов и ВИЭ.     Основными принципами  государственной  энергетической  политики  вбюджетной эффективности отрасли являются:     - устойчивая  перспектива  определения  государством   необходимыхпрогнозных объемов прямых поступлений в бюджет от организаций энергети-ческого сектора;     - комплексная оценка текущих и перспективных результатов измененияструктуры и стоимости государственной собственности (госактивов в ТЭК);     - сбалансированность роста капитализации энергетического сектора иобъема обеспечиваемых им бюджетных поступлений;     - последовательность  и адресность в использовании государственныхсредств, а также инвестиций, осуществляемых под контролем государства.     Государственная энергетическая  политика и механизмы ее реализациидолжны отвечать требованиям социальной направленности и проводиться  наследующих основных принципах:     - обеспечение равной доступности энергоносителей для потребителей;     - поддержание  паритета цен (тарифов) на энергоносители при прове-дении ценовой реформы на доступном для потребителей уровне;     - проведение адресной поддержки малоимущих слоев населения при по-вышении цен (тарифных ставок);     - обеспечение  социальной защиты работникам ТЭК при реформированиипредприятий (закрытие предприятий, сокращение численности);     - предоставление компенсаций за причиненный ущерб населению,  свя-занный со строительством энергообъектов, согласно законодательству Кыр-гызской Республики.           2. Состояние и основные направления перспективного              развития отраслей ТЭК Кыргызской Республики      2.1. Электроэнергетика      Электроэнергетический сектор (далее - ЭЭС) ТЭК структурно  состоитиз семи акционерных энергетических компаний с государственным контроль-ным пакетом акций,  в том числе одной генерирующей (ОАО  "Электрическиестанции"),  одной электросетевой передающей (ОАО "Национальная электри-ческая сеть  Кыргызстана"),  четырех  электросетевых  распределительных(ОАО "Северэлектро",  ОАО "Востокэлектро", ОАО "Ошэлектро" и ОАО "Жала-лабатэлектро") и одной теплосетевой (ОАО  "Бишкектеплосеть"),  а  такжеакционерных компаний с частным капиталом - ОАО "Чакан ГЭС", Быстровскаяи Калининская ГЭС.     Производственная база  ЭЭС  включает 17 электрических станций сум-марной установленной мощностью 3680 МВт,  в т.ч.,  15 ГЭС (2950 МВт)  идве ТЭЦ (730 МВт),  более 70 тыс. км ЛЭП напряжением 0,4-500 кВ, из них546 км - линии 500 кВ, 1714 км - линии 220 кВ и 4380 км - линии 110 кВ,а  также  около  490 трансформаторных подстанций напряжением 35-500 кВ,суммарной мощностью более 8000 МВА.     В настоящее время ЭЭС,  располагая системой производства, передачии распределения, в целом обеспечивает потребность страны в электроэнер-гии  и  централизованном  теплоснабжении городов Бишкек и Ош,  сохраняястабильные объемы производства электроэнергии на  уровне  14,486  млрд.кВтч в 2006 году и до 14,601 млрд. кВтч - в 2007 году.     ЭЭС оказывает определяющее влияние на состояние и перспективы раз-вития национальной экономики:  на его долю приходится около 3,9%  ВВП и16%  объема промышленного производства,  10%  доходов в республиканскийбюджет.  Развитая  электроэнергетическая  сеть  обеспечивает  доступ  кэлектроэнергии практически для подавляющего большинства населения. В тоже время,  по потреблению электроэнергии на душу населения (1351 кВтч),республика отстает от общемирового показателя (2343 кВтч/чел.), а такжеот показателей соседних государств: Казахстана (3312 кВтч/чел.), Таджи-кистана (2172 кВтч/чел.) и Узбекистана (1796 кВтч/чел.).     В последние  годы в республике проводились мероприятия по укрепле-нию энергетической независимости страны за счет развития внутренних ма-гистральных  электрических  сетей  и генерирующих источников.  Выполнензначительный объем работ по техническому перевооружению и развитию сис-тем коммерческого учета электроэнергии, обеспечивающих формирование оп-тового рынка электрической мощности и энергии. Проведено реформированиепроизводственных  структур ЭЭС на функциональной основе с целью адапта-ции их к рыночным методам хозяйствования,  проведены  акционирование  ичастичная приватизация предприятий. Созданы рычаги государственного ре-гулирования деятельности ЭЭС, адекватные условиям рыночной экономике, спередачей функций корпоративного управления акционерными обществами Го-сударственному комитету Кыргызской Республики по  управлению  государс-твенным имуществом и созданием регулятивного органа - с 2007 года Госу-дарственному  департаменту  по  регулированию  топливно-энергетическогокомплекса  при Министерстве промышленности,  энергетики и топливных ре-сурсов Кыргызской Республики.     Разработан и  принят ряд нормативных правовых актов,  регулирующихвзаимоотношения в ЭЭС,  начато формирование нормативной  правовой  базыдля реализации энергосберегающей политики.     Однако, эти действия оказались недостаточными, и отрасль испытыва-ет следующие трудности:     - проведенная в 2001 году реструктуризация  вертикально-интегриро-ванной монопольной электроэнергетической компании на функциональной ос-нове не обеспечила ожидаемых положительных результатов из-за отсутствиянеобходимых рыночных механизмов и соответствующей законодательной базы;     - продолжает оставаться тяжелым финансовое состояние  энергетичес-ких  компаний,  особенно  распределительных компаний:  в 2007 году сборплатежей за потребленную электроэнергию по выставленным счетам  распре-делительных компаний составил 85,7%;  накопленная дебиторская задолжен-ность потребителей перед РЭК достигла - 3528 млн.  сомов, что сковываетдеятельность энергетических компаний и их взаимоотношения с другими хо-зяйствующими субъектами,  а также создает проблемы урегулирования  кре-дитных и налоговых обязательств перед бюджетом республики;     - не обеспечивается сокращение системных потерь  электроэнергии  враспределительных  сетях,  которые стабильно превышают в последние годыуровень 40%  от выработанной электроэнергии, при этом, значительные по-тери приходятся на распредкомпании, в которых в 2007 году потери соста-вили 36,2% от общего его поступления в РЭКи;     - не  принимаются  решительные действия по улучшению менеджмента итехническому оснащению систем коммерческого учета,  недостаточно внима-ния  уделяется  созданию автоматизированной системы коммерческого учетаэлектрической энергии (АСКУЭ);     - государственные органы и энергетические компании не осуществляютцеленаправленные и последовательные действия по созданию энергетическо-го рынка и введению рыночных механизмов;     - ситуация усугубляется низкими  тарифами  на  электроэнергию,  непокрывающими затраты на ее производство, передачу и распределение;     - несовершенство учета реального потребления электроэнергии и  су-ществующая  практика  перекрестного субсидирования в ОАО "Электрическиестанции" затрудняет привлечение инвестиций  и  развитие  конкуренции  вэнергетической отрасли;     - постоянный рост потребления электроэнергии при сохранении низкихтарифов  приводит  к перегрузкам и массовым повреждениям оборудования враспределительных сетях; дефицит по выработке электроэнергии составляетоколо 10 млн. кВтч., причем только по северу республики - 200-300 МВт;     - последние 15 лет для энергетики Кыргызской Республики характери-зовались устойчивым падением объемов финансирования, выделяемого на мо-дернизацию отрасли и техническое перевооружение; в настоящее время сте-пень износа основного оборудования электрических станций и сетей дости-гает 50%;     - из-за отсутствия инвестиций остается незавершенным начатое более15 лет назад строительство перспективных генерирующих источников  (Кам-баратинские ГЭС, ТЭЦ-2 города Бишкек);     - существующая нестабильность в  финансово-экономической  деятель-ности  энергокомпаний оказывает негативное влияние на состояние макроэ-кономической безопасности страны в целом;     - основными внутренними причинами, подрывающими энергетическую бе-зопасность,  являются: низкий уровень финансового менеджмента и прибор-ного  обеспечения коммерческого учета;  хищение электроэнергии;  низкаяплатежная дисциплина со стороны потребителей электроэнергии; отсутствиедолжного  внимания и надежных источников финансирования для обеспечениязатрат на восстановление и реконструкцию оборудования;     - недостаточно сбалансированная политика в сфере развития межгосу-дарственных энергетических связей и интеграции ЭЭС страны в формируемыйобъединенный  рынок  электрической  мощности и энергии государств Цент-рально-Азиатского региона (ЦАР) не обеспечивает бескомпромиссное  расп-ределение  водных  и  электроэнергетических  ресурсов в регионе и можетпривести к вытеснению Кыргызской Республики с регионального рынка  экс-порта электроэнергии;     - попытки привлечения инвестиций в электроэнергетику для ввода но-вых мощностей не приносят желаемых результатов,  за исключением неболь-ших объемов капиталовложений в рамках программы государственных  инвес-тиций и собственных средств компаний в развитие производственной базы.     Главными целями развития электроэнергетики на период до 2025  годаявляются:     - формирование структуры и размещение генерирующих мощностей и пе-редающих магистральных электрических сетей,  гарантирующих энергетичес-кую безопасность и самообеспеченность Кыргызской  Республики  энергоре-сурсами;     - обеспечение надежного снабжения электрической и тепловой энерги-ей внутренних потребностей экономики и населения страны;     - завершение реформирования ЭЭС как полноценного элемента рыночнойэкономики  в соответствии с новыми положениями энергетической политики,с принятием необходимых законодательных и нормативных  правовых  актов,направленных на регулирование происходящих в секторе процессов;     - доведение до уровня,  приближающегося к мировым показателям, ос-новных индикаторов эффективности производства, передачи и распределенияэлектрической и тепловой энергии,  вредного воздействия  на  окружающуюсреду;     - модернизация и наращивание производственного  потенциала  ЭЭС  иповышение  его  эффективности на основе использования новых технологий,внедрения автоматизированных систем управления и оптимального регулиро-вания графиков нагрузки;     - создание комплексов генерирующих мощностей  и  передающих  линийэлектропередачи  на  базе  использования гидроэнергетических ресурсов иугольных месторождений  страны,  ориентированных,  преимущественно,  наэкспорт  электроэнергии  и  электроснабжение крупных энергоемких произ-водств,  способствующих повышению эффективности отрасли  и  устойчивомуразвитию экономики Кыргызской Республики;     - активное участие в процессах межгосударственной интеграции в об-ласти  электроэнергетики  в рамках ЕврАзЭС и на двусторонней основе,  вподготовке и создании единого конкурентного рынка электрической энергиии мощности.     Темпы реализации стратегических целей и решение связанных  с  этимзадач в ЭЭС определяются развитием экономики страны в целом, имеющимисяинвестиционными возможностями,  эффективностью преодоления диспропорцийв секторе,  сложившихся до 2005 года, и относительно высокими инерцион-ностью и капиталоемкостью процессов в энергетике.     На первом этапе (ориентировочно, 2008-2010 годы) будет осуществле-но углубление структурных реформ,  и укрепление рыночных начал в финан-сово-хозяйственной деятельности, формирующих фундамент устойчивого раз-вития сектора.  Этот период будет характеризоваться проведением сбалан-сированной ценовой и тарифной политики на энергоносители, ограниченнымиинвестиционными возможностями,  необходимостью использования существую-щего производственного, технологического и кадрового потенциала и отно-сительно невысокими темпами структурной перестройки и роста показателейэффективности.  В  течение  этого периода в основном должны быть решеныпроблемы привлечения инвестиций и управленческих "ноу-хау" в  распреде-лительных энергокомпаниях за счет участия частного капитала.     В последующие годы (с 2011 года по 2025 год), по завершении струк-турных  и рыночных реформ в акционерных энергокомпаниях,  появится воз-можность формирования инвестиционного потенциала, который будет направ-ляться  на  техническое перевооружение производства и реконструкции,  атакже на развитие сектора.     Кардинальное изменение  темпов роста производственной базы ЭЭС бу-дет связано с приходом крупных внешних инвесторов и  может  происходитькак на первом этапе, так и в последующие годы.     Первостепенными задачами в ЭЭС экономики на 2008-2010 годы являют-ся:     - проведение реформы системы управления  энергетическим  сектором,создание необходимых институциональных рамок и нормативной правовой ба-зы, завершение структурной реформы сектора;     - разработка  и  проведение  сбалансированной и стимулирующей ростреального сектора экономики тарифной политики,  обеспечивающей покрытиефактических затрат энергетических компаний на производство,  передачу ираспределение электрической и тепловой энергии и исключающей перекрест-ное субсидирование потребителей;  разработка и осуществление практичес-ких мер по сокращению потерь и хищений энергии;     - улучшение  финансового  состояния  и  корпоративного  управлениясубъектов энергетического сектора,  усиление коммерческой и  финансовойдисциплины в секторе и достижение рентабельности субъектов отрасли; ук-репление финансового положения в ЭЭС путем ежегодного снижения - квази-фискального дефицита в энергетике на 1,3% от ВВП;     - кардинальное улучшение менеджмента и технического оснащения сис-тем коммерческого учета с переходом к созданию АСКУЭ;     - завершение строительства Камбаратинской ГЭС-2 с выделением  зап-ланированных  до  конца  2009  года бюджетных ассигнований в объеме 3,5млрд. сомов;     - создание  полноценного внутреннего энергетического рынка с обес-печением конкурентной среды в области выработки и продажи  электроэнер-гии путем строительства малых ГЭС и других альтернативных источников;     - принятие мер по сохранению конкурентного преимущества Кыргызста-на  на региональном экспортном рынке электроэнергии и развитию экспорт-ного потенциала на основе внедрения открытого  регионального  энергети-ческого рынка;     - разработка научно-технических основ развития отрасли и  созданиебазы  данных  технико-экономического обоснования (далее - ТЭО) перспек-тивных объектов электроэнергетики;     - совершенствование  условий привлечения частных инвестиций в раз-витие сектора.     Основой реализации этих задач следует считать увеличение выработкиэлектроэнергии путем реабилитации существующих генерирующих  мощностей,в  первую  очередь реконструкцию Бишкекской ТЭЦ-1,  Уч-Курганской ГЭС иАт-Башинской ГЭС,  с привлечением инвестиций в объеме 3,08 млрд.  сомовили 75 млн. долл.США. Предстоит освоение гидроэнергетического потенциа-ла реки Нарын путем строительства в 2008-2012 годы Камбаратинской ГЭС-2установленной мощностью 360 МВт, с пуском первого агрегата к концу 2009года,  в 2012-2020 годы - Камбаратинской ГЭС-1 - 1900 МВт,  в 2010-2020годы - станций Верхне-Нарынского каскада ГЭС,  а также увеличения ростамощности и производства электроэнергии на  Бишкекской  ТЭЦ.  Намечаемыеобъекты,  предполагаемые сроки ввода мощностей и выработка электроэнер-гии приведены в таблицах 2.1 и 2.2. Кроме того, в прогнозный период бу-дут  сооружаться объекты малой гидроэнергетики,  выработка которых воз-растет с 85 до 1,6 млрд. кВтч.                                                             Таблица 2.1                                 ПРОГНОЗ               ввода в действие генерирующих источников                        на период до 2025 года -----------------------------------------------------------------------|   Наименование    |Устан.|   Сроки  |2009 г.|2015 г.|2020 г.|2025 г.||                   | мощн.|строитель-|       |       |       |       ||                   |  МВт |   ства   |       |       |       |       ||                   |      |  (годы)  |       |       |       |       ||-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------||Камбаратинские     | 1900 | 2013-2023|       |       |  475  |  1425 ||ГЭС № 1, № 2       |------|----------|-------|-------|-------|-------||                   |  360 | 2007-2011|  120  |  240  |       |       ||-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------||Верхне-Нарынские   |  180 | 2012-2020|       |       |  180  |       ||ГЭС № 1, 2, 3      |      |          |       |       |       |       ||-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------||Ак-Булунская       |  200 | 2016-2024|       |       |       |   200 ||-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------||Сары-Джазские ГЭС  | 1200 | 2012-2025|       |       |       |       ||-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------||Кара-Кечинская ТЭС | 1200 | 2016-2015|       |       |       |       ||-------------------|------|----------|-------|-------|-------|-------||Всего              |      |          |  120  |  240  |  655  |  1625 |-----------------------------------------------------------------------                                                             Таблица 2.2                                 ПРОГНОЗ          производства электроэнергии в Кыргызской Республике            действующими и перспективными электростанциями                  на период до 2025 года (млрд. кВтч) -----------------------------------------------------------------------|             |2000 г.|2005 г.|2006 г.|2010 г.|2015 г.|2020 г.|2025 г.||-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------||Нижне-Нарын- | 13,557|13,88  |13,642 | 12,294| 14,547| 14,547| 14,547||ский каскад  |       |       |       |       |       |       |       ||ГЭС          |       |       |       |       |       |       |       ||-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------||ТЭЦ          |  1,164| 1,367 | 0,890 |  1,077|  2,350|  2,350|  2,350||-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------||Малые ГЭС    |       | 0,0846| 0,0846|  0,18 |  0,78 |  1,1  |  1,6  ||-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------||НВиЭ         |       | 0,015 | 0,015 |  0,02 |  0,025|  0,03 |  0,045||-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------||Камбаратин-  |       |       |       |       |       |  1,2  |  5,6  ||ские ГЭС № 1 |       |       |       |       |       |       |       ||-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------||№ 2          |       |       |       |  0,7  |  1,1  |  1,1  |  1,1  ||-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------||Верхне-Нарын-|       |       |       |       |       |  0,75 |  0,75 ||ские № 1, 2, |       |       |       |       |       |       |       ||3            |       |       |       |       |       |       |       ||-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------||Ак-Булунская |       |       |       |       |       |       |  0,75 ||-------------|-------|-------|-------|-------|-------|-------|-------||Всего        | 14,721|15,3466|14,6316| 14,271| 18,60 | 21,075| 26,742||произведено  |       |       |       |       |       |       |       ||электроэнер- |       |       |       |       |       |       |       ||гии          |       |       |       |       |       |       |       |-----------------------------------------------------------------------     При благоприятных инвестиционных условиях  возможно  строительствоСары-Джазских   ГЭС  суммарной  установленной  мощностью  1200  МВт,  к2020-2025 годам.  Альтернативными вариантами для усиления базовой  мощ-ности  энергосистемы  являются строительство Бишкекской ТЭЦ-2 мощностью400 МВт и сооружение Кара-Кечинской тепловой  электростанции  мощностью1200 МВт (далее - ТЭС) на угольном месторождении "Кара-Кече".     Выдача мощности и энергии в перспективе  требует  соответствующегоразвития  магистральных  электрических сетей 220-500 кВ за счет решенияпроблем усиления связи 500 кВ Юг-Север энергосистемы страны. Для увели-чения  передачи  электроэнергии на север республики необходимо созданиенового питающего центра 500 кВ - подстанции 500/220 кВ  "Кемин"  с  ЛЭП500 кВ Юг-Север, позволяющих в будущем выполнить присоединение и выдачумощности Камбаратинских ГЭС.  Для развития магистральных  электрическихсетей юга республики и снятия энергозависимости от соседних стран наме-чается строительство подстанции 500/220 кВ "Датка".  Со  строительствомподстанции "Датка" предполагается реконструкция сетей 220 кВ общей про-тяженностью 360 км.  В 2008-2010  годы  намечается  завершение  проекта"Улучшение  электроснабжения  Баткенской области" (строительство ВЛ-110кВ "Айгульташ-Самат").  Кроме того, необходимо строительство ЛЭП-500 кВ"Датка-Худжанд"  (Таджикистан) для экспорта электроэнергии и энергосис-темы стран Южной Азии.     Доставка энергии до потребителя предполагает реконструкцию сущест-вующих и строительство новых распределительных сетей,  для чего необхо-димо, в первую очередь, обеспечить выход из сложившейся критической фи-нансово-экономической ситуации в связи с неплатежами и хищениями элект-роэнергии. Это требует незамедлительных мер, направленных на ускоренноеоздоровление распредкомпаний,  посредством полномасштабной реструктури-зации и приватизации, с привлечением частного сектора и инвестиций, ко-торые,  в конечном счете,  должны привести к повышению уровня управлен-ческого потенциала и эффективности их деятельности.     Прогнозные оценки электробаланса на 2008-2010 годы и до 2025  года(таблица  3.2) показывают,  что намечаемая стратегия развития электроэ-нергетики сможет обеспечить покрытие перспективного  роста  потребленияэнергии отраслями экономики, соответствующего программе стратегическогоразвития страны,  и позволит увеличить экспортный потенциал  отрасли  к2025 году в объеме 4,2 млрд. кВтч.     В связи с реальной возможностью наращивания экспортного потенциалаэлектроэнергетики  страны и наметившейся перспективой реализации инвес-тиционного проекта по импорту в Афганистан и Пакистан электроэнергии изТаджикистана и Кыргызской Республики, ОАО "Электрические станции" и ОАО"НЭС Кыргызстана" необходимо принять конкретные меры по участию в  этомпроекте.      2.2. Угольная промышленность      В Кыргызской  Республике  прогнозные  запасы  70 основных угольныхместорождений оцениваются величиной более чем 2,2 млрд.т при балансовыхзапасах - 1317 млн.т.     Существующая структура угольной промышленности включает 23  уголь-ные компании (объединенные под управлением Государственного предприятия"Комур"),  являющиеся акционерными обществами открытого типа, а также 7малых  предприятий,  осуществляющих  сезонные  работы  по добыче угля восенне-зимний период, производственная деятельность которых контролиру-ется  Государственным агентством по геологии и минеральных ресурсов приПравительстве Кыргызской Республики как органом,  выдающим лицензии  направо ведения добычных работ в пределах лицензионных площадей, и Нацио-нальным статистическим комитетом Кыргызской Республики.     За время  эксплуатационных  работ в угольной промышленности макси-мальный уровень добычи был достигнут в 1979 году - 4508 тыс.т.  Начинаяс  1980  года,  происходило  постепенное снижение объема добычи до 3148тыс.т в 1991 году.  С 1992 года отмечается резкое падение производства:с 1942 тыс.т до 321,1 тыс.т в 2006 году, с ожидаемым ростом объемов до-бычи - до 402,5 тыс.т в 2009 году.  Одновременно за 1991-2006 годы в  3раза уменьшились объемы импорта угля, составив в 2006 году 907,4 тыс.т.     Такое положение обусловлено высокими затратами на  транспортировкуугля,  отсталой технологией добычи, большим износом основных производс-твенных фондов,  достигающим 95%, неэффективностью большинства угольныхкомпаний  в  условиях уменьшения спроса на уголь и снижения платежеспо-собности потребителей.  Многие угольные  шахты  и  разрезы,  заложенные40-50 лет назад, отрабатывают запасы угля, которые, по общепризнанным вмировой практике критериям (малая  мощность,  крутое  падение,  высокаязольность и др.),  являются нетехнологичными. Шахтный фонд изношен, ис-пользуемое оборудование,  в основном,  не соответствует технологическимтребованиям сегодняшнего дня. Резкий рост железнодорожных тарифов и па-дение спроса на уголь привели к снижению объемов  добычи  угля  и,  какследствие, - росту удельных затрат на его производство.     Основными причинами кризисного состояния  угольной  промышленностиявляются отсутствие эффективного собственника низкий уровень менеджмен-та.     Потребность в угле отраслей экономики и населения республики пред-полагается покрыть за счет увеличения добычи  в  2010  году  -  до  460тыс.т,  с последующим ростом к 2025 году до 1700 тыс.т.  В случае вводаКара-Кечинской ТЭС добыча угля к 2025 году возрастет до 3 млн.т  (табл.3.3).     Основными целями реформирования угольной промышленности являются:     - формирование конкурентоспособных угольных компаний, обеспечиваю-щих самофинансирование в длительной перспективе;     - создание конкурентного угольного рынка;     - улучшение условий труда и безопасности работы в угольной промыш-ленности;     - социально-экономическое и экологическое оздоровление угледобыва-ющих регионов.     Для дальнейшего развития отрасли существуют следующие предпосылки:     - значительные промышленные запасы угля;     - наличие подготовленной базы для разработки месторождений;     - производственный персонал;     - увеличение выработки энергии на тепловых электрических  станцияхс использованием угля месторождения "Кара-Кече";     - более широкое использование угля для производственных нужд, ком-мунальных потребителей и населения.     Рост объемов добычи угля предполагается осуществлять за счет  под-держания и увеличения на 30%  уровней его добычи на существующих уголь-ных  предприятиях  буроугольного  месторождения   "Кара-Кече",   шахтах"Беш-Бурхан", "Жергалан", "Сулюкта" и "Таш-Кумыр".     В долгосрочной перспективе расширение мощности разреза "Кара-Кече"до  проектного уровня от 1500 до 3000 тыс.т угля в год даст возможностьобеспечить топливоснабжение  намечаемого  строительства  Кара-КечинскойТЭС,  тем  самым  обеспечить  север республики базовой электроэнергией,снять часть электрической нагрузки с ТЭЦ города Бишкек и ограничить им-порт  дорогостоящего  газа и угля.  Осуществление этих работ возможно спривлечением иностранных инвестиций.     Кара-Кечинскую ТЭС  мощностью 1200 МВт планируется строить в Джум-гальском районе Нарынской области,  вблизи угледобывающих  предприятий,разрабатывающих Кавакский буроугольный бассейн.     Детально разведанные запасы угля по Кавакскому бассейну составляют279,3 млн.т,  в том числе месторождение "Кара-Кече" для открытых горныхработ - 192,5 млн.т.     Обеспечение Кара-Кечинской ТЭС потребует добычи не менее 2,5 млн.тугля в год.  Вопросы размещения  отвалов  пустых  пород,  строительствакарьерных дорог и водоселевых сооружений,  проведение рекультивационныхи природоохранных мер будут решаться в рамках Программы развития уголь-ной промышленности на период до 2015 года.  Параллельно прорабатываетсявопрос создания единого угледобывающего предприятия на базе  существую-щих угольных предприятий, разрабатывающих в настоящее время месторожде-ние "Кара-Кече".  Учитывая,  что угледобывающие предприятия должны пос-тавлять  уголь населению,  промышленным предприятиям и организациям На-рынской,  Иссык-Кульской, Таласской и Чуйской областей, общий объем до-бычи должен быть не менее 3 млн.т угля в год.     Планируется, в первую очередь,  увеличить добычу угля на действую-щих  угледобывающих предприятиях с последующим вовлечением в разработкудругих месторождений, после проведения на них детальной разведки.     На момент  выхода  Кара-Кечинской  ТЭС  на полную производственнуюмощность распределение объемов добычи угля  будет  выглядеть  следующимобразом: месторождение "Кара-Кече" - 2 млн.т, месторождение "Мин-Куш" -900 тыс.т, прочие месторождения - 300 тыс.т.     Потребность в  горношахтном оборудовании для угольных разрезов Ка-вакского буроугольного бассейна для обеспечения объема добычи 3 млн.т вгод составляет 3,22 млрд. сомов (78,420 млн. долл.США).     В целях увеличения объемов добычи угля на Кавакском  месторождениинеобходимо выполнить работы по реконструкции существующих грунтовых ав-тодорог,  мостов на участках "Дыйкан-Кара-Кече" протяженностью  39  км,с.Арал до п.Мин-Куш протяженностью 35 км, а также участки технологичес-ких подъездных дорог от поселков до участков открытых работ. Ориентиро-вочная стоимость работ - 139,43 млн. сомов (3,4 млн. долл.США).      2.3. Нефтегазодобывающая промышленность и нефтегазоснабжение      По прогнозным оценкам,  запасы неразведанных ресурсов нефти и газав Кыргызской Республике составляют порядка 289 млн.т.у.т. На территорииДжалал-Абадской, Ошской и Баткенской областей разрабатываются 15 нефте-газовых месторождений с извлекаемыми  промышленными  запасами  нефти  -11,6 млн.т и природного газа - 4,9 млрд.  куб.м. Добыча нефти и природ-ного газа имеет незначительные объемы и за период 1991-2007 годов  сни-зилась в 2,2 раза по нефти и в 6,4 раза по газу.     Нефтегазодобывающую отрасль Кыргызской Республики представляет ак-ционерное общество (далее - АО) "Кыргызнефтегаз".     Все нефтегазовые месторождения были открыты более  70  лет  назад,находятся  на  поздней стадии разработки и выработаны почти на 70%.  Изоставшихся запасов нефти 80% являются трудно извлекаемыми. Их отработкатребует дополнительных затрат и применения специальных технологий. Фондэксплуатационных скважин АО "Кыргызнефтегаз" сформирован в основном  изскважин бурения 60-х - 70-х годов.  Самые новые нефтяные скважины, про-буренные в 1992 году,  уже имеют амортизацию в 30%. Естественное сниже-ние  объемов добычи за счет всех этих факторов составляет 5 тыс.т нефтиежегодно.  Объем добычи снизился со 142,7 тыс.т в  1991  году  до  68,2тыс.т в 2007 году.  Для прекращения дальнейшего спада добычи нефти уси-ленно проводятся соответствующие технические  мероприятия.  Планируетсяежегодное введение до 5 новых скважин, что позволит, наряду с использо-ванием новых технологий в  нефтедобыче,  увеличить  объем  производстванефти,  а затем стабилизировать ее на уровне 80 тыс.т в год, с перспек-тивой добычи до 95 тыс.т после 2010 года.     Уровень добычи природного газа снижается вследствие выработки мес-торождений,  износа оборудования, а также из-за отсутствия финансирова-ния.  В 2006 году было добыто 19,4 млн.  куб.м газа, в 2007 году - 14,9млн. куб.м. По прогнозу, в 2010 году и далее планируется добывать по 25млн. куб.м газа ежегодно.     В долгосрочной перспективе обеспечение дальнейшего роста  возможнотолько  за счет разведки новых месторождений на перспективных площадях,прогнозные запасы которых оцениваются в Ферганской долине в  109  млн.тусловного топлива (далее - т.у.т), в Алайской долине - 50 млн.т.у.т., вНарынской впадине -  75  млн.т.у.т.,  в  Иссык-Кульской  впадине  -  25млн.т.у.т.,  в  Восточно-Чуйской  впадине - 30 млн.т.у.т.  На период до2010 года предусмотрено бурение новых эксплуатационных скважин с выпол-нением глубокого бурения.     Для увеличения добычи нефти и газа до планируемых объемов потребу-ется 868,7 млн.  сомов. Выполнение этих работ предусмотрено с привлече-нием иностранных инвестиций,  при этом,  за счет собственных средств АО"Кыргызнефтегаз" намерено ежегодно выделять до 120 млн. сомов.     Суммарное потребление нефтепродуктов за 1991-2006 годы сократилосьв 2,2 раза,  с 2778 тыс.т до 1156 тыс.т, природного газа за этот период- с 2,08 млрд. куб.м до 648 млн. куб.м, или более чем в 3 раза. В целомсамообеспеченность республики нефтепродуктами и природным газом состав-ляет менее 5%  и полностью зависит от внешних поставок  нефтепродуктов,природного газа.     В нефтеперерабатывающей отрасли фактически работает одно предприя-тие - СП "Кыргыз Петролеум Компани" (НПЗ), которое в основном перераба-тывает кыргызскую нефть, добываемую АО "Кыргызнефтегаз", с объемом пос-тавок, не обеспечивающим производственные мощности завода.     За последние три года произведено 84 тыс.т бензина, 76,1 тыс.т ди-зельного  топлива и 122,8 тыс.т мазута,  со средним ежегодным снижениемпроизводства бензина на 4%  и мазута - на 3%. Более стабильным остаетсяпроизводство дизельного топлива.     Для стабильного производства нефтепродуктов,  обеспечивающих  пот-ребности  рынка  Кыргызской Республики,  используются импортное сырье икомпоненты,  ввоз которых связан с высокими ставками акцизов на  нефть,газоконденсат  и бензин.  Это делает производство нефтепродуктов в Кыр-гызскую Республику проблематичным и неконкурентоспособным по качеству ицене. В связи с этим для геологического изучения недр на нефтегазоперс-пективных площадях Кыргызской Республики 14  мая  2007  года  подписаноСоглашение  "Об общих принципах проведения геологического изучения недрна нефтегазоперспективных площадях Кыргызской Республики" между  Прави-тельством Кыргызской Республики и ОАО "Газпром" (Российская Федерация).     В настоящее время по  поручению  закрытого  акционерного  общества(далее  -  ЗАО)  "Зарубежнефтегаз" (уполномоченный представитель в Кыр-гызской Республике ОАО "Газпром") общество с  ограниченной  ответствен-ностью  "Всероссийский научно-исследовательский институт "Газ" подгото-вило технико-экономическую оценку геологического изучения недр на перс-пективных  площадях по нефти и газу в Кыргызской Республике и поэтапнуюпрограмму геологоразведочных работ.  После изучения представленных  об-ществом  с ограниченной ответственностью "Всероссийский научно-исследо-вательский институт "Газ" материалов Государственным агентством по гео-логии  и  минеральным  ресурсам при Правительстве Кыргызской Республикивыдана лицензия ОАО "Газпром" на проведение геологоразведочных работ наместорождениях "Кугарт" и "Майлису IV".     Структурная политика в нефтегазовой отрасли в большой степени  бу-дет  связана  с  совершенствованием налоговой политики по регулированиюнедропользования,  привлечением прямых инвестиций в разработку и добычуновых месторождений нефти и газа, загрузкой на полную мощность предпри-ятий по нефтепереработке в республике.  В  нефтепереработке  необходимообеспечить  полную  загрузку производства СП "Кыргыз Петролеум Компани"до 500 тыс.т и реанимацию СП "Восток" с доведением производства продук-ции на нем до 180 тыс.т в год.     Стратегия развития газоснабжения будет направлена на создание  ус-ловий  для  обеспечения  надежного газоснабжения,  разгосударствления иприватизации газового хозяйства страны, реконструкции и развития газот-ранспортных сетей.     Поставку природного газа потребителям Кыргызской Республики в объ-еме  порядка  500 млн.  куб.м в год и оказание услуг по транспортировкеказахстанского транзитного природного газа по магистральному газопрово-ду,  расположенному в Чуйской долине,  осуществляет ОАО "Кыргызгаз". Погазопроводам, проходящим по территории южной части республики, осущест-вляется  транзит природного газа потребителям Ферганской долины Респуб-лики Узбекистан.  По прямым договорам в Кыргызскую Республику поступаетоколо 300 млн. куб.м природного газа.     ОАО "Кыргызгаз" является естественным монополистом в осуществлениивсего  комплекса задач по обеспечению потребителей республики природными сжиженным газом,  эксплуатируя 708,7  км  магистральных  газопроводов(МГ);  590,8 км газопроводов среднего давления;  1624,3 км газопроводовнизкого давления; 13,9 км газопроводов высокого давления; 203 газорасп-ределительных пунктов (ГРП) и 717 шкафных газораспределительных пунктов(ШГРП).     Эксплуатируемая в настоящее время часть магистрального газопроводана севере страны проложена в одно- и двухниточном исполнении  диаметром720  мм.  Из-за плохого технического состояния двухниточного участка МГфактически 112 км газопровода эксплуатируются в  однониточном  исполне-нии.  В  соответствии  с требованиями эксплуатации,  предусматривающимиобязательное двухниточное исполнение магистральных газопроводов,  необ-ходимо завершить прокладку и обустройство второй нитки.     Основные активы ОАО "Кыргызгаз" эксплуатируются  в  течение  30-35лет и предельно изношены (более, чем на 70%). Анализ состояния газопро-водов и характер их повреждения показывают,  что основная часть  их  неподлежит восстановлению и требует замены.  Низкое техническое состояниегазопроводов приводит к потерям природного газа,  которые ежегодно сос-тавляют порядка 14-15% от объема поступлений в республику.     Финансово-экономическое состояние ОАО "Кыргызгаз"  характеризуетсябольшими  объемами дебиторской задолженности перед поставщиками природ-ного газа (Узбекистан,  Казахстан) и одновременно с кредиторской задол-женности со стороны ОАО "Электрические станции",  бюджетных организацийи населения. Из-за этого отсутствуют средства для восстановления полно-ценного функционирования магистрального газопровода,  распределительныхсетей среднего и низкого давления,  которые требуют значительных инвес-тиций.  Существующие цены на природный газ и их постоянный рост не даютвозможности в полной мере реализовать мероприятия по ремонту и  восста-новлению.  Необходимый объем инвестиций в модернизацию и ремонтно-восс-тановительные работы,  а также полную  замену  оборудования  составляет24,4 млрд. сомов (595 млн. долл.США).     В целях организации коммерческого учета  потребленного  газа  осу-ществляется  установка  газовых  счетчиков.  В  первую очередь газовымисчетчиками оснащаются категории потребителей с наибольшим  потреблениемприродного  газа:  это - дома в частном секторе,  где отсутствует цент-ральное отопление и горячее водоснабжение,  и многоквартирные  дома.  Кнастоящему времени газовые счетчики установлены примерно у 80%  населе-ния республики.     В целях  ускоренного проведения ремонтно-восстановительных работ имодернизации газотранспортной системы,  инвестирования средств в созда-ние новых газотранспортных мощностей на территории страны и обеспечениябесперебойного газоснабжения севера республики осуществлена передача  вдоверительное управление совместному кыргызско-казахстанскому предприя-тию "КырКазГаз" активов магистрального газопровода Бухарский газоносныйрайон  - Ташкент-Бишкек-Алматы (БГР-ТБА),  расположенного на территорииКыргызской Республики.  Это позволит обеспечить поступление беспроцент-ных инвестиций в совместное предприятие со стороны АО "КазТрансГаз" дляремонта и модернизации газотранспортных систем в период до 2008 года  вобъеме 717,68 млн.  сомов (17,5 млн.  долл.США), с возвратом полученныхкредитов в течение 2008-2025 годов.     Параллельно с  проектом совместного предприятия с АО "КазТрансГаз"рассматриваются перспективы сотрудничества с ОАО "Газпром",  с  которымподписано Соглашение "Об общих принципах проведения геологического изу-чения недр на нефтегазоперспективных  площадях  Кыргызской  Республики"между Правительством Кыргызской Республики и ОАО "Газпром",  предусмат-ривающее возможность создания совместного кыргызско-российского  предп-риятия по обеспечению поставки природного,  сжиженного газа и нефтепро-дуктов в Кыргызскую Республику, а также инвестирования денежных средствв  сумме  3280,8 млн.  сомов (80 млн.  долл.США) в АО "Кыргызнефтегаз".Рассматривался вопрос об учредительском вкладе  кыргызской  стороной  вуставной  капитал СП в виде госпакета акций АО "Кыргызнефтегаз" или де-нежных средств в сумме 82,02 млн. сомов (2 млн. долл.США).     Казахстанской стороной осуществляется проработка проекта по вопро-сам транспортировки туркменского и узбекского газа в объеме до 10 млрд.куб.м в Китайскую Народную Республику - через Алматы по действующим ма-гистральным газопроводам БГР-ТБА.  В случае прохождения газопровода  потерритории  севера  республики  Кыргызская Республика имеет возможностьучаствовать в этом проекте,  с  получением  платы  за  транзит  порядка615,15 млн. сомов (15 млн. долл.США) в год.     Для повышения эффективности функционирования ОАО "Кыргызгаз" необ-ходима разработка и реализация ряда мероприятий:     - создание условий для привлечения максимального  объема  отечест-венных и иностранных инвестиций и передовых технологий;     - разработка эффективной тарифной политики с государственной прог-раммой  защиты малообеспеченных слоев населения вследствие роста цен наэнергоносители;     - разработка  технико-экономического обоснования строительства га-зопроводов через территорию Кыргызской Республики;  создание стабилиза-ционного фонда технического переоснащения сетей АО "Кыргызгаз".     Завершение сооружения второй нитки магистрального  газопровода  научастке  от  ст.Чалдовар  до р.Чу позволит обеспечить надежную поставкуприродного газа потребителям севера республики и южных областей Респуб-лики  Казахстан,  с ежегодным получением доходов от транзита в сумме до135,34-143,54 млн. сомов (3,3-3,5 млн. долл.США); расширить сеть газос-набжения, увеличив число потребителей природного газа как среди населе-ния,  так и среди промышленных потребителей;  усовершенствовать системуучета путем постоянного обновления технических приборных средств.  Осо-бенно перспективным может стать проект строительства магистрального га-зопровода  через  территорию Кыргызской Республики в Китайскую НароднуюРеспублику,  что обеспечит значительные валютные поступления за транзитгаза.     Недостаточно высокий уровень сбора платежей за природный газ и ра-мочные  условия Узбекистана по оплате за природный газ приводят к дефи-циту средств и ограниченности финансовых возможностей  ОАО  "Кыргызгаз"для инвестиций в ремонтно-восстановительные работы,  а также модерниза-цию основных производственных средств.  В связи с этим ОАО  "Кыргызгаз"подготовило  ряд  инвестиционных  проектов по замене и модернизации ма-гистральных и распределительных  газопроводов,  оснащению  современнымиприборами учета газораспределительных станций,  замерных узлов, газоре-гуляторных пунктов и населения,  приобретению передвижных лабораторий иповерочных установок,  а также других приборов, и направило их потенци-альным инвесторам.  Общая сумма по этим проектам составляет 295,3  млн.сомов (7,2 млн. долл.США).     Высокая зависимость экономики от экспортных поставок газа выдвига-ет  задачу  получения собственного газа неуглеводородного происхождения(биогаз) путем широкого внедрения,  особенно в сельской местности, био-газовых установок и разработку соответствующей программы.      2.4. Теплоснабжение      Ежегодно в  республике  на цели отопления и горячего водоснабжениявырабатывается более 2,5 млн.  Гкал тепловой энергии,  в том  числе,  всистеме ОАО "Электрические станции" - до 60% общего объема выработки. В2006 году по сравнению с 1990 годом выработка тепловой  энергии  снизи-лась  в  3,1  раза и составила 2,794 млн.  Гкал и в 2007 году - до 2162млн.  Гкал,  что вызвано закрытием промышленных котельных и уменьшениемтепловой и электрической мощности ТЭЦ города Бишкек.     На производство тепловой энергии всеми теплогенерирующими источни-ками расходуется порядка 600 тыс.т.у.т.,  в том числе природного газа -53%, угля - 29%, топочного мазута - 18%. Сложившаяся структура топливо-потребления, когда около 80% составляет импортируемое топливо по ценам,близким к мировым, является высокозатратной и экономически невыгодной.     В настоящее  время  централизованное теплоснабжение существует в 4городах республики:  в городе Бишкек - 85%  жилого фонда,  городе Ош  -35-40%, городе Кызыл-Кия - 60% и городе Каракол - 26%.     Городские тепловые сети строились и вводились в  эксплуатацию  па-раллельно  с  вводом тепловых мощностей;  в настоящее время большинствотрубопроводов отработали нормативный срок и требуют замены. Их старениеведет  к снижению надежности работы,  что приводит к росту тепловых по-терь и утечек сетевой воды.     Изменения структуры потребления тепловой энергии в промышленности,в коммунально-бытовом секторе и населением произошли  из-за  сокращенияколичества потребителей, перевода части их на электротеплоснабжение приповышении тарифов на тепловую энергию.     Помимо тепловых  станций  и  крупных  котельных,  тепловую энергию(главным образом,  на отопление) вырабатывают ведомственные котельные икотельные  промышленных предприятий,  а также котельные управления Кыр-гызжилкоммунсоюза, в структуру которого входят 6 областных управлений.     Себестоимость 1 Гкал тепловой энергии,  вырабатываемой котельными,формируется в пределах 800-1000 сомов (в зависимости от вида  топлива).Разница между низкими отпускными ценами на теплоэнергию и высокими зат-ратами на ее производство покрывается для котельных Кыргызжилкоммунсою-за государством дотационными выплатами.     В производстве тепловой энергии значительное место занимают элект-рические  котельные  (около  3000)  с суммарной тепловой мощностью 4200Гкал/час,  что в 3,5 раза больше тепловой мощности ТЭЦ № 1 города  Биш-кек.  Средняя себестоимость выработки тепловой энергии по электрическимкотельным составляет 700-800 сом/Гкал.     Принятое в свое время Правительством Кыргызской Республики решениео перепрофилировании электрокотельных на местное  органическое  топливоявилось преждевременным и экономически недостаточно обоснованным,  пос-кольку не учитывались сложности  обеспечения  потребителей  топливом  ирезкий спад производства местной угольной промышленности.     Действующие в настоящее время тарифы на тепловую энергию ниже фак-тических издержек на ее производство в 2-4 раза. Основной поставщик ОАО"Электрические станции" покрывает убытки от потребления тепловой  энер-гии  населением за счет перекрестного субсидирования от доходов за экс-порт электроэнергии и частично из средств бюджета.     Существующее котельное  хозяйство республики не оборудовано в дос-таточной степени приборами учета по выработке  тепловой  энергии.  Учеттепловой энергии производится расчетным путем по потребности теплоэнер-гии и по количеству израсходованного на ее  производство  топлива,  чтоприводит  к большой погрешности.  Оснащенность приборами учета тепловойэнергии не превышает 20%,  что в несколько раз ниже,  чем в промышленноразвитых странах. Только в ОАО "Бишкектеплосеть" проводится планомернаяработа по установке у потребителей приборов учета тепловой  энергии,  атакже замена устаревших приборов на более современные.     Повышение стоимости тепловой энергии,  предназначенной для отопле-ния и горячего водоснабжения,  привело к тому, что около 80% потребите-лей (главным образом,  население и  бюджетные  организации)  становятсянеплатежеспособными.  Многие  потребители тепловой энергии отказываютсявследствие этого от отопления в зимний период,  что приводит к разрегу-лировке централизованной системы теплоснабжения.     Одним из серьезных факторов,  усугубляющих ситуацию, является нес-балансированное  использование  энергоресурсов  в  региональном разрезе(например,  внедрение электротеплоснабжения в районах, где есть дешевыйместный уголь). Если в переходный период к рынку (1990-1995 годы) широ-кое использование электроэнергии было оправдано,  то в настоящее  времятакой  подход нецелесообразен как в техническом,  так и в экономическомотношении, поскольку получение тепла за счет электроэнергии обходится внесколько  раз дороже,  чем при использовании органического топлива,  иприводит к увеличению дефицита электроэнергии в республике.     Теплоснабжение в  Кыргызской  Республике  имеет  большое  социаль-но-экономическое значение.  Любые сбои в обеспечении населения и другихпотребителей теплом негативным образом воздействуют на экономику страныи усиливают социальную напряженность в обществе.     Прогнозный рост  производства тепловой энергии в республике по от-ношению к 2005 году составит в 2010 году  -  9-13%  и  в  2020  году  -22-34%. При этом, предусматривается рост реального потребления тепловойэнергии в 1,4-1,5 раза за счет сокращения потерь и использования  высо-кого потенциала энергосбережения в этом секторе энергетики.     Для достижения указанных целей необходимо:     - создать  систему управления теплоснабжением в регионах с опреде-лением организационных и экономических механизмов,  обеспечивающих  на-дежное ее функционирование;     - расширить нормативную правовую базу  теплоснабжения.  При  этом,должны  быть  созданы организационно-правовые и экономические механизмыразработки и реализации новых комплексных генеральных планов  электро-,газо- и теплоснабжения городов и населенных пунктов, с учетом оптималь-ной структуры энергоресурсов,  степени централизации  теплоснабжения  итеплофикации;     - осуществить разработку тарифной политики,  обеспечивающей покры-тие фактических издержек на выработку тепла и поэтапное внедрение новойсистемы тарифов на тепловую энергию,  с возможным введением дифференци-рованных тарифов по объемам потребления, времени года, количеству часовиспользования максимума нагрузок,  отдельно по городам (возможно,  и поотдельным  источникам)  с целью исключения перекрестного субсидированиянеэкономичных источников тепла за счет высокорентабельных;     - создать  информационно-аналитическую базу данных для определенияобъемов энергоресурсов,  расходуемых на теплоснабжение,  с  последующейкорректировкой направлений развития теплоснабжения в городах,  регионахи стране в целом;     - обеспечить  повышение энергоэффективности и технической модерни-зации отрасли.     Выполнение перечисленных  задач  возможно  при успешном проведенииследующих мероприятий:     - оптимизация уровня централизации систем теплоснабжения (ТЭЦ, ми-ни-ТЭЦ, центральные и районные котельные) с учетом концентрации спроса,изменений  структуры себестоимости тепловой энергии и ее транспортиров-ки,  рыночных условий хозяйствования и структуры собственности потреби-телей энергии;     - совершенствование схем и оборудования систем  теплоснабжения  (вчастности,  повсеместный переход на современные предварительно изолиро-ванные трубы на теплотрассах);     - повсеместное  внедрение систем автоматического и ручного регули-рования систем отопления,  оснащение их  измерительной  и  регулирующейприборной и арматурной аппаратурой;     - повышение эффективности функционирования энергоисточников и теп-ловых  сетей  за счет снижения издержек системы теплоснабжения в целом,привлечения частных инвестиций;     - обеспечение  управления  спросом  на  тепловую  энергию силами исредствами потребителей (а не поставщиков тепла),  для чего потребуетсямассовое  внедрение  систем  автоматического  регулирования на тепловыхпунктах у конечных потребителей,  с поэтапным переходом на  независимыесхемы  присоединения к сети и внедрением количественного и количествен-но-качественного регулирования отпуска тепловой энергии,  которая можетбыть поставлена (подана) в сеть от различных источников;     - широкое использование солнечной энергии в системах  отопления  игорячего водоснабжения;     - развитие рыночных отношений и изменение структуры собственности,что  повлияет  на структуру производства тепловой энергии в направлениидецентрализации и меньшей зависимости от акционерных энергокомпаний.     Развитие теплоснабжения  города Бишкек должно осуществляться в со-ответствии с постановлениями Правительства Кыргызской Республики от  21ноября  2006 года № 805 "О Генеральном плане города Бишкек на период до2025 года" и от 27 апреля 2004 года № 300 "О плане действий по дальней-шей реализации консолидированного кредита Всемирного банка на структур-ные преобразования (CSAC) в области  центрального  теплоснабжения  Кыр-гызской Республики".      2.5. Нетрадиционные возобновляемые источники энергии и малые ГЭС      Снижение добычи углеводородного сырья в Кыргызской Республике, ог-раничение импорта и повышение цен на энергоносители создают благоприят-ные условия для развития нетрадиционных возобновляемых источников энер-гии (НВИЭ) и малых ГЭС.     Потенциальные энергоресурсы НВИЭ республики, реально доступные принынешнем  уровне  развития  техники  и   технологий,   составляют   840млн.т.у.т.  в  год.  В  настоящее время практическое использование НВИЭнезначительно и в энергобалансе страны оно составляет лишь 0,17%.     Наиболее технически подготовленными для широкого практического ис-пользования являются разработки по  теплоснабжению  за  счет  солнечнойэнергии  и биогазовых технологий и электроснабжению на основе использо-вания энергии ветра,  малых  водотоков  и  солнечных  фотоэлектрическихстанций.     Развитие малой гидроэнергетики должно осуществляться  также  путемвосстановления и строительства малых ГЭС. Суммарный гидроэнергетическийпотенциал обследованных на территории республики 172 рек и водотоков, срасходом воды от 0,5 до 50 куб.  м/с, превышает 80 млрд. кВтч в год, изних технически приемлемый к освоению составляет 5-8 млрд. кВтч в год.     По предложениям  специалистов уже сейчас есть возможность сооруже-ния 92 новых малых ГЭС с суммарной мощностью 178  МВт  и  среднегодовойвыработкой до 1,0 млрд.  кВтч электроэнергии.  Могут быть восстановлены39 существовавших ранее малых ГЭС, общей мощностью 22 МВт и среднегодо-вой выработкой до 100 млн. кВтч электроэнергии. Разработаны предложенияпо строительству 7 ГЭС на ирригационных водохранилищах с  установленноймощностью  75  МВт  и среднегодовой выработкой электроэнергии около 220млн. кВтч.     Особо важное  место все эти станции могут иметь для электроснабже-ния рассредоточенных объектов в горной и сельской местностях с развитойгидрографической сетью, где строительство крупных линий электропередачиэкономически невыгодно.     Удельные затраты на строительство новых малых ГЭС зависят в значи-тельной мере от месторасположения станции и производителей оборудованияи  составляют 32,8-61,5 тыс.  сомов (800-1500 долл.США).  Себестоимостьвыработки электроэнергии на восстанавливаемых малых ГЭС может составить8,1-28,1  тыйын/кВтч,  на  вновь  строящихся  малых ГЭС - 13,1-13,6 ты-йын/кВтч,  на малых ГЭС при ирригационных водохранилищах - 22-44,9  ты-йын/кВтч.  По расчетам, срок окупаемости малой ГЭС, имеющей эффективныеэксплуатационные показатели,  при тарифах на электроэнергию в  пределах41-62 тыйын/кВтч,  составляет 7-10 лет, что не привлекает потенциальныхинвесторов.  Необходимо проведение новой тарифной  политики  для  НВИЭ,позволяющей  сократить  сроки окупаемости,  что увеличит инвестиционнуюпривлекательность малых ГЭС.     Одним из путей повышения экономической эффективности малых ГЭС мо-жет стать снижение затрат на их сооружение за счет использования унифи-цированных проектов и серийного заказа однотипного оборудования, а так-же привлечения местных строительных организаций.     Для установления  экономически и технически обоснованных масштабовразвития малой гидроэнергетики в Кыргызской Республике необходимо:     1. Принятие  Закона Кыргызской Республики "Об использовании возоб-новляемых источников энергии".     2. Создание Фонда развития НВИЭ и малой гидроэнергетики.     3. Разработка Национальной научно-технической программы  использо-вания  НВИЭ  и развития малой гидроэнергетики,  ее государственная под-держка.     Необходимо привлечь к реализации задач развития малой гидроэнерге-тики местных  предприятий-производителей,  сохранивших  технологическиелинии,  где будут изготавливаться электротехническое оборудование и ма-териалы,  комплектующие детали, а также прямые инвестиции и гранты меж-дународных финансовых институтов.     Малая гидроэнергетика позволит уменьшить нагрузку на  энергосисте-му, создаст условия для управления процессом производства и распределе-ния электроэнергии, особенно в отдаленных высокогорных и сельских райо-нах,  а также обеспечит электроэнергией сельскохозяйственные субъекты инасосные станции.                    3. Топливно-энергетический баланс                Кыргызской Республики на 2008-2010 годы                и долгосрочную перспективу до 2025 года      Формирование структуры топливно-энергетического баланса (ТЭБ) про-исходило  под  воздействием  процессов построения собственной государс-твенности и перехода к рыночной экономике (рис. 3.1.).      Рис. 3.1. Производство и потребление ТЭР за период 1990-2006 годов               относительно 1990 года      В перспективе  надежное и бесперебойное обеспечение энергией внут-ренних потребителей требует прогноза спроса на энергоносители и их сба-лансированности  по  объемам  производства,  с учетом капиталоемкости иинерционности энергетического производства и тенденций социально-эконо-мического развития страны на средне- и долгосрочную перспективу.     К числу важнейших  принципов  ресурсной  политики  при  разработкепрогноза потребностей на энергоносители отнесены:     - сокращение импорта углеводородного топлива за счет замещения ор-ганических  видов  энергоносителей  возобновляемыми источниками энергии(ГЭС и НВИЭ);     - осуществление  сдерживания темпов роста энергопотребления на ос-нове проведения активной политики энергосбережения к 2010 году на уров-не  10%,  с  последующей корректировкой этого показателя в долгосрочнойперспективе до уровня имеющегося потенциала  энергосбережения,  которыйоценивается в 45-50%;     - обеспечение темпов роста потребления  энергоресурсов  на  уровне0,5-0,4 от темпов роста ВВП к 2010-2025 годам;     - диверсификация энергоносителей на внутреннем  рынке,  основанномна  оптимальном  регулировании  цен,  тарифов и развития конкуренции нарынке энергоресурсов.      3.1. Прогноз спроса энергоносителей на 2008-2010 годы и          долгосрочную перспективу до 2025 года      Прогноз спроса на энергоносители проведен на основе принятых прог-раммных документов экономического развития Кыргызской Республики  и  наоснове  отчетных данных Национального статистического комитета Кыргызс-кой Республики по тенденциям макроэкономических индикаторов, энергопот-ребления и прогноза влияния на них роста цен на импортируемые энергоно-сители (природный газ и нефтепродукты) и принципов  ресурсной  политики(табл. 3.2).     В НЭПе рассмотрены 2 сценария развития потребления  топливно-энер-гетических ресурсов (далее - ТЭР) в соответствии со среднегодовыми тем-пами роста ВВП страны на периоды:     - 2008-2010  годы  - 108,1%  в соответствии со Стратегией развитиястраны до 2010 года (далее - СРС);     - 2011-2014  годы - 106%,  2015-2020 годы - (по I сценарию - 104%,по II сценарию - 105%),  2021-2025 годы - (по I сценарию - 103%,  по IIсценарию  - 104%) согласно прогнозу Центра экономических стратегий (да-лее - ЦЭС) Министерства экономического развития и  торговли  КыргызскойРеспублики.     Анализ тенденций социально-экономического развития и энергопотреб-ления показывает, что за период 1990-2006 годов при росте реальных тем-пов ВВП (в ценах 1990 года) до 82% в 2006 году и темпов энергопотребле-ния до 45%,  энергоемкость ВВП снизилась в 2006 году до 55%, энергопот-ребление до - 37%.  Электропотребление на душу  населения  относительноуровня 1990 года возросло до 105%,  в то время,  как электроемкость ВВПвозросла до 155%,  что свидетельствует о процессах диверсификации угле-водородного  топлива,  так  как 85%  их импортируются из соседних госу-дарств.     Прогноз энергопотребления  по первому и второму сценариям по видамэнергоресурсов приведен в таблице 3.1,  на  основе  которых  разработанпрогноз ТЭБ республики.      3.2. Топливно-энергетический баланс Кыргызской Республики          на 2008-2010 годы и перспективу до 2025 года      Основой формирования ТЭБ на  перспективу  являются  электробаланс,баланс угля, баланс природного газа, баланс нефти и нефтепродуктов.     В соответствии с прогнозом электробаланса Кыргызской Республики на2008-2010  годы  и  период  до  2025 года по первому сценарию ожидается(табл. 3.2):     - снижение выработки электроэнергии до 13,57 млрд. кВтч к 2010 го-ду,  в связи с уменьшением объемов воды в Токтогульском гидроузле из-заклиматических условий и маловодности последних лет, что повлечет за со-бой сокращение экспорта до 1,07 млрд. кВтч электроэнергии;     - рост  производства  электроэнергии прогнозируется к 2015 году до18,4 млрд.  кВтч,  с вводом на полную мощность Камбаратинской ГЭС-2,  к2025  году  - до 26,7 млрд.  кВт.ч с вводом на полную мощность Камбара-тинской ГЭС-1.  При этом, возможно увеличение экспорта электроэнергии к2015 году до 2,16 млрд. кВтч, к 2025 году - до 4,26 млрд. кВтч;     - снижение потерь электроэнергии в сетях,  в т.ч.  при транспорти-ровке  по сетям ОАО "НЭС Кыргызстана" к 2010-2025 годам - до 5,5%,  прираспределении до конечного потребителя по сетям распредкомпаний  (далееРЭК) - технических потерь к 2010 году - до 15%  и к 2025 году - до 12%,коммерческих потерь к 2010 году - до 3% и к 2025 году - до 0%;     - увеличение  потребления электроэнергии в соответствии со средне-годовыми темпами роста ВВП согласно СРС до 10,1 млрд.  кВтч к 2010 годуи до 18 млрд. кВтч - к 2025 году.     По первому сценарию (табл. 3.2) необходимо рассмотреть возможностьроста выработки электроэнергии ТЭЦ города Бишкек,  в этом случае в 2010году возможно увеличение  производства  электроэнергии  до  14,8  млрд.кВтч.  При сооружении и вводе к 2015 году Кара-Кечинской ТЭС производс-тво электроэнергии увеличится до 19,7 млрд.  кВтч,  с вводом Верхне-На-рынского каскада ГЭС,  Ак-Булунской ГЭС,  Камбаратинской ГЭС-1, а такжеГЭС на реке Сары-Джаз прогнозируется рост производства электроэнергии к2025 году - до 33,89 млрд. кВтч.     При этом,  возможно увеличение экспорта электроэнергии к 2015 годудо 3,3 млрд. кВтч, к 2025 году - до 6,4 млрд. кВтч.     По второму сценарию прогнозируется ускорение темпов роста внутрен-него  потребления  электроэнергии до 22,64 млрд.  кВтч к 2025 году,  засчет прогнозируемого ввода крупных электроемких производств алюминия, спотреблением электроэнергии от 2 до 4 млрд.  кВтч в год, а также модер-низации и запуска на полную мощность завода "Кристалл" в городе Таш-Ку-мыр.     Снижение потерь электроэнергии  в  сетях  ожидается,  в  т.ч.  притранспортировке  по  сетям ОАО "НЭС Кыргызстана" к 2010-2025 годам - доуровня 5,0%.  При распределении до конечного потребителя по сетям РЭК -технических потерь к 2010 году до 15%  и к 2025 году - до 10%,  а такжекоммерческих потерь к 2010 году - до 3% и сведение к нулю к 2025 году.     В соответствии  с  прогнозом  баланса  угля на период до 2025 года(табл. 3.3) ожидается:     - по первому сценарию:  рост добычи угля к 2015 году до 1 млн.т, к2025 году - до 1,7 млн.т;     - по  второму сценарию:  при строительстве Кара-Кечинской ТЭС мощ-ностью 1200 МВт возникнет необходимость подготовки к ускоренному освое-нию месторождения "Кара-Кече",  за счет чего прогнозируется рост добычиугля к 2015 году до 4,1 млн.т и к 2025 году - до 4,7 млн.т.  При  этом,прогнозируется  постепенное сокращение импорта угля до 750 тыс.т к 2025году;     - увеличение экспорта угля к 2025 году до 200 тыс.т в Китай и нез-начительных объемов в соседние государства - Таджикистан и Узбекистан.     Согласно прогнозу  баланса  природного газа на 2008-2010 годы и до2025 года (табл. 3.5) по первому сценарию ожидается:     - добыча  газа к 2010 году до 20 млн.  куб.м и к 2025 году - до 30млн. куб.м;     - потребление  (без  учета  потерь) природного газа к 2010 году до804 млн. куб.м и к 2025 году - до 880 млн. куб.м;     - поступление по импорту к 2025 году до 850 млн. куб.м.     По второму сценарию прогнозируется рост добычи газа к 2010 году до30  млн.  куб.м  и к 2025 году - до 70 млн.  куб.м и сокращение импортаприродного газа до 355 млн. куб.м к 2025 году в связи с тенденцией рос-ту мировых цен, а также цен на рынке СНГ.     В соответствии с прогнозом баланса нефти на 2008-2010  годы  и  до2025 года (табл. 3.6) ожидается:     - рост добычи нефти к 2010 году до 82 тыс.т и к 2025 году до -  90тыс.т;     - рост потребления нефти внутри республики до 99 тыс.т к 2010  го-ду, 112 тыс.т - к 2025 году;     - поступление по импорту к 2025 году до 17 тыс.т.     Вышеприведенные незначительные объемы добычи, импорта и переработ-ки нефти не в состоянии удовлетворить растущие потребности республики внефтепродуктах,  в  связи с ростом пассажирооборота и грузооборота раз-личных видов транспорта,  что обусловит спрос на  нефтепродукты  (табл.3.6;  3.7;  3.8). Для покрытия потребностей в нефтепродуктах необходимоувеличить объемы импорта:  автобензина - до 420 тыс.т к 2025 году; диз-топлива - до 340 тыс.т к 2025 году; мазута - до 25 тыс.т к 2025 году; атакже увеличения добычи нефти в республике и,  соответственно, ее пере-работку  с выходом автобензина - до 35 тыс.т к 2025 году,  дизтоплива -до 55 тыс.т к 2025 году.     Сравнение рассмотренных сценариев ТЭБ по отношению к обеспеченнос-ти собственными ресурсами показывает, что по первому сценарию необходи-мость импорта энергоресурсов к 2025 году составит уровень 45%  от общейпотребности. При формировании ТЭБ по второму сценарию снижение доли им-порта до 30% произойдет к 2025 году.     Основными механизмами осуществления  целей  совершенствования  ТЭБстраны должны стать:     - регулирование спроса на энергоносители на государственном  уров-не,  через мониторинг индикаторов устойчивого энергопользования - энер-гоемкости ВВП и нормируемого показателя энергопотребления реальных сек-торов экономики, исходя из возможностей ресурсного обеспечения и разви-тия отраслей ТЭК, а также импорта и экспорта энергоносителей;     - разработка  и  реализация Государственной программы энергоэффек-тивности и устойчивого развития Кыргызской Республики;     - развитие  здоровой  конкуренции  в энергетической сфере,  снятиеторговых барьеров,  ликвидацию и разобщенность энергетических предприя-тий.     Формирование прогнозного ТЭБ может натолкнуться на следующие барь-еры и риски недостижения целей.     1. Ограниченное наличие новых технологий, отсутствие приборов уче-та и трудности количественного измерения экономии энергии,  замедленноепоступление на рынок новаторских предложений из-за недостаточного вкла-дывания средств в НИР и ОКР,  вследствие отсутствия побуждающих к этомуэкономических механизмов.     2. Отсутствие финансовых средств и ограниченный доступ к ним,  не-достаточно четкие механизмы льготных условий кредитования  энергосбере-гающих технологий и оборудования.     3. Нечетко определенные имущественные права,  недостаточная инфор-мация  о  состоянии  и  перспективах формирования оптимальной структурытопливно-энергетического баланса страны.     4. Трудности становления рыночных отношений и создания рынка энер-гоносителей на национальном и региональном уровнях, отсутствие исполни-тельской дисциплины на межгосударственном уровне,  слабое использованиерыночных механизмов  из-за  несовершенной  нормативно-правовой  базы  иэнергетического законодательства.     5. Нехватка квалифицированного персонала,  в особенности для малыхи средних предприятий,  фермерских и домашних хозяйств, трудности с ус-тановкой энергосберегающего  оборудования,  отсутствие  соответствующихинформационных программ.     6. Безответственность должностных лиц,  отсутствие у  населения  ипредпринимателей культуры потребления энергоносителей, рычагов воздейс-твия при хищениях и нерациональном их использовании.     7. Отсутствие  прогнозных  оценок влияния повышения мировых цен наэнергоносители на развитие экономики и сферы предоставления услуг насе-лению республики.                                                             Таблица 3.1                   Потребление ТЭР внутри республики:                   отчет 2001-2005 годов(*), прогноз                 на 2006-2010 годы(**) и до 2025 года -----------------------------------------------------------------------|                  |                                      |1 сценарий|                  |--------------------------------------|------------|                  |  Ед. изм. |  2001  |  2005  |  2006  |    2010   ||------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------||         1        |     2     |    3   |    4   |    5   |     6     ||------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------||Электроэнергия    |млн. кВт.ч | 6780   | 7095   | 7185   |  10104    ||------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------||Природный газ     |млн. куб.м |  675,5 |  626,9 |  666   |    700    ||------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------||Уголь             |тыс.т      | 1123   | 1254,2 | 1208,5 |   1770    ||------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------||Нефть             |тыс.т      |   75,5 |   80,2 |   80   |     99    ||------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------||Дизельное топливо |тыс.т      |  160   |  130,3 |  136,4 |    176    ||------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------||Автомобильный     |тыс.т      |  194   |  271   |  322   |    350    ||бензин            |           |        |        |        |           ||------------------|-----------|--------|--------|--------|-----------||Мазут             |тыс.т      |   77   |   56,6 |   60,8 |     68    |----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------                              |               2 сценарий              |------------------------------|---------------------------------------||   2015  |   2020  |   2025  |   2010  |   2015  |   2020  |   2025  ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||    7    |     8   |    9    |    10   |    11   |    12   |    13   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------|| 13074   | 15280   | 18030   | 10262   | 13074   | 18230   | 22640   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   710   |   730   |   750   |   525   |   465   |   425   |   375   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||  2060   |  2190   |  2405   |  3270   |  5060   |  5190   |  5405   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||    99,6 |   105,6 |   112   |    99   |    99,6 |   105,6 |   112   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   220   |   280   |   340   |   176   |   272   |   320   |   390   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   360   |   380   |   420   |   320   |   360   |   410   |   680   ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||    70   |    80   |    90   |    68   |    70   |    80   |    90   |-----------------------------------------------------------------------     (*) Нацстатком  Кыргызской  Республики,  ТЭБ Кыргызской Республики1990-2001 годы и ТЭБ (1999 год, 2001 год, 2005 года).     (**) Прогноз роста потребления нефтепродуктов,  обусловленный раз-витием транспорта Кыргызской Республики.                                                             Таблица 3.2              Баланс электроэнергии Кыргызской Республики:         отчет 1990-2006 годов(*) и прогноз на 2010-2025 годы                       по сценариям (млн. кВт.ч) -----------------------------------------------------------------------|              |     Отчеты по ТЭБ      |        -        |  Прогноз|              |                        |                 |1 сценарий|              |------------------------|-----------------|------------|              |  1990  | 1995  | 2001  |  2005  |  2006  |    2010   ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||       1      |    2   |   3   |   4   |    5   |    6   |     7     ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Ресурсы       |  16590 | 19337 | 20013 | 14891,8|  14486 |   13571   ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Производство  |  13370 | 12349 | 13660 | 14891,8|  14486 |   13571   ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Поступило по  |   3220 |  6987 |  6353 |     0,2|      0 |       0   ||импорту       |        |       |       |        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Распределение |  16590 | 19336 | 20013 | 14891,8|  14486 |   13571   ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Потреблено    |   8357 |  7525 |  6780 |  7095,5|   7185 |   10104   ||внутри        |        |       |       |        |        |           ||республики    |        |       |       |        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Потери в      |   1035 |  3457 |  4802 |  5135  |   4841 |    2551   ||электросетях  |        |       |       |        |        |           ||общего        |        |       |       |        |        |           ||пользования   |        |       |       |        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Экспорт       |   7198 |  8354 |  8431 |  2661,3|   2460 |    1020   |----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------                              |            Прогноз 2 сценарий         |                              |                                       |------------------------------|---------------------------------------||   2015  |   2020  |   2025  |   2010  |   2015  |   2020  |   2025  ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||    8    |     9   |    10   |    11   |    12   |    13   |    14   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||  18437  |  21075  |  26742  |  14814  |  19720  |  26376  |  33890  ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||  18437  |  21075  |  26742  |  14814  |  19720  |  26376  |  33890  ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||      0  |      0  |      0  |         |         |         |         ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||  18437  |  21075  |  26742  |  14814  |  19720  |  26376  |  33890  ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||  13074  |  15280  |  18030  |  10262  |  13074  |  18230  |  22640  ||         |         |         |         |         |         |         ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   3198  |   3703  |   4450  |   2837  |   3382  |   4272  |   4874  ||         |         |         |         |         |         |         ||         |         |         |         |         |         |         ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   2165  |   2092  |   4262  |   1715  |   3264  |   3874  |   6376  |-----------------------------------------------------------------------                                                             Таблица 3.3                   Баланс угля Кыргызской Республики:                  отчет 1990-2006 годов(*) и прогноз              на 2010-2025 годы по сценариям (тыс. тонн) -----------------------------------------------------------------------|              |                        |        |    -   |1 сценарий|              |------------------------|--------|--------|------------|              |  1990  | 1995  | 2001  |  2005  |  2006  |    2010   ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||       1      |    2   |   3   |   4   |    5   |    6   |     7     ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Ресурсы       |  7660  | 1816,3| 1645,1| 1912,8 | 1828,6 |   2466    ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Добыча        |  3742  |  463,2|  512,6|  335,8 |  321,1 |    462    ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Поступило по  |  2911  |  499,8|  344  |  981,3 |  907,5 |   1120    ||импорту       |        |       |       |        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Остатки на    |  1007  |  853,3|  788,5|  596,2 |  600   |    640    ||начало года   |        |       |       |        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Распределение |  7660  | 1816,3| 1645,1| 1912,8 | 1828,6 |   2406    ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Потреблено    |  4765  | 1162,8| 1123  | 1254,2 | 1208,5 |   1770    ||внутри        |        |       |       |        |        |           ||республики    |        |       |       |        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Потери        |    21  |   16,3|    0,2|        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Отпущено на   |  1917  |  170,6|   28,5|    8,8 |   10   |    100    ||экспорт       |        |       |       |        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Остатки на    |   957  |  466,6|  493,4|  619,7 |  620   |    536    ||конец года    |        |       |       |        |        |           |----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------                              |                2 сценарий             |------------------------------|---------------------------------------||   2015  |   2020  |   2025  |   2010  |   2015  |   2020  |   2025  ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||    8    |     9   |    10   |    11   |    12   |    13   |    14   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||  2700   |   2850  |   3050  |   3900  |   5700  |   5850  |   6050  ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||  1000   |   1350  |   1700  |   1960  |   4100  |   4350  |   4700  ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||  1010   |    900  |    750  |   1180  |   1010  |    900  |    750  ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   690   |    600  |    600  |    560  |    590  |    600  |    600  ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||  2700   |   2850  |   3050  |   3900  |   5700  |   5850  |   6050  ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||  2060   |   2190  |   2405  |   3270  |   5060  |   5190  |   5405  ||         |         |         |         |         |         |         ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   200   |    200  |    200  |    100  |    200  |    200  |    200  ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   437   |    460  |    440  |    528  |    437  |    457  |    441  ||         |         |         |         |         |         |         |-----------------------------------------------------------------------     (*) Нацстатком  Кыргызской  Республики,  ТЭБ Кыргызской Республики1990-2001 годы, (1999 год, 2001-2005 годы), Бишкек - 2002 год, 2006 го-да.                                                             Таблица 3.4             Баланс газа: отчет за период 1990-2006 годов(*)             и прогноз на 2010-2025 годы(**) по сценариям                             (млн. куб.м) -----------------------------------------------------------------------|              |                        |        |        |1 сценарий|              |------------------------|--------|--------|------------|              |  1990  | 1995  | 2001  |  2005  |  2006  |    2010   ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||       1      |    2   |   3   |   4   |    5   |    6   |     7     ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Ресурсы       |  2174  | 882,3 | 698,5 |  736,2 |  766,3 |    804    ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Добыча        |    96  |  35,7 |  32,8 |   25,1 |   19,4 |     20    ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Поступило по  |  2078  | 846,6 | 665,7 |  711   |  746,9 |    784    ||импорту       |        |       |       |        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Остатки на    |    -   |   -   |   -   |        |        |           ||начало года   |        |       |       |        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Распределение |  2174  | 882,3 | 698,5 |  736,2 |  766,3 |    804    ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Потреблено    |  2076  | 856,2 | 675,5 |  626,9 |  666   |    700    ||внутри        |        |       |       |        |        |           ||республики    |        |       |       |        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Потери        |    38  |  26,1 |  23   |  109,3 |  100,2 |    104    ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Отпущено на   |    60  |   -   |   -   |        |        |           ||экспорт       |        |       |       |        |        |           ||--------------|--------|-------|-------|--------|--------|-----------||Остатки на    |    -   |   -   |   -   |        |        |           ||конец года    |        |       |       |        |        |           |----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------                              |                2 сценарий             |------------------------------|---------------------------------------||   2015  |   2020  |   2025  |   2010  |   2015  |   2020  |   2025  ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||    8    |     9   |    10   |    11   |    12   |    13   |    14   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   825   |   850   |   880   |   585   |   535   |   485   |   425   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||    30   |    30   |    30   |    30   |    50   |    60   |    70   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   795   |   820   |   850   |   555   |   485   |   425   |   355   ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||         |         |         |         |         |         |         ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   825   |   850   |   880   |   585   |   535   |   485   |   425   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   710   |   730   |   750   |   525   |   465   |   425   |   375   ||         |         |         |         |         |         |         ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||   115   |   120   |   130   |    80   |    70   |    60   |    50   ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||         |         |         |         |         |         |         ||         |         |         |         |         |         |         ||---------|---------|---------|---------|---------|---------|---------||         |         |         |         |         |         |         ||         |         |         |         |         |         |         |-----------------------------------------------------------------------     (*) Нацстатком  Кыргызской  Республики,  ТЭБ Кыргызской Республики1990-2001 годы, (1999 год, 2001-2005 годы), Бишкек 2002 год, 2006 годы.     (**) Прогнозные цифры по добыче газа будут корректироваться по ме-ре завершения разведочных работ ОАО "Газпром" и ОАО "Кыргызнефтегаз".                                                             Таблица 3.5                Баланс нефти: отчет 1990-2006 годов(*) и                 прогноз(**) на период 2008-2010 годов                  и период до 2025 года (тысяч тонн) -----------------------------------------------------------------------|           |    |    |    |  - |     |  - |  - |  - |  -  |  -  |  - ||           |1990|2001|2005|2006|2007 |2008|2009|2010|2015 |2020 |2025||-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----||Ресурсы    | 162|87,5|90,4|84,1| 95,2| 103| 111| 118|118  |120  | 126||-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----||Добыча     | 155|75,5|77,9|70,6| 68,2|  78|  80|  82| 82  | 85  |  90||-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----||Поступило  |  - |  - | 5,1| 6,1| 17  |  17|  17|  17| 17  | 17  |  17||по импорту |    |    |    |    |     |    |    |    |     |     |    ||-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----||Остатки на |   7|12  | 7,4| 7,4| 10,2|   8|  14|  19| 19  | 18  |  19||начало года|    |    |    |    |     |    |    |    |     |     |    ||-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----||Распределе-| 162|87,5|90,4|84,1| 95,2| 103| 111| 118|118  |120  | 126||ние        |    |    |    |    |     |    |    |    |     |     |    ||-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----||Потреблено |   3|75,5|80,2|80  | 85,2|  95|  97|  99| 99,6|105,6| 112||внутри     |    |    |    |    |     |    |    |    |     |     |    ||республики |    |    |    |    |     |    |    |    |     |     |    ||-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----||Потери     |   2|  - |    |    |  2  |   2|   2|   2|  1,4|  2,4|   2||-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----||Отпущено на| 151|  - |    |    |     |    |    |    |     |     |    ||экспорт    |    |    |    |    |     |    |    |    |     |     |    ||-----------|----|----|----|----|-----|----|----|----|-----|-----|----||Остатки на |   6|12  |10,2| 4,1|102  | 103| 111| 118| 17  | 12  |  12||конец года |    |    |    |    |     |    |    |    |     |     |    |-----------------------------------------------------------------------     (*) Нацстатком  Кыргызской  Республики,  ТЭБ Кыргызской Республики1990-2001 годы, (1999 год, 2001-2005 годы), Бишкек 2002 год, 2006 года.     (**) Прогнозные  цифры  по  добыче нефти будут корректироваться помере завершения разведочных работ ОАО "Газпром" и ОАО "Кыргызнефтегаз".                                                             Таблица 3.6          Баланс дизельного топлива: отчет за 1990-2006 годы(*)              и прогноз на период 2008-2010 годы и период                       до 2025 года (тысяч тонн) -----------------------------------------------------------------------|                             |   1990  |   2001  |   2005  |   2006  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||              1              |    2    |    3    |    4    |    5    ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Ресурсы                      |   696   |  178    |  173,9  |  181,4  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Добыча (производство)        |    -    |   43,4  |   31,43 |   31,2  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Поступление по импорту       |   616   |   95    |  128,9  |  136,2  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Остатки на начало года       |    80   |   39,6  |   13,6  |   14    ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Распределение                |   696   |  178    |  173,9  |  181,4  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Потреблено внутри республики |   622   |  160    |  130,3  |  136,4  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Потери                       |    -    |    0    |    0,7  |    0,8  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Отпущено на экспорт          |    24   |    0,6  |   19,1  |   19,1  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Остатки на конец года        |    50   |   17,4  |   23,7  |   26,1  |----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|   2007  |   2008   |   2009  |   2010  |   2015  |   2020  |  2025  ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||    6    |     7    |    8    |    9    |    10   |    11   |   12   ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||  199,9  |  192     |  193    |  194    |   293   |   350   |   420  ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||   51,9  |   33     |   34    |   36    |    40   |    45   |    55  ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||  135    |  145     |  145    |  145    |   230   |   280   |   340  ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||   13    |   14     |   14    |   14    |    23   |    25   |    25  ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||  199,9  |  192     |  193    |  194    |   293   |   350   |   420  ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||  175,9  |  170     |  173    |  176    |   272   |   320   |   390  ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||    0,7  |    0,7   |    0,7  |    0,7  |     1   |     2   |     3  ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||    1,63 |    1,63  |    1,63 |    1,63 |     3   |     4   |     5  ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||   21,67 |   19,67  |   17,67 |   15,67 |    17   |    24   |    22  |-----------------------------------------------------------------------     (*) Нацстатком Кыргызской Республики,  ТЭБ  Кыргызской  Республики1990-2001 годы, (1999 год, 2001-2005 годы), Бишкек 2002, 2006 год.                                                             Таблица 3.7             Баланс автобензина: отчет за 1990-2006 годы(*)              и прогноз на период 2008-2010 годы и период                       до 2025 года (тысяч тонн) -----------------------------------------------------------------------|           |1990|2001 |2005 |2006 |2007|2008|2009|2010|2015|2020|2025||-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----||Ресурсы    | 737|200,1|305,8|355,5| 352| 388| 390| 390| 405| 430| 475||-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----||Добыча     |  - | 45,2|13   | 11,4|  12|  18|  20|  20|  25|  30|  35||(производ- |    |     |янв. |     |    |    |    |    |    |    |    ||ство)      |    |     |     |     |    |    |    |    |    |    |    ||-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----||Поступило  | 713|101,9|273,6|324,1| 320| 350| 350| 350| 360| 380| 420||по импорту |    |     |     |     |    |    |    |    |    |    |    ||-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----||Остатки на |  24| 53  | 19  | 20  |  20|  20|  20|  20|  20|  20|  20||начало года|    |     |     |     |    |    |    |    |    |    |    ||-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----||Распределе-| 737|200,1|305,8|355,5| 352| 388| 390| 390| 405| 430| 475||ние        |    |     |     |     |    |    |    |    |    |    |    ||-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----||Потреблено | 682|194  |271  |322,5| 327| 340| 345| 350| 360| 380| 420||внутри     |    |     |     |     |    |    |    |    |    |    |    ||республики |    |     |     |     |    |    |    |    |    |    |    ||-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----||Потери     |  - |  0  |  6,7|  7  |    |    |    |    |    |    |    ||-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----||Отпущено на|  20|  0  |  5,4|  6  |   5|   5|   5|   5|   5|  10|  15||экспорт    |    |     |     |     |    |    |    |    |    |    |    ||-----------|----|-----|-----|-----|----|----|----|----|----|----|----||Остатки на |  35|  6,1| 22,7| 20  |  20|  48|  30|  35|  30|  40|  40||конец года |    |     |     |     |    |    |    |    |    |    |    |-----------------------------------------------------------------------                                                            Таблица 3.8            Баланс топочного мазута: отчет за 1990-2006 годы              и прогноз на период 2008-2010 годы и период                       до 2025 года (тысяч тонн) -----------------------------------------------------------------------|                             |   1990  |   2001  |   2005  |   2006  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||              1              |    2    |    3    |    4    |    5    ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Ресурсы                      |   1184  |  125,8  |  100,1  |   76,8  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Добыча (производство)        |    -    |   42,2  |   41,7  |   42,1  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Поступило по импорту         |   1006  |   20,4  |   14    |    1,7  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Остатки на начало года       |    178  |   63,2  |   44,4  |   33    ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Распределение                |   1184  |  125,8  |  100,1  |   76,8  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Потреблено внутри республики |   1027  |   77    |   56,6  |   60,8  ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Потери                       |      1  |    -    |    0    |    0    ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Отпущено на экспорт          |    -    |    2,1  |   10,2  |    0    ||-----------------------------|---------|---------|---------|---------||Остатки на конец года        |    156  |   46,7  |   33,3  |   16    |----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|   2007  |   2008   |   2009  |   2010  |   2015  |   2020  |  2025  ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||    6    |     7    |    8    |    9    |    10   |    11   |   12   ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||  91,88  |   81,08  |  82,288 |  83,288 |    90   |   100   |  105   ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||  54,1   |   48     |  50     |  52     |    54   |    57   |   60   ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||  20     |   18     |  17     |  16     |    16   |    20   |   25   ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||  17,788 |   15,08  |  15,288 |  15,288 |    20   |    23   |   20   ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||  92,88  |   81,08  |  82,288 |  83,288 |    90   |   100   |  105   ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||  74,1   |   66     |  67     |  68     |    70   |    80   |   90   ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||         |          |         |         |         |         |        ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||   2,78  |    0     |   0     |   0     |     0   |     0   |    0   ||---------|----------|---------|---------|---------|---------|--------||  15,08  |   15,08  |  15,288 |  14,788 |    20   |    20   |   15   |-----------------------------------------------------------------------     (*) Нацстатком Кыргызской Республики,  ТЭБ  Кыргызской  Республики1990-2001 годы, (1999 год, 2001-2005 годы), Бишкек 2002 год, 2006 год.              4. Стратегические задачи тарифной политики и             финансово-экономического оздоровления отрасли      Одной из основных задач вывода энергетической отрасли из сложивше-гося  тяжелого финансово-экономического положения является установлениеэкономически обоснованных тарифов  на  электроэнергию,  теплоэнергию  иприродный газ.     Экономически необоснованные тарифы,  высокий уровень потерь и низ-кая собираемость платежей привели к тому, что передающие и вырабатываю-щие энергокомпании работают с убытками.  В 2006 году убытки  от  произ-водства тепла на ТЭЦ достигли 795,87 млн.  сомов и частично покрываютсяза счет экспорта электроэнергии, а убытки распредкомпаний составили 940млн. сомов.     Общая сумма кредиторской задолженности энергокомпаний в 2006  годусоставила  3,42  млрд.  сомов.  При 100-процентной оплате кредиторам затопливо и Социальному фонду Кыргызской Республики, таможенные и налого-вые обязательства покрывались только на 45%.     Стратегические задачи совершенствования ценообразования и тарифнойполитики  в  энергетическом  комплексе должны быть основаны на введениипринципов самоокупаемости энергетического сектора и поэтапного устране-ния перекрестных субсидий в области тарифообразования.     Тарифы должны покрывать все  затраты  по  производству,  передаче,распределению  и  сбыту электрической и тепловой энергии и отражать всезатраты на электроснабжение каждой категории  потребителей.  Социальнаяподдержка (субсидии) должна быть направлена адресно потребителям с низ-ким уровнем доходов через систему социальной защиты.     В настоящее  время  регулятивным  органом в энергетике - Государс-твенным департаментом по регулированию  топливно-энергетического  комп-лекса при Министерстве промышленности,  энергетики и топливных ресурсовКыргызской Республики разрабатываются  проекты  Среднесрочной  тарифнойполитики  на  электрическую  энергию на 2008-2012 годы (далее - ССТП) иСреднесрочной тарифной политики на тепловую энергию на 2008-2010  годы,в  которых предусматривается поэтапное повышение тарифов на энергоноси-тели до уровня, покрывающего затраты энергетических компаний.     В перспективе необходимо установить нижние и верхние пределы ростатарифов на электроэнергию таким образом, чтобы в среднем по стране росттарифов  не превышал верхние пределы (ожидаемой) инфляции и не снижалсяпо отношению к нижнему (планируемому) уровню инфляции.     Повышение тарифов  согласно вышеупомянутым проектам ССТП может су-щественно повлиять  на  темпы  роста  инфляции  на  предстоящий  период2008-2012 годов. Анализ фактических данных по доходам населения, инфля-ции и тарифам на электроэнергию за 1998-2007 годы и их  прогнозов  сог-ласно Стратегии развития страны до 2010 года (СРС) показывают,  что су-ществуют риски превышения целевых ориентиров по инфляции. При инерцион-ном  тренде  развития ожидается,  что инфляция не превысит 10%  и будетформироваться преимущественно под влиянием цен на  продукты  питания  итарифов на платные услуги.  В результате роста цен на продовольственныетовары на 35,3%  (в т.ч.  на хлеб и хлебобулочные изделия на 80,7%,  намясо и жиры 48,7%,  на молочные жиры - 25,6%) снизились темпы роста до-ходов населения по сравнению с СРС.     Согласно отчетным  данным  Министерства  экономического развития иторговли Кыргызской Республики,  в 2007 году среднегодовые темпы  ростаинфляции составили 110,2%,  против 105% по плану, а темпы роста доходовнаселения снизились до 9,5%, против 15,7% в 2006 году. В 2008 году тем-пы  роста  инфляции планируются на уровне 108,0%,  темпы роста реальныхдоходов населения - 109,9%.     Проведенные исследования по оценке влияния мировых тенденций ростацен на энергоносители (нефть,  газ) и тарифа на электроэнергию  в  Кыр-гызской  Республике  на  социальное и экономическое развитие республикиподтверждают наличие высокой корреляционной связи  этих  показателей  смакроэкономическими индикаторами (индексом потребительских цен и темпа-ми роста ВВП).     Учитывая вышеизложенное, необходимо изменить методологию разработ-ки тарифной политики путем обоснования не только затрат энергокомпаний,но и принимать во внимание тенденции роста инфляции и доходов населенияс установлением тарифного коридора на предстоящие три года.     В вопросе  сокращения  затрат ключевыми направлениями следует счи-тать:  сокращение расходов на топливообеспечение ТЭЦ;  снижение  потерьэнергии;  экономию на ремонтных работах; оптимизацию численности персо-нала и оплаты труда; упорядочение использования сырья и материалов, за-пасов товарно-материальных ценностей; освобождение от непрофильных ком-мерческих структур и нерентабельных активов. От новой тарифной политикимакроэкономика  должна получать действенный инструмент сдерживания инф-ляции, а отрасли-потребители, в особенности энергоемкие, при этом могутлучше планировать свои издержки и обосновывать бизнес-проекты.     Важным экономическим механизмом  (макроэкономическим  индикатором)финансово-экономического оздоровления отрасли является реализация комп-лекса следующих первоочередных мер:     - проведение жесткой политики по снижению потерь электроэнергии доуровня, близкого к нормируемому уровню технических потерь (15-12%);     - сокращение  коммерческих потерь или хищений электроэнергии до 3%к 2010 году с полной ликвидацией в долгосрочной перспективе;     - повышение  сборов  платежей  наличными  деньгами  за  отпущеннуюэлектроэнергию до 98-100%;     - проведение переоценки и капитализации активов энергокомпаний дляобеспечения их нормального функционирования в условиях рынка;     - устранение огромной задолженности по платежам между энергокомпа-ниями и фискальными органами путем реструктуризации с разработкой меха-низмов, предотвращающих возникновение подобных ситуаций в будущем;     - обоснование затрат энергетических компаний на производство,  пе-редачу, распределение и сбыт электроэнергии, с обеспечением их прозрач-ности для общества, а также разработкой мер по их снижению;     - проработка  мер по снижению отрицательного влияния повышения та-рифов на реальный сектор экономики, а также по адресной поддержке соци-ально уязвимых слоев населения;     - разработка и утверждение в законодательном  порядке  методологииустановления и расчетов тарифов на электроэнергию,  теплоэнергию и при-родный газ;     - дальнейшее совершенствование тарифной политики,  предусматриваю-щей регулирование графиков нагрузки с целью снижения дефицита  мощностии энергии,  а также потерь в электрических сетях, путем введения диффе-ренцированного сезонного (суточного) тарифа;     - дифференциация тарифов по категориям потребителей,  с установле-нием обязательной предоплаты за потребленную электроэнергию для коммер-ческих потребителей;     - постепенное устранение перекрестного субсидирования между  груп-пами производителей и потребителей энергии;     - установление паритета тарифов на энергию для внутреннего потреб-ления, поставок на экспорт и крупным потребителям, выпускающим экспорт-ную продукцию;     - разработка  и  утверждение методики применения тарифной платы завновь присоединенные мощности.     Методология установления и расчетов тарифов на электрическую энер-гию должна способствовать проведению активной энергосберегающей полити-ки.  В  соответствии с Законом Кыргызской Республики "Об энергосбереже-нии" необходимо принять соответствующее решение о создании фонда  энер-госбережения  и  установить  нормативы отчисления в этот фонд от объемареализованной продукции с включением их в тарифы на энергоносители.               5. Стратегические задачи институциональной                   и структурной реформы управления                  топливно-энергетическим комплексом                         Кыргызской Республики      За последние  10  лет  в структуре управления и регулирования дея-тельности ТЭК Кыргызской Республики произошли  существенные  изменения,приняты законы Кыргызской Республики "Об энергетике",  "Об электроэнер-гетике",  "О нефти и газе",  "Об угле",  "Об энергосбережении". В соот-ветствии с Программой разгосударствления и приватизации АО "Кыргызэнер-го" во вновь созданных открытых  акционерных  обществах  "Электрическиестанции",  "НЭС Кыргызстана", "Северэлектро", "Востокэлектро", "Жалала-батэлектро", "Ошэлектро" и "Бишкектеплосеть" государственная доля акцийсоставляет 93,65%, из которых 80,49% принадлежит Госкомимуществу, 13,6%- Соцфонду,  4,035%  - юридическим лицам и 2,32% - населению. При этом,уставный капитал был разделен и,  соответственно, номинальная стоимостьакций по всем акционерным обществам распределилась следующим образом:                                                             Таблица 5.1             Распределение уставного капитала по акционерным            обществам, созданным на базе АО "Кыргызэнерго" -----------------------------------------------------------------------|         Предприятие         |Уставный капитал,|Номинальная стоимость||                             |   тыс. сомов    |   1 акции, сомов    ||-----------------------------|-----------------|---------------------||ОАО "Северэлектро"           |    454574,5     |        0,4709       ||-----------------------------|-----------------|---------------------||ОАО "Ошэлектро"              |    182501,2     |        0,1891       ||-----------------------------|-----------------|---------------------||ОАО "Жалалабатэлектро"       |    212618,0     |        0,2203       ||-----------------------------|-----------------|---------------------||ОАО "Востокэлектро"          |    182706,0     |        0,1893       ||-----------------------------|-----------------|---------------------||ОАО "Бишкектеплосеть"        |    366841,8     |        0,3800       ||-----------------------------|-----------------|---------------------||ОАО "Электрические станции"  |   4428282,9     |        4,5878       ||-----------------------------|-----------------|---------------------||ОАО "НЭС Кыргызстана"        |   1597377,3     |        1,6549       |-----------------------------------------------------------------------      Рис. 5.1. Структура распределения уставных капиталов акционерных               обществ, образованных путем приватизации АО               "Кыргызэнерго"      Анализ диаграммы показывает,  что наибольшая часть уставного капи-тала  АО  "Кыргызэнерго" отошла ОАО "Электрические станции" - 60%,  22%было передано ОАО "НЭС Кыргызстана",  6% - ОАО "Северэлектро", 5% - ОАО"Бишкектеплосеть",  3%  - ОАО "Жалалабатэлектро" и по 2%  перешло к ОАО"Ошэлектро" и ОАО "Востокэлектро".  В соответствии с Законом КыргызскойРеспублики  "Об  энергетике" Правительство Кыргызской Республики в лицеМинистерства промышленности, энергетики и топливных ресурсов КыргызскойРеспублики определяет энергетическую и тарифную политику и осуществляетконтроль над ее реализацией. Следует признать, что проведенная реструк-туризация  энергетической  отрасли  с разделением единой энергетическойсистемы на отдельные компании не дала желаемых положительных  результа-тов,  существенно ухудшилось финансовое состояние энергокомпаний. Однойиз основных причин следует признать низкий уровень менеджмента, особен-но в распределительных компаниях, а также задержку проводимых реформ вовремени.     Основным фактором,  тормозящим процесс приватизации, является мне-ние о том,  что передача энергообъектов в частные руки  незамедлительноповлечет за собой повышение тарифов, что вызовет недовольство в общест-ве.  Дальнейшее развитие программы  разгосударствления  и  приватизациитребует  совершенствование  нормативной  правовой  базы для привлечениячастных инвестиций на реконструкцию действующих и  строительство  новыхэнергетических объектов, а также появление государственно-частных энер-гокомпаний.     Необходимы кардинальные  реформы  административного  и финансовогоуправления энергетическими компаниями.     Для улучшения управления на руководящие должности в энергокомпани-ях и в советы директоров подбор кадров должен проводиться по деловым  ипрофессиональным  качествам  на конкурсной основе.  Оценку деятельностименеджеров целесообразно осуществлять на основе критериев снижения зат-рат и роста прибыли,  увеличения активов, сокращения потерь, увеличениясборов и т.д.  Одной из важных мер институциональной политики будет пе-редача  в концессию или приватизация распредкомпаний,  а также имущест-венного комплекса ТЭЦ г.Бишкек и ОАО "Бишкектеплосеть".     Важной функцией  государства в перспективе останется регулированиедеятельности естественных монополий в энергетическом секторе  экономикии  реализация тарифной политики.  Для повышения эффективности государс-твенного регулирования энергетического сектора необходимо решить вопросукрепления функций регулятивного органа и внести необходимые поправки взаконы Кыргызской Республики "Об энергетике" и "О естественных и разре-шенных монополиях в Кыргызской Республике".     В электроэнергетике структурная реформа имеет целью повышение  эф-фективности производства и потребления энергии,  обеспечение надежной ибесперебойной поставки энергоносителей потребителям.     Одним из  основных  итогов реформирования электроэнергетики должностать преобразование существующего оптового рынка электрической энергиив  полноценный розничный рынок,  обеспечивающий надежное и экономическиэффективное энергоснабжение с учетом объективных интересов производите-лей и потребителей.  Необходима разработка и внедрение комплекта норма-тивно-правовых правил и этапы перехода к такому рынку.     С переходом  энергокомпаний  на  коммерческие основы хозяйственнойдеятельности взаимоотношения между ними должны  будут  строиться  такимобразом,  что распредкомпаний, где до сих пор допускался основной объемкоммерческих потерь,  будут вынуждены более решительно бороться  противних  и  повысить эффективность своей работы,  увеличить сбор средств заотпущенную энергию для того,  чтобы в полной мере  оплатить  полученнуюэлектроэнергию и обеспечить выполнение контрактов.     При сложившихся технологических связях потребитель не может  выби-рать поставщика электроэнергии,  также как и ее производителя. Потреби-тель покупает электроэнергию у распредкомпании своего региона.  При та-кой  организации  рынка  электроэнергии не существует конкуренции средираспредкомпаний.     Государство должно ввести такие рыночные механизмы, которые прово-цировали бы распредкомпании к улучшению экономической деятельности. Не-обходимо разработать такую схему субсидирования распредкомпаний,  кото-рая помогла бы вывести ее на более высокий уровень доходности и сделатьболее  привлекательной для инвестирования.  При этом следует привлекатьотечественные коммерческие банки для  кредитования  энергокомпаний,  тоесть, инициировать создание целевых кредитов и депозитов для финансиро-вания ЭЭС.     Конкуренцию в  сфере торговли энергией между поставщиками (продав-цами) энергии могут обеспечить новые субъекты рынка -  сбытовые  компа-нии, являющиеся правовыми агентами рынка электроэнергии и мощности.     Предлагаемая модель конкурентного рынка и функционирования  сбыто-вых компаний в ЭЭС представлена на рис. 5.2.      Рис. 5.2. Конкурентная модель рынка электроэнергии в Кыргызской               Республике      Из схемы видно,  что конкуренция появляется между сбытовыми компа-ниями  на  ведение договоров между покупателем и продавцом электроэнер-гии.  Сбытовые компании могут заключать договоры с распредкомпаниями напоставку  электроэнергии потребителям,  либо вообще отказаться от услугданной компании. Таким образом, заключенные двусторонние договора будутобеспечивать уверенность распредкомпаний в том, что потребители оплатятза потребленную электроэнергию.  В то же время потребители будут предъ-являть  различного рода претензии не к распределительной компании,  а ксбытовой, которая, в свою очередь, обязуется проследить за предоставле-нием  качественной  электроэнергии данному потребителю.  Добросовестноеисполнение своих обязанностей поможет сбытовым компаниям поправить своефинансовое положение,  изыскать дополнительные денежные средства на ре-конструкцию оборудования и для внедрения новейших технологий  по  учетуэлектроэнергии,  следовательно,  распредкомпании  смогут выплатить своидолги ОАО "НЭС Кыргызстана" и ОАО "Электрические  станции".  Реализацияданной  схемы  потребует проведения открытого тендера на подбор топ-ме-неджеров с квалифицированной командой,  способных вывести  из  финансо-во-экономического  кризиса распредкомпании и соответственно ОАО "Элект-рические станции" и улучшить показатели ОАО "НЭС Кыргызстана".     Развитию прямой  конкуренции среди производящих энергокомпаний бу-дет способствовать строительство новых ГЭС с привлечением частного  ка-питала и соответственно снижению затрат и их оптимизации, с целью полу-чения прибыли.  В связи с открывающимися возможностями участия в созда-нии  единого  рынка электроэнергии как с государствами-членами ЕврАзЭС,так и странами Южной Азии Кыргызстану необходим  поиск  инвесторов  длясооружения  следующих ступеней Средне- и Верхне-Нарынского каскада ГЭС,а также малых ГЭС.  Только в этом случае можно  обеспечить  конкуренциюсреди производителей электроэнергии в республике и занять свое место нарегиональном рынке ЦАР.     Структурная политика  в газоснабжении будет направлена на созданиеусловий для обеспечения надежного газоснабжения страны и по осуществле-ние  конкретных мероприятий по его либерализации.  Развитие системы га-зоснабжения будет осуществляться на основе программы разгосударствленияи приватизации газового хозяйства страны,  реконструкции и развития га-зотранспортных сетей в увязке с намечаемыми объемами потребления газа иусиления государственного регулирования.     Структурная политика в нефтегазовой промышленности в большой  сте-пени  связана  с совершенствованием налоговой политики по регулированиюнедропользования,  поддержке нефтяного бизнеса,  привлечению прямых ин-вестиций  для разработки новых месторождений нефти и газа и загрузке наполную мощность предприятий по нефтепереработке.  Необходимо обеспечитьразвитие  конкуренции поставок на внутренний рынок нефти и нефтепродук-тов,  обеспечение равных условий для  хозяйственной  деятельности  всехсубъектов рынка.     Структурная политика в угольной промышленности  будет  связана  соснижением  и прекращением государственной поддержки из республиканскогобюджета,  увеличением конкурентоспособности отрасли и повышением инвес-тиционной привлекательности предприятий.  Будет завершена полная прива-тизация угольной отрасли.  Меры политики будут направлены на  повышениеэффективности  убыточных  шахт  и поддержку связанных с этим социальныхрасходов,  включая переквалификацию и обучение шахтеров, разработку ин-вестиционных проектов в отрасли.     Структурная политика в теплоэнергетике должна быть связана с  при-ватизацией малых городских и сельских котельных,  упорядочения тарифнойполитики,  на тепловую энергию и повсеместным внедрением новых техноло-гий получения тепла, в том числе солнечного теплоснабжения.     В целях обеспечения мониторинга НЭП  Министерство  промышленности,энергетики и топливных ресурсов Кыргызской Республики должно:     - формировать механизм и  информационно-аналитическое  обеспечениесистемы мониторинга НЭП;     - проводить мониторинг НЭП с целью наблюдения за фактическим поло-жением  дел  в ТЭК и реализацией государственной долгосрочной энергети-ческой политики;     - разработать систему показателей результативности государственнойэнергетической политики;     - проводить системный анализ происходящих изменений в целях своев-ременного выявления и предупреждения негативных тенденций,  влияющих наэнергетическую безопасность страны;     - выделять на каждом  этапе  реализации  энергетической  программыважнейших  целевых  ориентиров  по  реализации социально-экономическогоразвития страны на соответствующий период;     - представлять  в Правительство Кыргызской Республики по результа-там мониторинга ежегодного доклада о ходе реализации НЭП.              6. Стратегические задачи межгосударственного               сотрудничества по созданию единого рынка                   энергоресурсов и развития внешней                        энергетической политики      Стратегическими задачами   межгосударственного  сотрудничества  посозданию рынка энергоресурсов являются:     - сохранение  и  дальнейшее  развитие  существующих энергетическихсвязей в рамках СНГ, ЕврАзЭС, ШОС и других;     - участие в развитии интеграционных процессов в области освоения иразработки водных и топливно-энергетических ресурсов,  повышение эффек-тивности их использования;     - участие в создании и совершенствовании нормативной правовой базыпо совместному освоению водных и ТЭР, совместному использованию водохо-зяйственных и энергетических объектов,  в том числе нефте- и газопрово-дов;     - обеспечение энергетической и экологической безопасности в ЦАР.     Реализация поставленных  задач  требует развития внешней энергети-ческой политики по следующим направлениям:     - укрепление  позиции  Кыргызской Республики в формировании регио-нального энергетического рынка  и  максимально  эффективной  реализацииэкспортной возможности энергетического сектора;     - обеспечение недискриминационного режима внешнеэкономической дея-тельности в энергетическом секторе, доступа для энергетических компанийк рынкам энергоносителей,  зарубежным финансовым рынкам, передовым тех-нологиям энергетического производства;     - содействие привлечению  на  взаимовыгодных  условиях  инвестициймеждународных финансовых организаций;     - продвижение принципов энергоэффективности и  устойчивого  разви-тия, а также подписанных Международных конвенций, протоколов и ДЭХ;     - получение наибольшей выгоды для Кыргызской Республики от внешне-экономической деятельности;     - поддержка новых форм международного  энергетического  бизнеса  вТЭК.     Стратегически важным является укрепление  позиции  Кыргызстана  нарегиональном рынке электроэнергии и мощности с тем,  чтобы в прогнозныйпериод 2011-2025 годов максимально реализовать  экспортные  возможностигидроэнергетики  республики и внести вклад в обеспечение энергетическойбезопасности.     Для этого, в первую очередь, должна быть восстановлена схема взаи-модействия по обмену энергоресурсами:  Кыргызстан - Казахстан -  Таджи-кистан - Узбекистан, которая была создана в рамках Центрально-Азиатско-го экономического сообщества (далее - ЦАЭС) с подписанием в  1998  годуглавами государств Республики Казахстан, Кыргызской Республики, Респуб-лики Таджикистан и Республики Узбекистан межправительственных  соглаше-ний:     - о параллельной работе энергосистем в ОЭС Центральной Азии;     - об использовании водных ресурсов бассейна рек Нарын-Сырдарья.     В соответствии с этими соглашениями Кыргызстан, в обмен за попускиводы из Токтогульского водохранилища в вегетационный период и за попут-но выработанную и экспортированную электроэнергию в  Узбекистан  и  Ка-захстан,  получал  природный газ,  уголь и мазут для ТЭЦ города Бишкек.Однако развитие интеграционных процессов в  ЦАР  не  достигло  желаемыхтемпов  и результатов.  Основная причина заключается в том,  что компе-тентными органами государств ЦАР своевременно не были выработаны в пол-ном объеме конкретные механизмы реализации принимаемых решений.  С 2002года Узбекистан реализовал на своей территории ряд проектов водохозяйс-твенного назначения, направленных на улучшение использования водных ре-сурсов,  а также на перерегулирование стока,  включая сооружения  Арна-сайской  впадины,  снизил  свою зависимость от водных ресурсов бассейнар.Нарын и практически отказался от экспорта электроэнергии из  Кыргызс-кой Республики.     В результате нарушения схемы взаимодействия по обмену энергоресур-сами Кыргызстан вынужден был перейти на заключение двусторонних догово-ров отдельно с Республикой Казахстан, Республикой Таджикистан и Респуб-ликой Узбекистан, при этом условия межгосударственного обмена энергоре-сурсами за попуски воды в вегетационный период стали оформляться прото-кольно.     В связи со слиянием  организации  Центрально-Азиатского  сотрудни-чества  (ЦАС) с ЕврАзЭС для рассмотрения и выработки механизмов взаимо-действия в вопросах водно-энергетического регулирования в ЦА  в  рамкахгосударств-членов  ЕврАзЭС  разработаны  проекты следующих межгосударс-твенных документов,  которые требуют безотлагательного  рассмотрения  ипринятия:     - Концепции эффективного использования водно-энергетических ресур-сов ЦА;     - дорожной карты создания механизма взаимодействия государств-чле-нов ЕврАзЭС в водно-энергетическом регулировании в ЦА;     - обновленного долгосрочного Межправительственного  соглашения  поиспользованию водных ресурсов бассейна р.Сырдарья,  на основе норм меж-дународного водного права с учетом  специфических  условий  ЦентральнойАзии.     Концепция эффективного использования водно-энергетических ресурсовЦА,  разработанная в соответствии с решением Межгоссовета ЕврАзЭС от 16августа 2006 года № 315,  представляет собой совокупность согласованныхвзглядов  и подходов к принципам взаимодействия государств-членов ЕврА-зЭС в совместном освоении гидроэнергопотенциала и эффективном использо-вании  водно-энергетических  ресурсов  в бассейнах рек Нарын-Сырдарья сучетом интересов всех государств и определяет благоприятные экономичес-кие  и  правовые условия для хозяйствующих субъектов государств-членов.Концепция является основой для разработки межгосударственного  соглаше-ния, в ней определены принципы, цели и задачи взаимодействия государствв сфере эффективного использования водно-энергетических ресурсов (далее- ВЭР) ЦАР. Предусматривается:     - разработка и реализация согласованных мероприятий в области  ра-ционального, эффективного освоения и использования ВЭР региона;     - обеспечение оптимального соотношения ирригационного и  энергети-ческого  режима  работы каскадов водохранилищ с учетом годовых и много-летних циклов колебаний водного стока и балансов водных и  энергетичес-ких ресурсов и др.     В Дорожной карте с учетом международного водного права  определеныосновные  принципы  и  требования  к  механизмам  взаимодействия  госу-дарств-членов ЕврАзЭС в водно-энергетическом регулировании в ЦА.  Меха-низмы взаимодействия предусматривают систему мер экономического, техни-ческого,  институционального и политического характера. Документ предс-тавляет  собой  план  поэтапного создания совместных рыночных условий впроцессе интеграции секторов водного хозяйства и энергетики, содержит 3этапа прохождения от исходного положения. Каждый этап соответствует бо-лее высокому уровню интеграции в сфере совместного использования и  ос-воения  ВЭР трансграничных рек Сырдарья.  При разработке Дорожной картыучтены положения и выводы Региональной стратегии рационального и эффек-тивного  использования  водных  и энергетических ресурсов ЦА (ПрограммаСПЕКА.  2003 год), Концепции создания Международного водно-энергетичес-кого консорциума, Концепции создания Общего электроэнергетического рын-ка государств-участников СНГ и другие.     Для развития рынка энергоресурсов в разрабатываемом проекте Согла-шения по Нарын-Сырдарьинскому  бассейну  государствами-членами  ЕврАзЭСзакреплена многолетняя перспектива документа,  а также прямое признаниеобязательств Узбекистаном и Казахстаном оплаты за услуги по  ежегодномуи многолетнему накоплению воды,  которые Кыргызстан предоставляет им засчет значительных потерь для своей экономики.  Соглашение также предус-матривает  более эффективный механизм разрешения споров и разногласий сприменением процедур международного арбитража. Достижение договореннос-тей  относительно принципов и порядка водораспределения,  мер по уровнюкомпенсации затрат на регулирование воды между государствами,  а  такжеоптимизации  режимов  использования  межгосударственных водных объектовявляется актуальной задачей.     По данным Всемирного банка, 44 из 145 соглашений, подписанных в XXвеке, предусматривают оплату в виде денежных переводов или в счет буду-щей  оплаты за воду или услуги по регулированию и поставке воды незави-симыми государствами,  расположенными выше по течению в  трансграничномбассейне.  Этот  механизм использован в Межправительственном соглашениипо бассейну рек Чу и Талас от 2001 года,  согласно которому  РеспубликаКазахстан  принимает  долевое участие в возмещении затрат на эксплуата-цию,  техническое обслуживание водохозяйственных сооружений на этих ре-ках.  Данный механизм закреплен созданием совместной межправительствен-ной комиссии Кыргызстана и Казахстана по управлению водными ресурсами вбассейнах рек Чу и Талас.     В стратегическом плане по бассейну рек Нарын-Сырдарья  Кыргызстанунеобходимо добиваться, чтобы водохозяйственные объекты межгосударствен-ного значения,  обеспечивающие сезонное ежегодное и многолетнее регули-рование, работали как в ирригационном, так и энергетическом режиме, чтостало возможным в результате проведенной с Казахстаном работы по увели-чению пропускной способности реки Сырдарья, обеспечившей попуски воды вАральское море в зимнее время до 4,5 млрд.  куб.м. для выработки элект-роэнергии в зимнее время,  не ставя под угрозу поставки воды  в  летнеевремя.  В перспективе, с вводом Камбаратинских ГЭС появится возможностьполностью обеспечить двухрежимную работу Нижне-Нарынского каскада,  таккак важным преимуществом является независимость от ограничений в зимнеевремя работы Камбаратинских ГЭС,  поскольку вода, сбрасываемая со стан-ций, будет накапливаться в Токтогульском водохранилище.     В целях реализации Плана совместных действий государств-членов Ев-рАзЭС по формированию общего энергетического рынка, утвержденного Реше-нием Межгосударственного Совета ЕврАзЭС от 28 февраля 2003 года, разра-ботана  Стратегия  развития  топливно-энергетических  комплексов  госу-дарств-членов ЕврАзЭС на период до 2020 года. Итоговым результатом под-готовки проекта Стратегии будут обоснованные предложения по  приоритет-ным направлениям, этапам и ориентирам формирования Единого энергетичес-кого пространства ЕврАзЭС.  В этом документе отражены  научно-техничес-кие,  социальные,  экономические  и  другие аспекты формирования общегоэнергетического рынка,  рационального использования  топливно-энергети-ческих  потенциалов и обеспечения энергетической безопасности стран Со-общества и их дальнейшего развития,  регулирования ВЭР ЦАР в  целом,  атакже  совершенствования  нормативной  правовой базы межгосударственныхотношений.     В соответствии  с  Решением Межгоссовета ЕврАзЭС от 25 января 2006года № 103 разработана Концепция  формирования  общего  энергетическогорынка  государств-членов ЕврАзЭС,  в которой определены цели,  основныезадачи,  принципы и основные направления по формированию общего энерге-тического рынка, включающие условия создания общего электроэнергетичес-кого рынка, рынка угля, нефти и газа и др. Положения Концепции являютсяосновой для разработки международных договоров и других правовых актов,а также межгосударственных целевых программ в вопросах формирования об-щего энергетического рынка государств-членов ЕврАзЭС.     В соответствии с Решением Межгоссовета от 16 августа 2006  года  N314  разработан ТЭБ государств-участников ЕврАзЭС на период до 2010 го-да,  который будет определять основные торговые потоки  энергоносителеймежду государствами для создания единого рынка энергоресурсов.     Принципы создания электроэнергетического рынка отражены в  важней-ших  международных документах:  Европейской Энергетической Хартии от 17декабря 1991 года и Договоре к Энергетической хартии от 17 декабря 1994года, который вступил в силу в 1997 году и в котором установлены основ-ные принципы развития энергетической торговли, сотрудничества в областиразвития энергетики, и защиты окружающей среды. Эти международные доку-менты подписали все пять государств ЦА, ратифицировали три - Казахстан,Кыргызстан и Узбекистан.     Соблюдение основных принципов развития энергетической  торговли  исотрудничества  в области развития энергетики в перспективе способство-вало бы реализации энергетической стратегии государств ЦА в направленииразвития тепловых электростанций в Казахстане, Узбекистане, крупных ГЭСв Кыргызстане и Таджикистане и созданию условий для формирования  энер-гетического пула или энергетической биржи. Функцию независимого систем-ного оператора мог бы осуществлять - ОДЦ "Энергия", который должен осу-ществлять  объективную  политику  в своей деятельности и стать стержнемэнергетического пула в перспективе.     Важнейшим механизмом  налаживания сотрудничества должно стать фор-мирование полноценных межгосударственных  субъектов,  способных  рацио-нально  использовать  топливно-энергетические и водные ресурсы региона,обеспечить надежное энерго- и водоснабжение всех потребителей и  прово-дить долгосрочную инвестиционную политику. На Душанбинском саммите главгосударств в ноябре 2004 года было подписано Соглашение о создании Меж-дународного  водно-энергетического  консорциума  (далее  -  МВЭК) странЦентральной Азии и России.  Создание МВЭК может  обеспечить  приемлемоедля Кыргызской Республики решение вопросов, связанных со строительствомКамбаратинской ГЭС-1 и вводом в  действие  в  энергетическом  режиме  собеспечением согласованного ирригационного режима работы Токтогульскогогидроузла.  Россия имеет  намерения  финансировать  определенную  частьстроительства  Камбаратинских ГЭС и заинтересована в поставке гидротех-нического оборудования в Кыргызскую Республику.     МВЭК должен  стать финансовым и страховым механизмом,  который га-рантировал бы устойчивый водно-энергетический обмен,  предусматриваемыйв соглашениях, должен иметь в своем распоряжении средства и инструментыдля обоснования правильности принимаемых решений.  Попуски воды из  во-дохранилищ,  так  же как и поставки ТЭР должны осуществляться валютнымивзаиморасчетами на основе функционирования структуры  "государство-кон-сорциум-банк".  Организация  валютных взаиморасчетов и финансовый конт-роль могут гарантировать оперативность выполнения  принимаемых  решенийпо ресурсным поставкам.     Важным направлением  межгосударственной  деятельности  в   областиэнергетики  необходимо  считать сотрудничество со странами Южной Азии врамках программы СПЕКА.  Рынок сбыта электроэнергии в направлении ЮжнойАзии перспективен режимом пикового потребления электроэнергии, приходя-щимся на летний период, когда Нижне-Нарынский каскад ГЭС работает в ир-ригационном режиме и попутно вырабатываемая электроэнергия,  избыточнаядля Кыргызстана, может передаваться через Таджикистан в Пакистан. Одна-ко  в  этом направлении необходимо решать проблему недискриминационноготранзита электроэнергии через территории соседних стран в третьи  госу-дарства.     В этой связи необходимо активно участвовать в работе таких  межго-сударственных организаций,  как СНГ и ЕврАзЭС по подготовке нормативныхправовых документов,  регулирующих доступ к национальным сетям электро-передач,  транзитную  и  тарифную политику в энергетическом секторе.  Вдвустороннем порядке необходимо целенаправленно  продвигать  вопрос  обунификации  и  упрощении  таможенных  процедур и таможенного оформленияэлектроэнергии,  перемещаемой между государствами-членами ЕврАзЭС и го-сударствами участниками СНГ, поскольку их решение позволят создать бла-гоприятные условия для осуществления перетоков и транзита  электроэнер-гии.  Второй по важности проблемой является сооружение линии электропе-редачи 500 кВ для выдачи мощности и электроэнергии от перспективных ГЭСв направлении Южной Азии.     В настоящее время и на долгосрочную перспективу наиболее вероятны-ми  участниками  интеграционных  процессов в сотрудничестве по развитиюгидроэнергетики и дальнейшему развитию экспорта электроэнергии Кыргызс-тана являются Российская Федерация - по сооружению Камбаратинской ГЭС-1и Китайской Народной Республикой -  по  строительству  ГЭС  на  участкеверхнего и среднего течения р.Нарын и р.Сары-Жаз,  а также Кара-Кечинс-кой ТЭС.     Сооружение их в предполагаемые сроки при заинтересованности инвес-торов позволит увеличить объемы экспорта электроэнергии. При этом, экс-портные поставки электроэнергии прогнозируются в Казахстан и Узбекистанпопутно с попусками воды,  а также Россию, Китай и Пакистан. Поставка в2003-2004 годах летних экспортов электроэнергии из Кыргызстана в Россиютранзитом через электрические сети Казахстана показала  перспективностьданного  маршрута.  Россия в перспективе является не только партнером вкачестве поставщика оборудования на гидроэнергетические объекты,  но  ипотенциальным импортом электроэнергии.  В связи с этим, развитие межго-сударственного сотрудничества в энергетике должно стать одним из  глав-ных приоритетов внешней энергетической политики Кыргызстана.     По проведенным исследованиям в рамках программы СПЕКА ЕЭК и ЭСКАТОООН  могут  быть достигнуты соглашения по экспорту электроэнергии в Па-кистан,  потребность которого в электроэнергии из Центральной Азии сос-тавляет порядка 1000 МВт год по цене 5-6 центов за кВтч, а также с Тад-жикистаном по транзиту электроэнергии через перспективные  ЛЭП-500  кВ,сооружаемые в направлении Южной Азии.  Возможные объемы экспорта элект-роэнергии прогнозируются в объеме от 4,2 млрд. кВтч по первому сценариюи до 6,4 млрд. кВтч в год к 2025 году по второму сценарию (табл. 3.2).     В последние годы имели место низкие экспортные цены  на  электроэ-нергию.  По оценкам экспертов потеря выручки от экспорта электроэнергииисчисляется десятками миллионов долл.США.  Политика мер в среднесрочныйпериод в этой области будет направлена на разработку механизма прозрач-ности экспортного тарифа,  который должен быть  не  ниже  себестоимостиэлектроэнергии, сложившейся на энергетическом рынке страны и региональ-ном рынке электроэнергии на день заключения договора.     Сотрудничество в части обеспечения экономики Кыргызской Республикиимпортным природным газом в объеме до 850-900 млн.  куб.м в год в перс-пективе возможно при содействии ОАО "Газпром" в соответствии с Меморан-думом о намерениях по созданию российско-кыргызского совместного предп-риятия  в нефтегазовой промышленности совместно с ОАО "Кыргызгаз" и ОАО"Кыргызнефтегаз".     Возможен экспорт угля в объеме от 100 до 200 тыс.т,  который будетосуществляться в Китайскую Народную Республику в соответствии с догово-ренностями с угольными предприятиями Кыргызской Республики и в соседниереспублики Центральной Азии.     Реализация стратегических  задач требует совершенствование перего-ворных процессов.  Многосторонние и двусторонние межгосударственные пе-реговоры по использованию ВЭР и торговли энергоресурсами.           7. Основные направления энергосберегающей политики      Повышение эффективности  использования  ТЭР и создание необходимыхусловий для перевода экономики страны на энергосберегающий путь  разви-тия - одна из приоритетных задач государственной энергетической полити-ки.  Решение этой задачи позволит гарантировать при прогнозируемых тем-пах роста устойчивое обеспечение населения и экономики страны энергоно-сителями.     Неэффективность использования топлива и энергии связана с несовер-шенством действующих  технологий,  финансово-экономических  механизмов.Они не стимулируют производителей и потребителей энергоресурсов снижатьзатраты на энергоносители.     При реализации  технологического потенциала энергосбережения выде-ляются три категории энергосберегающих мероприятий:     - малозатратные мероприятия,  которые сводятся к наведению порядкапри использовании топлива и энергии (устранение потерь  энергоносителейпри транспортировке и хранении, соблюдение энергоэкономичных технологи-ческих режимов,  замене энергооборудования избыточной мощности, оснаще-ние потребителей счетчиками энергоносителей и т.п.);     - капиталоемкие мероприятия, требующие значительных целевых инвес-тиций  и  осуществляемые в случаях,  когда эффект от энергосбережения вприемлемые сроки окупит затраты на их реализацию;     - сопутствующие  мероприятия,  выполняемые в процессе техническогоперевооружения отраслей народного хозяйства, когда энергосбережение яв-ляется сопутствующим фактором.     По оценкам специалистов,  суммарное энергопотребление  в  отрасляхэкономики республики может быть сокращено на 13%  за счет технических иорганизационных мероприятий,  не требующих значительных  капиталовложе-ний,  что  может обеспечить экономию в 550 тыс.т.у.т.  в период до 2010года. За счет реконструкции и модернизации существующего энергетическо-го оборудования,  внедрения энергосберегающих технологий можно получитьдо 25%  экономии электроэнергии и около 15% тепловой энергии, что соот-ветствует более чем 2000 млн. кВтч и 800 тыс. Гкал.     В среднесрочной перспективе (2008-2010 годы) необходимо обеспечитьосвоение  части потенциала энергосбережения за счет реализации малозат-ратных мероприятий.     Основным документом, регулирующим отношения в области энергосбере-жения, с целью создания экономических и организационных условий для эф-фективного использования энергетических ресурсов, в настоящее время яв-ляется Закон Кыргызской Республики "Об энергосбережении".     В соответствии  с данным Законом первоочередной задачей на ближай-шую перспективу является принятие целевой программы "Энергосбережение вКыргызской Республике на 2008-2010 годы" (далее - Программа), совместносо среднесрочной тарифной политикой.     Цели и задачи Программы:     - реализация основных положений энергосберегающей политики в соот-ветствии с требованиями Закона Кыргызской Республики "Об энергосбереже-нии";     - обеспечение  перехода экономики на энергосберегающий путь разви-тия при улучшении бытовых условий населения;     - использование  комплекса рыночных механизмов и мер государствен-ного регулирования;     - сокращение  бюджетных дотаций регионов на топливо- и энергообес-печение.     Программы мероприятий состоит из трех блоков:     1. Нормативное, организационно-методическое и кадровое обеспечениеэнергосбережения.     1.1. Создать в кратчайшие сроки комплекс нормативных правовых  ак-тов,  обеспечивающих разработку и реализацию энергосберегающих программи проектов.     1.2. Разработать финансово-экономические механизмы реализации рес-публиканской, отраслевых и региональных программ для создания саморегу-лирующейся системы энергосбережения,  с использованием следующих источ-ников финансирования:     - средств  предприятий,  реализующих мероприятия и программы энер-госбережения;     - бюджетов районов и городов, реализующих программы энергосбереже-ния;     - средств республиканского бюджета, выделенных на реализацию энер-госберегающих проектов и программ;     - средств внебюджетных фондов и инвестиций.     Государственная финансовая поддержка энергосбережения должна  пре-доставляться,  преимущественно, на возвратной основе, на льготных усло-виях и на ограниченный срок,  исходя из значимости и сроков окупаемостипроектов.     Необходимо ввести следующие механизмы,  позволяющие  финансироватьпроекты в условиях недостатка средств:     - использование возвратных схем  финансирования  энергосберегающихпроектов;     - использование льготного кредитования для повышения  энергетичес-кой эффективности;     - предоставление государственным  предприятиям  и  организациям  -потребителям энергоносителей прав на сэкономленные энергоресурсы;     - стимулирование энергосбережения с использованием дотаций населе-нию.     Меры государственной поддержки энергосберегающих проектов предпри-ятий и административно-территориальных образований Кыргызской Республи-ки должны осуществляться с учетом результатов энергетического  обследо-вания, наличия энергетического паспорта и программы энергосбережения.     1.3. Организовать подготовку и  переподготовку  кадров  в  областиэнергосбережения  и внедрения энергосберегающих технологий,  предусмот-рев:     - формирование экологического и энергосберегающего сознания у под-растающего поколения в процессе дошкольного и школьного образования;     - переподготовку специалистов с высшим образованием в области тех-нологических аспектов энергосбережения;     - подготовку  специалистов по проведению энергетических обследова-ний предприятий и организаций;     - проведение  курсов  по совершенствованию профессиональной подго-товки руководящих работников и специалистов предприятий и  организаций,занимающихся проблемами энергообеспечения и энергосбережения.     1.4. Разработать систему государственного регулирования и контролявыполнения Программы.     2. Повышение эффективности производства и потребления ТЭР.     2.1. На основе детального обследования и анализа ресурсов энергос-бережения разработать и принять программы энергосбережения на 2008-2010года и на перспективу до 2025 года по отраслям народного хозяйства, жи-лищно-коммунальной сфере и регионам республики.  Разработать  концепциирегиональной энергосберегающей политики и определить принципы межрегио-нального взаимодействия в области энергосбережения.     2.2. Обеспечить внедрение энергосберегающего оборудования,  прибо-ров регулирования и учета расхода энергоресурсов.     3. Разработка принципиально новых и совершенствование существующихэнергосберегающих технологий, оборудования, приборов и материалов, соз-дание альтернативных источников энергии.     3.1. Определить эффективные условия и  этапы  внедрения  передовыхнаукоемких энергосберегающих технологий, снижения удельного потребленияТЭР в ТЭК,  промышленности,  жилищно-коммунальном секторе, сельском хо-зяйстве, строительстве, на транспорте и в других отраслях экономики.     3.2. Создать банк данных по эффективным энергосберегающим техноло-гиям в Кыргызской Республике и за рубежом.     3.3. Определить возможности ввоза и производства в республике объ-ектов  малой  и  нетрадиционной энергетики с укороченным инвестиционнымциклом,  обеспечивающих более равномерное распределение  энергетическихпроизводств на территории республики.     3.4. Проводить активную информационную  политику,  распространениекомпьютерных рекламно-информационных программ по энергосбережению,  ин-формационных бюллетеней и печатных изданий информационно-рекламного ха-рактера.                    8. Стратегические задачи охраны окружающей             среды и рациональное природопользование в ТЭК      ТЭК, приносит огромную пользу для экономики  страны,  одновременноявляется  одним из крупных источников негативного влияния на окружающуюсреду.  Негативное влияние ТЭК практически проявляется во всех его сек-торах:     - при добыче и переработке углеводородного сырья;     - транспортировке и хранении энергоносителей;     - производстве электроэнергии на теплоэлектростанциях,  и  гидроэ-лектростанциях;     - при передаче и распределении электроэнергии по воздушным  и  ка-бельным линиям.     Особенно неблагополучная экологическая ситуация  продолжает  оста-ваться  в угольной и нефтегазовой отраслях республики.  На предприятияхдобыча угля и вскрышные работы продолжают выполняться с грубыми наруше-ниями технологических требований. После выработки месторождений практи-чески не проводится рекультивация земель, размещение отвалов не обеспе-чивается всесторонней инженерной проработкой. Ежегодно под отвалы зани-маются десятки гектаров новых земель.  Сооружения для очистки воздуха иводоотводы устарели и требуют замены.  Из-за ветхого состояния оборудо-вания экологическая обстановка на шахтах и  разрезах  продолжает  ухуд-шаться и создает угрозу для горняков и населения.     Тепловые электростанции и котельные недостаточно  оснащены  совре-менными  приборами контроля выброса вредных веществ в атмосферу и сбро-сами сточных вод,  что не позволяет обеспечить надежный контроль за ко-личественным и качественным составом отходов производства.  Наблюдаетсятенденция к ежегодному ухудшению качественного состава сжигаемых углей,что приводит к дополнительному увеличению вредных выбросов.     В электроэнергетике слабо  изучены  экологические  последствия  отстроительства  ГЭС,  магистральных  линий электропередачи и подстанций.Мероприятия по охране природы при строительстве ЛЭП практически не про-водятся нормативные критерии для их осуществления недостаточны.  Недос-таточно изучены вопросы вредного воздействия электромагнитных полей  отвысоковольтных ЛЭП и подстанций на людей в условиях высокогорья.     Для улучшения экологической ситуации в ТЭК  должен  быть  проведенследующий комплекс мероприятий.     1. Совершенствование нормативной правовой базы по защите  окружаю-щей  среды и разработка механизмов ее реализации с учетом международныхсоглашений,  ратифицированных Кыргызской Республикой, в первую очередь,Рамочной конвенции ООН об изменении климата (Нью-Йорк,  1992 год) и Ки-отского протокола к рамочной конвенции ООН (Киото,  2001 год). При этомнеобходимо:     - разработать нормативные документы,  регламентирующие организациюстроительно-монтажных  работ и последующую рекультивацию при сооружениигорных ЛЭП и подстанций;     - разработать проект закона об использовании ВИЭ;     - разработать план-график проведения работ по рекультивации  ранеезагрязненных земель в нефте-, газо- и угледобывающем секторах.     2. Повышение энергоэффективности экономического роста, а также ис-пользования  всех  видов  топлива и энергии за счет внедрения передовыхэнергосберегающих технологий и мероприятий по экономии ТЭР и сокращениюих потерь.     3. Широкое использование на территории Кыргызской Республики  эко-логически чистых НВИЭ, в первую очередь, в курортных зонах и заповедни-ках,  а также в местах,  где традиционное энергетическое  строительствоприводит к деградации сельскохозяйственных земель, пастбищ и лесов.     4. Совершенствование технологических процессов и  оборудования  надействующих энергетических предприятиях, а также на предприятиях уголь-ной и нефтегазовой промышленности с целью сокращения загрязнений и дру-гих нарушений состояния окружающей среды.     Первоочередными задачами этого направления являются:     - завершение  вывода  топочных  газов  на ТЭЦ № 1 города Бишкек отвсех котлов к 300 метровой трубе,  что позволит сократить уровень  заг-рязнения приземного слоя от выбросов ТЭЦ на 25-30%;     - установка котла БКЗ-420-ЦКС вместо трех  котлов  БКЗ-160  первойочереди,  что сократит выбросы парниковых газов в 10 раз,  а содержаниеокислов азота в дымовых газах уменьшится в 3-3,5 раза;     - разработка  и  внедрение  эффективных способов промышленного ис-пользования золы и шлака, с последующей рекультивацией выработанных зо-лоотвалов;     - решение вопроса перевода котлов ТЭЦ города Ош на сжигание  угле-мазуто- (нефте-) водных композиций как экологически чистого и экономич-ного вида топлива с использованием местных углей  и  нефтепродуктов,  атакже  реконструкции  всей системы транспортировки и хранения мазута наТЭЦ города Ош;     - разработка предложений по оснащению предприятий ТЭК современнымиприборами контроля выбросов отходящих газов, сточных вод и других вред-ных веществ, а также замене устаревшего, выработавшего свой ресурс обо-рудования по очистке воздуха и воды;     - разработка  мероприятий  по  внедрению новой технологии сжиганияКара-Кечинских углей,  с предварительной газификацией его в специальныхпредтопках-газогенераторах.  Внедрение  этой технологии позволит сокра-тить выбросы летучей золы и газов не менее, чем на 60-80%;     - обязательное  проведение предварительных инженерно-геологическихи гидрогеологических изысканий при выборе участков для размещения отва-лов на предприятиях угледобычи.     5. Разработка мер по сокращению уязвимости природных экосистем присооружении новых гидросооружений в бассейне реки Нарын,  КамбаратинскихГЭС с изъятием земель общей площадью 8455 га,  из них  сельхозугодий  -3302 га,  в том числе пастбищ - 3297 га,  леса - 36,8 га, кустарников -428,2 га, а также затопление 96 км скотопрогонной дороги, подпадающих взоны затопления водохранилищ гидроэлектростанций.     В условиях вывода экономики  на  путь  устойчивого  экономическогороста одной из первоочередных задач в рамках энергоэффективности стано-вится решение проблемы экологической безопасности.  В  республике,  приинтенсивном  развитии  ВИЭ  и  проведении энергосберегающей политики вовсех отраслях экономики и в сфере услуг, есть возможность участия в уг-леродном рынке через механизм Киотского протокола "МЧР проекты" по сок-ращению относительно уровня 1990 года - 23202,53 Гг(*) выбросов  парни-ковых газов в "CO2 - эквиваленте" в 2 раза или до 12000 Гг к 2025 году,что может обеспечить на международном углеродном рынке получение доходав 2,05-24,6 млрд.  сомов (50-60 млн.  долл.США).  Учитывая, что цены завыбросы парниковые газы в перспективе будут возрастать,  создается воз-можность роста доходов,  которые могут быть использованы в качестве ис-точника инвестиций в повышение энергоэффективности экономики и в  энер-гетическую отрасль страны.             9. Научно-техническая и инновационная политика,                     развитие кадрового потенциала      Успешное развитие ТЭК и реализация задач, поставленных НЭП, невоз-можны без проведения соответствующей научно-технической и инновационнойполитики.     В современных  условиях одна из главных задач успешного управленияинновационной деятельностью в ТЭК и его отраслях состоит в рациональномсочетании государственных и рыночных форм управления научно-техническойполитикой,  обеспечивающих согласование целей НЭП с коммерческими инте-ресами организаций и предприятий, реализующих эти цели.     Основной целью научно-технической политики является поддержка Пра-вительством  Кыргызской Республики научно-исследовательских работ в об-ласти энергетики и внедрение новейших  достижений  науки  и  техники  сцелью  существенного  повышения эффективности функционирования отраслейТЭК.  Для этого необходимы следующие приоритеты  государственной  науч-но-технической и инновационной политики:     - реконструкция и техническое перевооружение действующих  объектовТЭК;     - воссоздание и развитие научно-технического  потенциала,  включаяприкладные разработки,  модернизацию экспериментальной базы научных ор-ганизаций и системы научно-технической информации;     - создание  благоприятных  условий для развития инновационной дея-тельности, направленной на коренное обновление производственно-техноло-гической базы ТЭК, ресурсосбережение и улучшение потребительских свойс-тв продукции;     - совершенствование всех стадий инновационного процесса, повышениевостребованности и эффективности использования результатов научной дея-тельности;     - использование потенциала международного сотрудничества для  при-менения  лучших мировых достижений и вывода отечественных разработок наболее высокий уровень;     - сохранение и развитие кадрового потенциала.     Для достижения указанных приоритетов научно-технической и  иннова-ционной политики необходимы:  выявление и экономическая поддержка перс-пективных направлений научно-технической и  инновационной  деятельностичерез  государственные целевые научно-технические и инновационные прог-раммы и проекты;  организация системы государственного учета и контроляза  реализацией  результатов  научных  исследований и экспериментальныхразработок в энергетической сфере,  создание эффективной информационнойинфраструктуры  в  области  науки,  образования и технологий в отрасляхТЭК; финансирование науки в энергетической сфере; содействие разработкеи  внедрению новых эффективных экологически безопасных технологий добы-чи, производства, преобразования, транспорта и комплексного использова-ния ТЭР, с приоритетным использованием собственных источников.     На рассматриваемый период главными направлениями и задачами  науч-но-технических и научно-экономических разработок являются:     - обеспечение и повышение надежности работы существующих энергети-ческих объектов по всей цепочке ТЭК: от производства, доставки и хране-ния энергоносителей до распределения электрической и тепловой энергии;     - повышение эффективности существующего ТЭК за счет уменьшения по-терь и совершенствования производственной базы,  технологии и  экологи-ческой защиты;     - разработка и промышленное освоение гидротранспортных систем топ-ливоснабжения и экологически чистых,  высокоэффективных технологий сжи-гания кыргызских углей;     - разработка и введение государственных нормативов, обеспечивающихзащиту интересов Кыргызской Республики при разработке проектов и строи-тельстве объектов ТЭК;     - разработка законодательных и нормативных  документов,  соответс-твующих условиям Кыргызской Республики,  для проектирования, строитель-ства и эксплуатации электрических  и  тепловых  сетей,  электростанций,нефте- и газопроводов и других объектов ТЭК;     - обоснование и внесение  дополнений  и  изменений  в  действующиеСтроительные нормы и правила (СНиП),  Правила устройства электроустано-вок (ПУЭ) и другие нормативы с целью их лучшему  применению  к  местнымусловиям и современным международным стандартам;     - выполнение работ в  области  стандартизации  по  оборудованию  иэлектротехническим изделиям;     - разработка законодательных и  нормативных  документов,  а  такжедругих мер по уменьшению потерь угля,  нефти и газа в процессе их добы-чи, транспортировки и хранения;     - разработка  нормативов по природоохранной деятельности в топлив-ной промышленности;     - разработка  мер,  обеспечивающих обязательное выполнение утверж-денных в установленном порядке норм и правил при всех видах  проектиро-вания,  строительства и приобретения оборудования, с признанием приори-тета стандартов Кыргызской Республики,  если они содержат более высокиетребования по сравнению с международными стандартами.     Механизмами реализации государственного регулирования научной, на-учно-технической и инновационной деятельности в ТЭК являются:     - создание экономических условий для разработки новых технологий иоборудования за счет всех источников финансирования;     - формирование целевых научно-технических  и  инновационных  прог-рамм;     - разработка системы определения и контроля реализации  приоритет-ных направлений инновационной деятельности и новых технологий в ТЭК,  втом числе с использованием,  находящих все более широкое  применение  вразных странах, отраслевых карт технологического развития;     - укрепление и развитие  консолидированных  отраслевых  источниковфинансирования научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ,концентрация бюджетных и внебюджетных средств в целях реализации  круп-ных инновационных проектов;     - организация в системе ТЭК республиканских центров науки и  высо-ких технологий,  связанных с разработкой и внедрением наиболее перспек-тивных технологий;     - разработка  системы  вовлечения  в хозяйственный оборот объектовинтеллектуальной собственности и  иных  результатов  научно-техническойдеятельности в ТЭК.     В целях реализации приоритетов научно-технической политики  в  ТЭКнеобходимо предусмотреть:     - усиление государственной финансовой поддержки и контроля за соб-людением  государственных интересов при разработке и реализации респуб-ликанских целевых программ,  их переориентация на обеспечение стратеги-ческих задач развития ТЭК;     - разработка принципов экономического стимулирования внедрения но-вых прогрессивных наукоемких технологий, материалов и оборудования;     - проведение инвентаризации научных организаций  в  энергетическомсекторе;     - создание целостной нормативной правовой базы инновационной  дея-тельности в энергетике,  включая вопросы защиты прав авторов и правооб-ладателей интеллектуальной собственности, а также привлечения иностран-ных инвестиций в отечественную инновационную сферу;     - создание и развитие объектов инновационной инфраструктуры.     Необходимым условием  реализации указанных направлений научно-тех-нической политики в отраслях ТЭК является сохранение и развитие  кадро-вого потенциала в научной и научно-технической деятельности.  Для этогодолжно быть обеспечено повышение  престижа  и  привлекательности  науч-но-технической деятельности; создание условий для привлечения и закреп-ления новых кадров в сфере науки;  обеспечение  взаимосвязи  подготовкинаучных  кадров  при  реализации важнейших инновационных проектов госу-дарственного значения;  повышение качества  подготовки  научных  кадроввысшей квалификации, систематическое повышение квалификации руководящихкадров и инженерно-технических работников всех звеньев ТЭК.     В новых, быстро меняющихся условиях становления рыночной экономикируководители отрасли,  ее предприятий и структурных подразделений  зат-рудняются в обеспечении необходимого уровня руководства без овладения ипостоянного совершенствования знаний как в области менеджмента и марке-тинга,  так и в области новейших технических достижений в обслуживаемомсекторе.  Существующая система переподготовки руководящих кадров, в томчисле помощь различных программ и фондов,  являются недостаточными. Дляулучшения положения необходимо сделать обязательной систематическую пе-реподготовку руководящих кадров,  для чего организовать постоянно дейс-твующие учебные курсы переподготовки и повышения квалификации руководя-щих  кадров  ТЭК  с привлечением для обучения ведущих специалистов Кыр-гызской Республики и других стран.     Процесс переподготовки  должен включать следующие основные направ-ления:     - подготовка  топ-менеджеров  для  энергетических  и  промышленныхпредприятий с целью разработки,  исполнения и  повышения  эффективностипрограмм энергосбережения и контроля соблюдения стандартов;     - экономический анализ предприятий ТЭК в условиях рынка;     - ценообразование  в  условиях  разгосударствления  и приватизациипредприятий отрасли;     - инновация в конкурентной рыночной экономике;     - методика лицензирования на предприятиях ТЭК;     - экономика и методы управления в новых формах и структурах предп-риятий;     - современные информационные технологии и компьютерная подготовка;     - профессиональное повышение квалификации,  новейшие достижения  вобласти тепло- и электроэнергетики;     - обучение иностранным языкам.     Финансирование научно-технической  политики в основном осуществля-ется за счет ассигнований отраслевых структур на контрактной  основе  снаучными структурами.  Частичное финансирование в области технической иэкологической безопасности,  разработки нормативных  правовых  актов  идругих вопросов государственной значимости должно производиться за счетбюджетных ассигнований через соответствующие государственные структуры.Общая сумма минимально необходимых ежегодных затрат на научно-техничес-кие разработки в ТЭК на рассматриваемый период оценивается в 6 млн. со-мов в год, в том числе 1 млн. сомов - за счет бюджета. Должен быть нор-мативно решен вопрос о включении объемов финансирования прикладных  на-учных работ в счет себестоимости продукции ТЭК.          10. Инвестиционная политика обеспечения развития ТЭК      Возможности обеспечения устойчивого развития отраслей ТЭК,  надеж-ного топливо- и энергоснабжения потребителей  и  выхода  энергетики  изкризиса должны определяться достаточно жестко проводимой инвестиционнойполитикой в рамках структурной перестройки отраслей  комплекса  и  всейэкономики страны.  Основными факторами, влияющими на инвестиционную по-литику,  являются большая инерционность, фондоемкость и капиталоемкостьотраслей ТЭК, что предопределяет невозможность разового и краткосрочно-го осуществления мер по сохранению и наращиванию производственного  по-тенциала комплекса.     Угроза разрушения производственного потенциала становится все ощу-тимее,  что  подтверждается  динамикой  освоения капитальных вложений вэнергетический сектор страны.  Объем капитальных вложений за счет  всехисточников  финансирования в сопоставимых ценах сократился за последние5 лет в несколько раз,  объемы ремонтно-восстановительных работ в энер-гокомпаниях  выполняются  только  на  60%,  а капитальных вложений - науровне 35%.     Попытки привлечения  инвестиций в ЭЭС для ввода новых мощностей неприносят желаемых результатов, за исключением небольших объемов капвло-жений в рамках ПГИ и собственных средств компаний в развитие производс-твенной базы и ежегодных бюджетных ассигнований для поддержания  строи-тельства Камбаратинской ГЭС-2.     Основными причинами инвестиционного кризиса в ТЭК являются: острыйдефицит собственных и заемных финансовых ресурсов;  сокращение финанси-рования капитального строительства из государственного бюджета; отсутс-твие  экономического  механизма,  стимулирующего  предприятия развиватьпроизводство за счет собственных средств и привлечения иностранных  ин-вестиций;  нарастание  дебиторской  задолженности энергопотребителей и,как следствие,  кризис взаимных неплатежей между производящей, передаю-щей  и  распределяющей  энергетическими  компаниями;  нарастание долговэнергетических предприятий по выплате налогов в бюджет страны и по кре-дитам,  в том числе представленным международными финансовыми организа-циями и частными иностранными инвесторами.     Потребность в  инвестициях для развития энергетического сектора попервому сценарию оценивается в объеме 3,02 млрд. долл.США из них на:     - ввод новых мощностей в период:     2008-2010 годы - 280 млн. долл.США;     2011-2015 годы - 720 млн. долл.США;     2016-2020 годы - 1620 млн. долл.США;     - реконструкцию: в 2008-2010 годы - 75 млн. долл.США;     развитие сетей и подстанций: в 2008-2010 годы - 325 млн. долл.США.     По второму сценарию 5,570 млрд. долл.США, из них на:     - ввод новых мощностей в период:     2011-2015 годы - 1620 млн. долл.США;     2016-2020 годы - 2120 млн. долл.США;     2021-2025 годы - 1000 млн. долл.США;     - развитие сетей и подстанций: 2011-2015 годы - 300 млн. долл.США;     - 2016-2025 годы - 250 млн. долл.США;     - развитие малых ГЭС и НВИЭ:  315 млн.  долл.США, из них в период:2008-2010 годы - 45 млн. долл.США;     2011-2015 годы - 80 млн. долл.США;     2016-2020 годы - 90 млн. долл.США;     2021-2025 годы - 100 млн. долл.США.     Бюджет Кыргызской Республики,  имеющий ВВП чуть выше 100 млрд. со-мов, не в состоянии выделять столь значительные средства.     Для улучшения ситуации необходимо:     - устранение взаимных неплатежей, проведение реструктуризации дол-гов  между  энергокомпаниями,  по  налогам перед фискальными органами идолгам по кредитам;     - устранение  перекосов  цен на энергоносители и переход на цены итарифы,  покрывающие затраты энергокомпаний и предприятий по производс-тву, передаче и доставке энергоресурсов потребителям;     - проведение переоценки основных фондов энергетических предприятийс внедрением практики ускоренной амортизации;     - расширение числа инвестиционных проектов при конкурсном размеще-нии  частных и иностранных инвестиционных ресурсов или в соответствии сдостигнутыми межгосударственными договоренностями;     - незамедлительное  осуществление мер,  направленных на ускоренноефинансово-экономическое оздоровление энергетических  компаний  посредс-твом полномасштабной реструктуризации,  ликвидации бартерных взаиморас-четов за потребленную электроэнергию, сокращения издержек, потерь и хи-щений энергоносителей;     - развитие вторичного рынка ценных бумаг и инфраструктуры фондово-го рынка;     - активное участие в развитии межгосударственного  оптового  рынкаэлектроэнергии в ЕврАзЭС,  а также в Центральной и Южной Азии со своев-ременным обеспечением сооружения объектов инфраструктуры  для  экспортаэлектроэнергии от существующих и перспективных ГЭС;     - использование посреднического участия  международных  финансовыхинститутов ВБ,  МВФ, АБР, ЕБР и др. по привлечению частных инвестиций вэнергетический сектор.     Первоочередными мерами  по  привлечению  частных инвестиций должныстать:     - внесение  изменений  в законодательство по приватизации ряда су-ществующих и перспективных генерирующих мощностей;     - утверждение IV этапа Программы приватизации ЭЭС;     - разработка и принятие Среднесрочной тарифной политики КыргызскойРеспублики на 2008-2011 годы;     - составление перечня перспективных  инвестиционных  проектов  длячастных инвесторов;     - обеспечение  прозрачности  финансово-экономических   показателейэнергетических предприятий для проведения работы с инвесторами.     Наиболее остро стоит вопрос о привлечении  частных  инвестиций,  втом числе стратегических (Интер РАО ЕЭС;  Фонд Ага Хана; Корпорация AES(США);  Группа компаний КНР; Группа компаний "Ренова" (РФ); Группа ком-паний Республики Татарстан (РФ) и другие).     В среднесрочный период (2008-2010 годы) потребуются  инвестиции  вреабилитацию существующих и строительство новых генерирующих мощностей.К приоритетным объектам нового строительства  относится  КамбаратинскаяГЭС-2,  стоимостью 11,48 млрд. сомов (280 млн. долл.США), к объектам пореабилитации - Бишкекская ТЭЦ-1,  Уч-Курганская ГЭС и Ат-Башинская ГЭС.Оценочные  инвестиции составляют:  для ТЭЦ-1 2,05 млрд.  сомов (50 млн.долл.США), для Уч-Курганской ГЭС - 615 млн. сомов (15 млн. долл.США), идля Ат-Башинской ГЭС - 410 млн.  сомов (10 млн.  долл.США). В отношенииэтих объектов капитальные вложения должны быть обеспечены за счет собс-твенных средств,  грантов и инвестиций в рамках ПГИ. В отношении тепло-вых станций Бишкекской ТЭЦ-1 и  Бишкекской  ТЭЦ-2  следует  рассмотретьальтернативный подход с привлечением стратегического инвестора, объеди-нив две станции,  часть угольного разреза  "Кара-Кече",  принадлежащегогосударству, и компанию по распределению тепловой энергии в городе Биш-кек.     В долгосрочной перспективе (2011-2025 годы) потребуются инвестициив сооружение Камбаратинской ГЭС-1,  стоимостью порядка 83,2 млрд. сомов(1,9 млрд.  долл.США); Верхне-Нарынских ГЭС: Ак-Булунской ГЭС - порядка8,2 млрд. сомов (200 млн. долл.США), Джилан-Арыкских ГЭС - порядка 90,2млрд.  сомов  (220 млн.  долл.США).  Объем инвестиций на сооружение Ка-ра-Кечинской ТЭС оценивается в 45,1 млрд. сомов (1,1 млрд. долл.США).     Объемы намечаемых  инвестиций для развития национальных системооб-разующих сетей на период до 2010 года составляют около 13,74 млрд.  со-мов (335 млн.  долл.США), в том числе: для сооружения ПС 500/220 кВ Ке-мин с ВЛ 500  кВ  Север-Юг  -  10,5-10,25  млрд.  сомов  (245-250  млн.долл.США);  для  развития  сетей  Юга  (ПС 500/220 Датка и ВЛ 220 кВ) -2,05-2,25 млрд.  сомов (50-55 млн. долл.США), ВЛ 500 кВ "Датка-Худжанд"ориентировочно 20 млрд. сомов (570 млн. долл.США), и для проекта "Улуч-шение электроснабжения Баткенской области" - 410 млн.  сомов  (10  млн.долл.США).     Для предотвращения угроз от стихийных природных и техногенных воз-действий  необходимо  проведение комплекса охранных мер по укреплению ивыносу трасс ЛЭП с объемом инвестиций около 300 млн.  сомов. Размер ин-вестиций, необходимый для направления на техническое перевооружение вы-соковольтных электрических сетей,  оценивается в 2,1 млрд. сомов. Общийобъем инвестиций, направляемых на модернизацию и техническое перевоору-жение распределительных сетей,  оценивается в 10,25  млрд.  сомов  (250млн.  долл.США).  Поэтапное  проведение  реконструкции позволит снизитьежегодную инвестиционную нагрузку.     Малые ГЭС  и НВИЭ.  За период до 2010 года предполагается осущест-вить техническое перевооружение и восстановление законсервированных ма-лых  ГЭС,  а также построить в различных районах республики новые малыеГЭС,  суммарной мощностью 178 МВт и среднегодовой  выработкой  1  млрд.кВтч  в  год.  Для  реализации этих мероприятий необходимы инвестиции вобъеме 8,36-11,02 млрд.  сомов (220-290 млн. долл.США). Для привлеченияинвестиций в развитие НВИЭ необходимо использовать возможности увеличе-ния годового производства промышленными предприятиями  республики  сол-нечных коллекторов - до 100-150 тыс. кв.м, ветроагрегатов - до 250 МВт,микро-ГЭС - до 2-2,5 МВт, фотоэлектрических преобразователей до 2-3 МВтв год на общую сумму порядка 520-950 млн.  сомов (13-25 млн. долл.США).Планируемый рост тарифов на электроэнергию обеспечит  повышение  конку-рентоспособности  и  эффективности  намечаемых  к  развитию малых ГЭС иНВИЭ.  Ускорение окупаемости инвестиций будет стимулировать привлечениеотечественных и зарубежных инвесторов.     В нефтегазовой промышленности для осуществления планов  реализацииувеличения добычи нефти и газа за 2008-2010 годы потребуется 868,7 млн.сомов и дополнительно на проведение геофизических  исследований  -  315млн.  сомов (90 млн.  долл.США).  Выполнение этих работ предусмотрено спривлечением иностранных инвестиций,  при этом ОАО "Кыргызнефтегаз" на-мерено ежегодно выделять капитальные вложения до 120 млн. сомов.     Инвестиции на переоснащение современным технологическим оборудова-нием, приборами учета и контроля в сфере газоснабжения должны составитьпорядка 20 млн.  долл.США. На новое строительство газораспределительныхсетей ОАО "Кыргызгаз" - 70 млн.  долл.США, на ремонт и модернизацию га-зотранспортных систем ОАО "Казтрансгаз" - 10 млн.  долл.США,  на строи-тельство второй нитки газопровода - 200 млн. долл.США.     В угольной промышленности для поддержания  добычи  на  действующихпредприятиях необходимы инвестиции в объеме 70 млн. сомов в год; за пе-риод 2008-2010 годы - 210 млн.  сомов.  На освоение  разреза  Кара-Кечепотребуется инвестиций в объеме 81,4 млн. долл.США.     В целом потребность в инвестициях в развитие топливной  промышлен-ности в 2008-2010 годы составляет на поддержание и рост добычи:     - угля на действующих шахтах и разрезах - 210 млн. сомов;     - нефти и газа - 868,7 млн. сомов, в т.ч. собственные средства ОАО"Кыргызнефтегаз" - 360 млн. сомов;     - на  проведение  геофизических  исследований  на нефть и газ - 90млн. долл.США;     - на  ремонт  и  модернизацию  газотранспортных  систем  - 10 млн.долл.США, (СП "КырКазГаз");     - на  модернизацию и новое строительство систем газоснабжения - 20млн. долл.США, (ОАО "Кыргызгаз").     На 2011-2025 годы:     - ГП "Комур" освоение Кара-Кечинского месторождения  угля  -  81,4млн. долл.США;     - ОАО "Кыргызгаз",  СП "КырКазГаз" строительство второй нитки  га-зопровода - 130 млн. долл.США;     - ОАО "Кыргызгаз" модернизация и новое строительство систем газос-набжения - 70 млн. долл.США.     Объемы необходимых инвестиций для финансирования развития  энерге-тических объектов на период 2008-2010 годов, 2011-2015 годов, 2016-2020годов, 2021-2025 годов приведены в табл. 10.1.                                                            Таблица 10.1              Необходимые инвестиции(*) для финансирования             объектов нового строительства и реконструкции                 в ТЭК Кыргызской Республики на период                            2008-2025 годов -----------------------------------------------------------------------|Наименование | Уста- |   Сроки  |  Сметная |2008-| 2011-| 2016-|2021-||             |новлен-|строитель-|стоимость,|2010 | 2015 | 2020 |2025 ||             |  ная  |   ства   |   млн.   | гг. |  гг. |  гг. | гг. ||             | мощ-  |          | долл.США |     |      |      |     ||             |ность, |          |          |     |      |      |     ||             |  МВт  |          |          |     |      |      |     ||---------------------------------------------------------------------||Электроэнергетика                                                    ||---------------------------------------------------------------------||Новое        |       |          |          |     |      |      |     ||строительство|       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Камбаратин-  |  360  |2007-2010 |    280   |280  |      |      |     ||ская ГЭС-2   |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Камбаратин-  | 1900  |2011-2020 |   1900   |  -  | 500  | 1400 |     ||ская ГЭС-1   |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Верхне-Нарын-|  200  |2011-2015 |    220   |     | 220  |      |     ||ские ГЭС     |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Ан-Булунская |  200  |2010-2015 |    220   |     |      |  220 |     ||ГЭС          |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Итого: 1-й   |       |2008-2025 |   2620   |280  | 720  | 1620 |     ||сценарий     |       |гг.       |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Сары-Джазские| 1200  |2010-2025 |   1200   |     |      |  200 | 1000||ГЭС          |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Кара-Кечин-  | 1200  |2008-2015 |   1200   |     | 900  |  300 |     ||ская ТЭС     |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Итого: 2-й   |       |2008-2025 |   5020   |280  |1620  | 2120 | 1000||сценарий     |       |гг.       |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Малые ГЭС    |  176  |2008-2020 |    290   | 40  |  70  |   80 |  100||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||НВИЭ         |       |2008-2020 |     25   |  5  |  10  |   10 |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Всего        |       |2008-2025 |   5335   |325  |1700  | 2210 | 1100||             |       |гг.       |          |     |      |      |     ||---------------------------------------------------------------------||Реконструкция                                                        ||---------------------------------------------------------------------||Бишкекская   |  688  |2007-2010 |     50   | 50  |      |      |     ||ТЭЦ-1        |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Уч-Курганская|       |2007-2010 |     15   | 15  |      |      |     ||ГЭС          |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Ат-Башинская |       |2007-2010 |     10   | 10  |      |      |     ||ГЭС          |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||п/ст. Кемин  |       |2007-2012 |    250   |120  | 130  |      |     ||с ЛЭП 500 кВ |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||п/ст. Датка  |       |          |          |     |      |      |     ||с ЛЭП 220 кВ |360 км |2007-2012 |     55   | 55  |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Электроснаб- |       |2007-2010 |     10   | 10  |      |      |     ||жение        |       |          |          |     |      |      |     ||Баткенской   |       |          |          |     |      |      |     ||области      |       |          |          |     |      |      |     ||---------------------------------------------------------------------||Техническое перевооружение                                           ||---------------------------------------------------------------------||Высоковоль-  |       |2007-2010 |     60   | 60  |      |      |     ||тные ЛЭП     |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Распредели-  |       |2008-2015 |    250   | 80  |  80  |   90 |     ||тельные      |       |          |          |     |      |      |     ||электрические|       |          |          |     |      |      |     ||сети         |       |          |          |     |      |      |     ||---------------------------------------------------------------------||Топливная промышленность                                             ||---------------------------------------------------------------------||Нефтегазовая:|       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||На           |       |2008-2010 |     15   | 15  |      |      |     ||поддержание  |       |          |          |     |      |      |     ||добычи нефти |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Геофизические|       |2008-2015 |     90   | 45  |  45  |      |     ||исследования |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Кыргызгаз:   |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||модернизация |       |2008-2020 |    600   |150  | 150  |  150 |  150||и новое      |       |          |          |     |      |      |     ||строительство|       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||Итого        |       |          |    705   |210  | 195  |  150 |  150||---------------------------------------------------------------------||Угольная промышленность                                              ||---------------------------------------------------------------------||На           |       |          |          |     |      |      |     ||поддержание  |       |          |          |     |      |      |     ||добычи       |       |          |          |     |      |      |     ||-------------|-------|----------|----------|-----|------|------|-----||На освоение  |       |2008-2015 |     81,4 | 40  |  41,4|      |     ||разреза      |       |          |          |     |      |      |     ||Кара-Кече,   |       |          |          |     |      |      |     ||млн. долл.США|       |          |          |     |      |      |     |-----------------------------------------------------------------------     (*) Необходимые инвестиции прогнозные, которые будут уточняться помере подготовки ТЭО по предлагаемым объектам.                                                                   Приложение                                                          к проекту НЭП                                 СПИСОК          сокращений и обозначений, используемых в тексте НЭП      ЦАР - Центрально-азиатский регион;     ЕврАзЭС - Европейско-азиатское экономическое сообщество;     ЦАЭС - Центрально-азиатское экономическое сообщество;     ТЭК - топливно-энергетический комплекс;     ТЭР - топливно-энергетические ресурсы;     ТЭБ - топливно-энергетический баланс;     ОЭС - объединенная энергетическая система;     НЭП - национальная энергетическая программа;     СРС - стратегия развития страны;     СНГ - Содружество Независимых Государств;     КФД - квазифискальный дефицит;     ТПЗ - тариф, покрывающий затраты;     ЭЭС - электроэнергетический сектор;     ОАО "ЭС" - открытое акционерное общество "Электрические станции";     ОАО "НЭС  Кыргызстана" - открытое акционерное общество "Националь-ная электрическая сеть Кыргызстана";     ГП "Комур" - государственное предприятие "Комур";     СП - совместное предприятие;     ОсОО - общество с ограниченной ответственностью;     ВВП - валовой внутренний продукт;     НИР и ОКР - научно-исследовательская работа и опытно-конструкторс-кая работа;     АСКУЭ -  автоматизированная  система контроля и учета электроэнер-гии;     ШГРП - шкафный газораспределительный пункт;     БГР-ТБА - Бухарский газоносный район - Ташкент - Бишкек - Алматы;     МВЭК - Международный водно-энергетический консорциум;     НВИЭ - нетрадиционные возобновляемые источники энергии;     КПП - крупные промышленные потребители;     ЛЭП - линия электропередачи;     СНиП - Строительные нормы и правила;     ПУЭ - Правила устройства электроустановок;     ВБ - Всемирный банк;     МВФ - Международный валютный фонд;     АБР - Азиатский банк развития;     ЕБРР - Европейский банк реконструкции и развития;     КНТЦ "Энергия" - Кыргызский научно-технический центр по энергетике"Энергия".