Энергетика Кыргызстана

Рост технических потерь (в абсолютном выражении) явился следствием того, что большая часть основного энергетического оборудования уже исчерпала технико-экономические сроки эксплуатации, а энергосистема не располагает достаточными средствами для проведения реконструкции и модернизации. В результате идет большое отставание по замене устаревшего энергетического оборудования, а использование изношенного оборудования ухудшает технико-экономические показатели деятельности энергосистемы.

Увеличение потребления электроэнергии населением в основном связано с хищениями электроэнергии, а также с массовым ее использованием (более 70%) в осеннее-зимний период для отопления, пищеприготовления и водонагрева вместо угля и газа. Среднемесячный уровень потребления электроэнергии среди населения в расчете на одного абонента в настоящее время достиг 250 кВт/ч и имеет тенденцию к дальнейшему росту. В некоторых регионах этот уровень составил 450 кВт/ч на одного абонента, что выше показателей даже в странах, хорошо оснащенных электробытовыми приборами, как, например, в Англии, где среднее потребление составляет 300 кВт/ч в месяц.

За последний период (2000-2007 гг.) также сократился экспорт электроэнергии в зарубежные страны с 9409 до 3330 млн. кВт/ч, или на 62,4%. Из зарубежных крупных потребителей электроэнергии из Кыргызстана является Россия. Только в 2005 г. в Россию было экспортировано 1800 тыс. кВт/ч электроэнергии.

Казахстан также является крупным потребителем электроэнергии. Ежегодно в Казахстане производится 68-70 млрд. кВт/ч. Причем 80% вырабатывается на тепловых станциях, расположенных на севере республики. Транзит электричества в южные области обходится довольно дорого из-за наличия только одной электрической линии. В то же время в Казахстане полностью приватизирована энергосистема, за исключением транзитных сетей, оставшихся у государства. Купля-продажа электроэнергии идет только за «живые» деньги, никаких бартеров. Существует жесткая конкуренция среди поставщиков и продавцов, то есть очень много компаний-трейдеров.

Согласно межправительственному соглашению, Кыргызстан ежегодно должен поставлять электроэнергию в Казахстан в объеме 1,1 млрд. кВт/ч. Узбекистан взял курс на самодостаточность и проводит политику полного прекращения импорта электроэнергии. В то же время в 2005 г. Узбекистану экспорт электроэнергии составил 519,7 тыс. кВт/ч.

Таджикистан электроэнергию 100 % получает из гидротехнических станций. Его потенциал в гидроэнергетике в 3 раза выше кыргызского и производит ежегодно 15,5-16,0 млрд. кВт/ч. В летнее время таджики вынуждены по бросовым ценам продавать избыток энергии, а зимой испытывают острую нехватку и ее восполняют за счет Кыргызстана. По данным 2005 г., ему было экспортировано 262,3 тыс. кВт/ч электроэнергии.

В настоящее время Кыргызстан ежегодно производит 15 млрд. кВт/ч, из них на экспорт в пределах 2,5-3,0 млрд. кВт/ч.

Финансово-экономические особенности функционирования энергосистемы, основанные на том, что произведенная товарная продукция потребляется в тот же интервал времени, дает возможность судить, насколько обоснованы существующие тарифы на электрическую и тепловую энергию, достаточна ли прибыльность средств, вложенных в производство.

Было осуществлено значительное повышение тарифов на электро- и теплоэнергию, но из-за несоответствия и значительного отставания их от темпов инфляции, изменения курса национальной валюты, роста цен во всех отраслях экономики республики, в странах СНГ и на мировом рынке, а также из-за высокого уровня коммерческих потерь и неплатежей технико-экономические и финансовые показатели АО «Кыргызэнерго» не улучшились. Сегодня долги перед вырабатывающими станциями системой высоковольтных линий электропередачи превысили 7 млрд. сом, а в 2001 г. перед началом реструктуризации АО «Кыргызэнерго», когда единую энергетическую систему разделили на несколько самостоятельных хозяйствующих субъекта, общие долги едва составляли более 1 млрд. сом, то есть за пять лет долг возрос в 7 раз. Известно, что гордость Кыргызстана - мощнейшие гидроэлектростанции, которые без соответствующего финансирования не могут нормально и эффективно работать.

Дебиторская задолженность потребителей 2 млрд. 762 млн. сом. Распредкомпании за эти годы в одностороннем порядке фактически незаконно списали около 25 млн. долл. США. Только по кредиторским обязательствам долг энергетиков составляет 5,3 млрд. сом. За последние пять лет резко сократились налоговые поступления. К примеру, если в 2003 г. энергокомпании перечисляли в госказну в виде налогов 623 млн. сом, то в 2005 г. эта цифра сократилась в 3 раза. На 1 сентября 2006 г., долг энергетиков по налогам составляет более 1 млрд. сом.

Для создания благоприятных условий и улучшения работы энергосистемы необходимо принять меры по решению проблемы неплатежей и снижению коммерческих потерь до минимума (до 3-5 %), а также снижения и недопущения превышения внутренней дебиторской задолженности. Для этого необходимо предпринять следующие меры: повсеместно установить приборы учета; постоянно совершенствовать системы начисления и взимания платы; решить вопросы погашения долгов бюджетных организаций в срок не более 45 дней; принять соответствующие нормативные акты, предусматривающие поощрение для дисциплинированных потребителей и наказание для нарушителей.

2.3 Балансовый метод учета электропотребления

Балансовый метод учёта электропотребления в целом для энергокомпаний применяется с использованием результатов измерений и включает в себя следующие показатели: поступление электроэнергии в сеть, передачу электроэнергии из сети, полезный отпуск электроэнергии потребителям, потери электроэнергии в сети. Для определения всех составляющих баланса электроэнергии проводятся исследования структуры поступления и потребления электроэнергии. Исходя из этого, определяется спецификация электропотребления, выявляется различие в уровнях напряжения по подстанциям, линиям электропередачи и группам потребления (промышленность, сельское хозяйство, население, бюджетные организации и прочие). При анализе балансов электроэнергии проводится сравнение фактических показателей за прошлый год, с учётом необходимых условий сопоставимости.

Применение балансового метода в энергокомпаниях тесно связано с правилами учёта. При этом необходимо согласовать схему размещения приборов учёта во всех точках с учётом границ балансовой принадлежности оборудования и взаимных интересов сторон. Баланс электроэнергии составляется на границе балансовой принадлежности на уровнях напряжения 35 и 110 кВ, по ТП 6-10 кВ, отходящим фидерам 0,4-10 кВ и группам потребителей.

К сожалению, на сегодняшний день недостаточно изучен балансовый метод учёта и контроля за электропотреблением самой нижней структуры составляющих баланса - по группам потребителей. Это ограничивает возможность составления баланса электроэнергии в полном объёме с учётом специфики абонентов, особенно бытовых.

Внедрение балансового метода учёта и контроля за электропотреблением значительно повышает эффективность работы энергокомпаний и позволяет:

снизить потери электроэнергии путём выявления очагов небаланса в узлах учёта;

производить контроль фактического потребления электроэнергии;

разрабатывать планы мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии;

оптимизировать структуры электроэнергетического баланса;

увеличивать уровень оплаты абонентами за отпускаемую энергию; обеспечивать регулярность оплаты и быстрое выявление неплательщиков;

определять рациональные объёмы электропотребления.

В условиях, когда наблюдается рост коммерческих потерь электроэнергии, не снижается дебиторская задолженность, и остаются проблемы с платежами за отпущенную электроэнергию, возникает особая необходимость введения балансового метода.

Переход к балансовому методу учёта и контроля за электропотреблением у потребителей базируется на автоматизации учёта потребляемой электрической энергии. Программное обеспечение позволяет полностью автоматизировать расчёты с выставлением абоненту счёта на оплату.

Применение балансового метода в сетях 0,4-10 кВ ОАО «Северэлектро», где ТП и линии были оснащены необходимыми средствами учёта (трансформаторы тока и напряжения, приборы учёта и др.), наглядно показывают его эффективность. Ежемесячно на основании результатов измерений составляются балансы электропотребления на всех уровнях напряжения, анализируется состояние электропотребления, определяются потери электроэнергии и выявляются причины их возникновения.

Техники и контролёры по расчётам постоянно отслеживают динамику потребления электроэнергии у потребителей, информируют инженера участка или вышестоящих руководителей для принятия мер.

На основе контроля балансовых показателей персонал Энергосбыта проверяет и заменяет приборы учёта, составляет при необходимости акты о безучётном использовании электроэнергии, т.е. выполняет одновременно функцию контролёра и инспекции по состоянию учёта. Кроме того, в его обязанности входит снятие показаний счётчиков у потребителей. Только при такой схеме работы можно определять очаги потерь и эффективно влиять на поступление платежей от абонентов.

Балансовый метод был опробован на ряде участков электрических сетей распределительных энергокомпаний «Северэлектро», «Ошэлектро» и «Жалалабадэлектро» с охватом до 9000 абонентов. Проведённый эксперимент подтвердил эффективность полномасштабного применения этого метода.

Так, в ОАО «Северэлектро» после введения балансового метода по отдельным микрорайонам рост полезного отпуска электроэнергии увеличился в 3-4 раза.

Результативность данного метода наглядно показана за период с сентября 2002 г. по апрель 2004 г. в таблице, где приведены сравнительные цифры объёма электропотребления до и по результатам эксперимента, и на рисунке, где дана динамика изменения потерь электроэнергии за этот же период, на примере микрорайона «Учкун»: (таб.4)

№№ ТП	Количество абонентов	Полезный отпуск электроэнергии	Превышение, раз
		до	после
1408	10	2062	15605	7,6
1441	128	22740	124845	5,5
1973	14	2875	30928	10,8
1986	69	12733	62308	4,9
2021	22	1875	15526	8,3
1256	90	12172	16864	1.4
Итого	333	54457	266076	4,9

Балансовый метод позволяет автоматизировать процесс взаиморасчётов с потребителями за электроэнергию на напряжении 0,4-6-10 кВ. Автоматизированная система проводит расчёты в режиме кредитования потребителя, и определённый договором объём энергии отпускается потребителю. При отсутствии оплаты и договорного объёма электроэнергии система имеет возможность предупредить потребителя об образовании задолженности по оплате. Кроме этого, предусмотрен расчёт в режиме предварительной оплаты: предварительно оплаченный объём электроэнергии отпускается потребителю. Система контролирует и даёт информацию о превышении потребителем договорного объёма электроэнергии и исчерпании предоплаты, или об образовании задолженности по оплате. (рис.3)*



Для внедрения балансового метода необходимо:

создать необходимые технические средства;

организовать расчётно-кассовые центры или пункты платежей и систему прохождения платежей и расчётов;

организовать эксплуатацию технических средств.

Наряду с перечисленным ранее, балансовый метод позволит решать следующие задачи:

исследовать структуру потребления электроэнергии, планировать и определять пути её совершенствования;

осуществлять реальное энергосбережение;

обеспечивать расчёт за потреблённую энергию и мощность только по фактическим показаниям приборов учёта;

предупреждать потребителей при превышении заявленной мощности и образования задолженности;

сократить затраты, улучшить условия труда персонала Энергосбыта и обеспечить его правовую защищённость при проведении отключений за неоплату электроэнергии;

обеспечивать информацией сети при нарушении режима электропотребления.

Для дальнейшего успешного внедрения балансового метода необходимо:

разработать и утвердить единые требования и правила, регулирующие отношения энергоснабжающих организаций и абонентов;

разработать и внедрить форму типового договора или дополнительного соглашения к договору, учитывающую особенности применения нового метода расчётов по договору. Переход на балансовый метод является дальнейшим шагом развития автоматизации контроля и учёта электропотребления и потерь электроэнергии во всех элементах системы электроснабжения. Внедрение балансового метода позволит системно и эффективно реализовать перечисленные мероприятия. Для крупных промышленных предприятий характерна высокая динамика изменения схем системы электроснабжения, связанная с режимными мероприятиями, вводом и выводом оборудования для технического обслуживания и ремонта. Поэтому в каждом случае необходим современный и точный учёт потерь, что можно сделать только при автоматизации их расчёта. Контроль отдельных энергоёмких технологических агрегатов в реальном времени по технологическим нормам удельного расхода электроэнергии и сменным заданиям при соответствующей экономической мотивации работников на этом уровне даёт существенный энергосберегающий эффект выявления структуры потерь, в первую очередь, необходимых для выявления «узких мест» в системе электроснабжения. По результатам электропотребления и заключения договоров на оплату электроэнергии повышается заинтересованность персонала и РЭКов в целом в оптимизации показателей экономической эффективности работ. Широкое внедрение в распределительных сетях балансового метода обеспечит структурные подразделения полной, современной, достоверной и узаконенной действующими нормативными документами информацией, необходимой для упорядочения товарных отношений с потребителем-покупателем и проведения расчётов за отпущенную электроэнергию, которая должна быть признана товарной продукцией. 

3. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики КР

3.1 Гидроэнергетические ресурсы Кыргызстана и их использование

Кыргызская Республика располагает большими запасами экологически чистой энергии - это гидроэнергетический потенциал больших и малых рек, оцененный в 142,5 млрд. кВт/ч возможной выработки электроэнергии в год. Но, несмотря на это, нам не удалось избежать зимы 2008- 2009, хотя метрологи прогнозировали об ожидаемом уменьшении стока воды на 50-80% в Токтогульском водохранилище.

Проблемы в энергетике Кыргызстана связаны с отсутствием научно обоснованного подхода и неэффективного управления, а также нерационального спуска воды в интересах соседних государств.

Проблемы маловодья в Кыргызстане не существует, есть определенные неравномерности по стране, но не маловодье в истоках реки Нарын.

Из общего объема 37 миллиардов кубометров воды, вырабатываемых в Сырдарьинском ареале, Токтогульское водохранилище потребляет 30 миллиардов кубометров воды, а остальные 7 миллиардов вытекают в Казахстан и Таджикистан. При этом из 30 миллиардов кубометров воды республика использует лишь 4 миллиарда кубометров воды.

В связи с этим необходимо разработать стратегию межгосударственного вододеления и проработать вопрос о возмещении Кыргызстану затрат по использованию воды. Подобный законопроект инициирован несколько лет назад, однако до сих пор не прошел все процедуры согласования в правительстве страны, находясь на рассмотрении в Министерстве сельского, водного хозяйства и перерабатывающей промышленности КР.

Кыргызстан не имеет в достаточном количестве газа, нефти, угля, как соседние республики, но имеет богатые водные ресурсы.

В стране учтено 236 крупных и средних рек и их гидроэнергетические ресурсы определены в 15,5 млн. кВт по мощности и 135,5 млрд. кВт/ч по выработке. Общий гидропотенциал малых рек составляет 0,8 млн. кВт по мощности и 7 млрд. кВт/ч по выработке энергии. В целом полный гидроэнергетический потенциал рек был определен в 16,3 млн. кВт, или 142,5 млрд. кВт/ч, и республика могла обеспечить электроэнергией всю Центральную и часть Юго-Восточной Азии.

Другим важным показателям рек Кыргызстана является экономический потенциал, который прямо зависит от уровня развития экономики района, региона и прогресса в области проектирования и строительства ГЭС и т.д. Поэтому экономический потенциал является основным показателям, определяющим значимость гидроэнергии для народного хозяйства. Чем больше его доля в общем валовом гидропотенциале страны, тем ценнее располагаемая им гидроэнергия.

По подсчетам специалистов, потенциальные энергетические ресурсы рек Кыргызстана оцениваются примерно в 162 кВт/ч в год. Только на главной реке Нарын и ее притоках в советское время было намечено строительство 16 гидроэлектростанций, производящих свыше 48 млрд. кВт/ч в год. Из них в советское время было построено только шесть гидроэлектростанций, которые вырабатывают 11 млрд. кВт/ч в год. Было начато строительство седьмой и восьмой Камбаратинских гидроэлектростанций, с годовой выработкой почти 6 млрд. кВт/ч. Для строительство этих сооружений было израсходовано 80 млн. долл. США. За последние 20 лет собственными силами республики удалось выполнить лишь треть строительных работ на ГЭС Камбарата-2. В Камбарату-1 и Камбарату-2 нужно вложить еще не менее 2 млрд. долл. США. Кроме того, еще 200 млн. долл. США - в распредкомпании, чтобы привести оборудование в нужный вид.

В Кыргызской Республике в настоящее время 15 гидроэлектростанций. Мощные ГЭС, сооруженные в нижнем течении реки Нарын, представляют собой каскад гидроэлектростанций, состоящих из пяти ГЭС. Уникальным гидроэнергетическим и ирригационным сооружением является Токтогульская ГЭС (установленная мощность - 1200 тыс. кВт), введенная в строй в 1976 г. Ее связь с энергосистемой осуществляется по двум высоковольтным воздушным линиям (500 кВ). Другими уникальными энергетическими сооружениями Нарынского каскада являются Курпсайская ГЭС (800 тыс. кВт) и Учкоргонская ГЭС сооружена в 1962 г., Курпсайская - в 1982 г. с электропередачей (ЛЭП) напряжением 110 и 220 кВ. Кроме того, из крупных ГЭС в республике функционируют Атбашынская ГЭС (40 тыс. кВт) и не доведенные, но работающие не на проектном режиме, Ташкумырская (450 тыс. кВт) и Шамалдысайская (240 тыс. кВт). Ташкумырская ГЭС введена в эксплуатацию в 1987 г., Шамалдысайская - в 1995 г.

На ирригационных каналах, таких как Западный БЧК, Ат-Башынском сбросе построены каскад Аламединская, Лебединская и Малая Аламединская ГЭС общей мощностью 185 млн. кВт/ч. Отдельные ирригационные каналы также пригодны для строительства малых и средних ГЭС и производства электроэнергии, но они также не используются из-за недостатка финансовых средств.

Имеются определенные успехи в гидротехническом строительстве по разработкам «Гидроэнергопроект», в республике есть возможность построить 95 гидроэлектростанций, общей мощностью 11350 тыс. кВт, суммарной среднегодовой выработкой 49,8 млрд. кВт/ч.

До 1917 г. электроэнергетика в Кыргызстане, как отдельная отрасль промышленности, практически не существовала. В 1913-1914 гг. работали пять небольших электростанций общей мощностью 265 кВт, это: тепловая станция Кызылкийского угольного месторождения (121 кВт), две ГЭС в г. Ош (120 кВт), Бишкекская дизельная электростанция (16,5 кВт), Каракольская дизельная электростанция (7,5 кВт).

В 1929 г. была сооружена малая Аламудунская ГЭС (410 кВт). С 1923 г. электроэнергия применяется для освещения улиц, а с 1930 г. используется в сельском хозяйстве. В 1940 г. общая мощность электростанций Кыргызстана составляла 19,6 тыс. кВт. Количество выработанной энергии равнялось 51,6 млн. кВт/ч.

Гидроэнергетике, в общем электроэнергетическом балансе республики, принадлежит значительная роль, что связано с наличием огромных гидроэнергетических ресурсов. По этим показателям Кыргызстан, в рамках СНГ, уступает лишь Российской Федерации и Таджикистану. А река Нарын по удельной мощности превосходит такие крупные российские реки как Волга и Ангара.

Высокая обеспеченность гидроэнергетическими ресурсами дала возможность быстрого развития энергетического комплекса республики, ставшего с начала 80-х годов крупным производителем электроэнергии в Среднеазиатском регионе и поставляющего в Объединенную энергосистему Центральной Азии свыше 50% вырабатываемой электроэнергии.

Для завершения строительства и вывода на проектную мощность Ташкумырской и Шамалдысайской ГЭС необходимы капиталовложения в объеме 66,7 млн. долл. США. В связи с физическим износом необходимо изыскать средства на реконструкцию Учкоргонской и Атбашинской ГЭС 18 млн. долл. США. Не начаты каскады Сарыджазских и Кокомеренских ГЭС, Каракечинской ГРЭС и др. Для финансирования этих объектов в республике средства пока отсутствуют (табл. 5).

Таблица - Производственная характеристика действующих ГЭС Кыргызстана

Название ГЭС	Год ввода	Напор воды, м	Расход воды, мі/сек.
Токтогульская	1974-1977	140	980
Курпсайская	1981-1982	91,5	972
Ташкумырская	1985-1987	48,7	1038
Шамалдысайская	1992	26,0	1040
Учкоргонская	1961-1962	29,0	760
Атбашинская	1970	67,8	-
Лебединовская	1943	26,8	40
Аламединская №5	1957-1958	15,1	50
Аламединская №6	1958	15,1	50
Аламединская №2	1948	12,3	30
Аламединская №1	1945	12,0	25
Аламединская №3	1951	10,8	23,3
Аламединская №4	1952	10,8	23,3
Калинская	1955	60,0	2,7
Сокулукская	1959	85,0	0,82
Джидаликская №1	1949	2,2	16,0
Джидаликская №2	1949	3,7	17,0
Малая Аламединская	1928-1929	10,1	8,0

Для строительства гидроэнергетических станций и водохранилищ республика теряет определенные площади сельхоз пригодных земель. Например, в Кыргызстане под создание только Токтогульского гидроузла использована земля общей площадью 31,9 тыс. га, из них под водохранилище - 28,4 тыс. га, в том числе - 12 тыс. га поливные пашни. Общий ежегодный ущерб от затопления земель, нанесенный Кыргызстану, составляет 33,9 млн. долл. США.

Если до 1991 г. в общем балансе электроэнергии доля гидроэнергетики в среднем составляла 60-65 %, то к 2005 г. она выросла до 90,7 %.

За последние годы установленная мощность гидроэлектростанций возросла с 1468,9 тыс. в 2000 г. и до 2749,0 тыс. кВт, или на 18,7 % и произведено электроэнергии соответственно с 933,1 до 10150,0 млн. кВт/ч, или на 8,8 %. За это время использование гидроэнергетического потенциала составило: технического - 16,7 % и полного - 8,4 %. (табл. 6).

Таблица - .Производство электроэнергии и использование гидроэнергоресурсов Кыргызстана.

	2003	2004	2005	2006	2007	2008
Устан.мощность ГЭС, тыс. кВ	1468,9	1467,1	2416,0	2717,0	2713,3	2749,0
Производство эле/энергии,млн. Вт/ч	933,1	4845,7	6063,5	10615,5	10058,3	10150,0
Использование гидроэнерг.потенциала, %: технического	1,278	6,63	8,306	14,562	13,790	16,711
полного	0,69	3,35	4,47	7,83	7,42	8,40

Но объем и издержки вырабатываемой электроэнергии зависят от объема воды в водохранилище, поэтому с уменьшением напора воды будет увеличиваться ее удельный расход на выработку 1 кВт/ч электроэнергии. Например, расход воды на выработку 1 кВт/ч электроэнергии при объеме 16 млрд. мі воды в водохранилище составляет 2,3 мі, при уменьшении объема воды он увеличивается: при 13 млрд. мі - 2,9 мі; при 10 млрд. мі - 3,03 мі; при 6 млрд. мі - 4,5 мі.

В настоящее время электроэнергетическая отрасль Кыргызстана имеет в своем составе 3586,48 МВт генерирующих мощностей, в том числе 15 ГЭС(2948,48 МВт) (табл. 7).

Примечание* - таблицы взяты из данных статистического Комитета за 2000-2008гг. и Комплексной основы развития Кыргызской Республики до 2010г.

Таблица - Установленные мощности электростанций Кыргызстана

Наименование электростанции	Установленная мощность, шт/тыс. кВт	Располагаемая мощность, МВт, т/ч	Рабочая мощность, МВт, т/ч	Коэффициент использования, %	Проектная выработка, млн. кВт/ч
Токтогульская ГЭС	4/1200	1200	948,4	79	4400
Курпсайская ГЭС	4/800	800	800	100	2630
Учкоргонская ГЭС	4/180	180	135	75	820
Ташкумырская ГЭС	3/450	435	339,4	75,4	1698
Шамалдысай-ская ГЭС	3/240	170	132,7	55,3	902
Атбашинская ГЭС	2/40	40	26,6	66,5	140
Быстровская ГЭС	3/8,7	8,7	4,6	52,9	65
Каскад АГЭС	18/29,78	29,78	5,3	17,8	118
Итого:	3586,48	3469,98	2552,8	71,2	15173

В отдаленной перспективе, по данным проектных институтов, необходимо рационально использовать гидроресурсы реки Нарын и трех ее притоков: Кокомерен, Алабуги и Ат-Башы. Предусмотрено сооружение еще шести каскадов ГЭС: Кокомеренского-3 ГЭС (1310 МВт), Казарманского-3 ГЭС (900 МВт), Верхненарынского-6 ГЭС (350 МВт), Куланакского-5 ГЭС (440 МВт), Ат-Башинского-6 ГЭС и Алабугинского-4 ГЭС и др.

3.2 Большие проблемы малой ГЭС

В республике, наряду со строительством и эксплуатацией крупных гидроэнергетических объектов, ни для кого не секрет, что ныне жители села испытывают большие неудобства из-за дефицита электроэнергии. Отключение света в большинстве сел республики вызывает массу нареканий в адрес энергетиков. Перегрузка линий электропередачи ведет к быстрому износу оборудования. Зимой от огромных перегрузок постоянно горят трансформаторы. Многочасовое отсутствие света в домах приводит к социальной напряженности. Во многих предприятиях, особенно в пищевой отрасли, сбои с подачей света срывают производственный цикл и приносят большие убытки.

Таким образом, малые реки и водотоки представляют собой ту самую палочку-выручалочку, которая поможет решить множество сопутствующих энергодефициту проблем.

Мини-гидроэлектростанции, после строительства Токтогульских и других крупных гидроэлектростанции, в большинстве своем были законсервированы, а оборудование подверглось расхищению. Убытки составили сотни миллионов сомов.

В настоящее время, по мнению специалистов АО «Чакан ГЭС», теперь имеет смысл восстановить восемь таких объектов. Но, на реанимирование каждого требуются огромные средства от 500 до 800 тыс. долл. США. Эти средства пойдут, например, на расширение подводящих каналов, увеличение их пропускной способности, мощности агрегатов до 3 кВт/ч и др. (табл. 8).

Кыргызстан располагает возможностью не только строительства крупных гидростанций, но имеет резервы по выработке электроэнергии малыми ГЭС. Есть возможность, по рекомендациям специалистов, на малых реках построить около 92 малых ГЭС суммарной мощностью 178 МВт и среднегодовой выработкой до 1,0 млрд. кВт/ч электроэнергии.

Таблица - Производственная характеристика малых гидростанций Кыргызстана

	Установленная мощность, тыс. кВт/ч	Среднегодовая выработка, млн. кВт/ч
Быстровская ГЭС	8,7	46
Лебединовская ГЭС	7,6	65
Калинская ГЭС	1,48	6
Аламединская (АГЭС) №1	2,2	18
АГЭС №1	2,5	20
АГЭС №1	2,14	20
АГЭС №1	2,14	17
АГЭС №1	6,42	23
АГЭС №1	6,42	23
Малая ЕГЭС	0,41	2,0
Итого:	40,0	240

Кроме того, можно было бы восстановить 39 малых ГЭС общей мощностью 22 МВт и средней годовой выработкой до 100 млн. кВт/ч электроэнергии. Это позволило бы регионам республики ослабить их зависимость от топлива при переводе на электроснабжение. Такая возможность позволит ежегодно экономить топливо по этим регионам в объеме 100-200 тыс. т угля, или 60-70 млн. сом (600 сом за 1т). Все это ведет к систематическому росту экономики республики и уменьшению энергетической напряженности, особенно в зимнее время.

По данным «Сельэнергопроект», суммарные гидроэнергетические ресурсы малых рек равны 8214,82 тыс. кВт по мощности, ил 72 млрд. кВт/ч, что составляет 60% полного валового гидропотенциала (табл. 9).

По Кыргызстану 28 рек входят в группы крупных и средних рек и их потенциальная энергия составляет более 1 млрд. кВт/ч.

В гидроэнергетическом потенциале республики, по данным СредазНИИЭ, 25 существующих и 41 проектируемое и строящееся водохранилища составляют соответственно 296,4 и 1650,0 млн. кВт/ч.

Таблица - Гидроэнергетический потенциал учтенных малых рек Кыргызстана

Название бассейна	Качество учтенных рек	Годовой сток, млн. мі	Энергетический потенциал
			мощность, тыс. кВт	энергия, млн. кВт/ч
Чуй	26	3059,3	1102,7	9660
Иссык-Куль	27	2026,6	702,9	6157
Талас	9	943,1	330,1	2891
Нарын	23	6285,0	2135,3	18706
Сырдарья	8	1791,1	880,0	7709
Карадарья	36	7342,7	2485,3	21771
Сарыджаз	5	1964,7	576,6	5051
Всего	134	23412,5	8212,8	71934

В 1980-х годах КырНИОЭ разработал тематическую карту «Гидроэнергетика Кыргызской ССР» по программе комплексной картографической инвентаризации природных ресурсов республики на основе космофотоматериалов. По результатам этой работы полный гидроэнергетический комплекс Кыргызстана был определен в 18,5 млн. кВт по мощности, 162,5 млрд. кВт/ч по энергии.

Как известно, во всех регионах, особенно в зимнее время, наблюдаются перебои энергоснабжения, и поэтому необходимость такого спроса есть. Да и тарифы на электроэнергию постоянно растут. Поэтому использование энергоресурсов малых рек в условиях переходного периода при недостатке финансовых средств имеет, несомненно, большое значение. Для строительства и эксплуатации малых ГЭС не требуется больших производственных издержек на единицу мощности. Например, жители одной из сельских управ Наукатского района решили построить энергоперерабатывающее предприятие на канале Найман.

Большое бремя расходов, то есть 60% от стоимости проекта, взяли на себя представители программы USAID. Станция в Янги-Наукате, по расчетам, ежегодно будет вырабатывать по 3,5 млн. кВт/ч электроэнергии. Электричество, прежде всего, будет поставляться школам, больницам, а потом в частный сектор. Это мини - ГЭС должна функционировать на принципах самоокупаемости. На станции создаются дополнительные рабочие места на десятки человек.

В 2005 г. на горной речке, недалеко от поселка Айдаркен Баткенской области, ввели в строй такую малую ГЭС и вырабатывают электроэнергии.

При умелом использовании, например, рек и речушек только при Прииссыкулья они могут давать около 2 млрд. кВт/ч электроэнергии в год. Однако этот мощный потенциал природных источников практически не задействован.

В бывшем Союзе только в Иссык-Кульской области работали 11 мини- ГЭС. Они являлись прекрасным подспорьем в обеспечении населенных пунктов дешевым электричеством. С переходом на рыночные отношения в силу различных экономических обстоятельств они были брошены и разграблены. Десятилетиями исправно служившее оборудование частью заилилось или было растащено и сдано на металлолом.

Шесть лет назад в устье рек Каракол и Арашан ОсОО «Рук-Энержи» совместно с российскими и узбекскими предприятиями приступило к возведению малых станций, со сметной стоимостью 1 млн. долл. США. Для запуска этой мини - ГЭС требуется еще 500 долл. США. Не торопятся инвестировать свой капитал и частные лица - потребители.

Специалисты проекта ПРООН «Продвижение микроГЭС для устойчивого развития горных сообществ Кыргызстана» выступили с инициативой реконструировать микроГЭС на реке «Джууку» в Джетиогузском районе и увеличить мощность микроГЭС «Байтоо» до 66 кВт/ч.

Всего в Иссык-Кульской области планируется строительство 12 малых ГЭС суммарной мощностью до 30 МВт и годовой выработкой электроэнергии до 150 млн. кВт/ч. Затраты на строительство (возведение помещений, приобретение оборудования и др.) составляет 25 млн. долл. США.

По расчетам специалистов, малые электростанции окупаются за 5-7 лет. В перспективе такие малые ГЭС будут на таких реках и речушках, как Чон-Аксу, Турген, Джууку, Койлю, Турасу, Барскоон, Орто-Койсу и др.

Таким образом, необходимость приоритетного развития электроэнергетики усиливается существенным отставанием республики по энерговооруженности труда, производству и потреблению электрической энергии на душу населения, которое ниже среднего уровня по сравнению с другими странами СНГ в 2,6 раза. Снижение остроты топливно-энергетического баланса как с экономической, так и экологической точек зрения может быть обеспечено за счет комплексного и эффективного освоения местных гидроэнергетических ресурсов. При этом часть вырабатываемой электрической энергии будет реализована на экспорт, увеличивая валютное поступление. Положительной особенностью эффективности развития электроэнергетики в Кыргызстане является возможность строительства каскадов ГЭС, в которых полнее используются ресурсы рек, и повышается степень регулирования. В ближайшей перспективе представляется целесообразным использование экономического потенциала среднего и верхнего течений р. Нарын и его основных притоков - рек Кокомерен и Алабука. В качестве перспективных объектов гидроэнергетического строительства до 2010 г. предполагается строительство каскадов гидроэлектростанций в среднем и верхнем течении р. Нарын. Причем каскады ГЭС планируется строить с головным регулирующим водохранилищем. Прогнозируется построить каскады ГЭС - Камбаратинский из трех ГЭС общей мощностью 2430 МВт, Кокомеренский из трех ГЭС общей мощностью 1305 МВт, Верхнее-Нарынский из пяти ГЭС мощностью 281 МВт, Казарманский из четырех ГЭС общей мощностью 997 МВт и Куланакский из пяти ГЭС мощностью 439 МВт.

3.3 Проблемы энергетической безопасности и альтернативная энергетика в Кыргызской Республике

Вопросы и проблемы энергетической безопасности с каждым годом становятся более острыми, актуальными не только в Кыргызстане, но и во всем мире. Здесь в первую очередь надо выделить непрерывное повышение стоимости нефти и нефтепродуктов, это сказывается особенно для стран, не имеющих достаточных ресурсов, в первую очередь, стран СНГ. При этом если страны Евросоюза перед такой проблемой объединяются, а в странах СНГ преобладают центробежные силы, ссылаясь на рыночные отношения. Поэтому процесс выживания, особенно в осенне-зимний период, чаще всего проблема каждой страны в отдельности. В этой связи важно отметить, как будут развиваться в ближайшие годы страны Центральной Азии, России и др. Достаточно хорошо это отражено в журнале «Мировая энергетика» (октябрь 2007 г.):

Россия - использует традиционно все виды энергетических ресурсов, которыми она достаточно богата.

Казахстан - использует в качестве основного энергетического топлива - уголь, и с появлением в последние годы достаточно больших запасов углеводородов.

Узбекистан - в качестве основного энергетического топлива предполагает использовать уголь, а природный газ предполагается экспортировать.

Таджикистан - в качестве основного энергетического источника предполагает гидроэнергетические ресурсы.

Кыргызстан - в качестве основного энергетического источника предполагает также использовать гидроэнергетические источники.

Аномально холодная зима 2008 года в Средней Азии показала, какие серьезные проблемы в энергетике могут быть, если в качестве энергетического источника брать только гидроэнергетику, поэтому в каждой стране должны быть альтернативные источники энергии, которые существенно влияли бы на энергетический баланс.

Кыргызстан является одной из стран, где в последние годы СССР, да и в последующие годы, основной упор делался на развитие гидроэнергетики, так на долю гидроэлектростанций приходится 82,2 %.

Зимний период 2007-2008 г., когда пришлось увеличить объем воды, поступающей из Токтогульского водохранилища на Токтогульскую ГЭС и др., привел к тому, что на апрель месяц 2008 г. уровень воды из Токтогульского водохранилища достиг 7256 млрд. м3 воды, который при дальнейшей эффективной выработке электроэнергии может прийти к критическому уровню, когда электростанции вообще остановятся, а ведь впереди еще весенне-летний период, поскольку Токтогульское водохранилище является важным ирригационным узлом как для Кыргызстана, так и для Казахстана, Узбекистана. Пополнение воды водохранилища зависит от метеорологических условий, которые должны до октября 2008 г. определить уровень заполнения Токтогульского водохранилища.

Известно, что из-за отсутствия крупных месторождений нефти и газа Кыргызская Республика (КР) получает бульшую часть природного газа и горюче-смазочных материалов из Узбекистана, Казахстана и России. Снабжение предприятий народного хозяйства дорогостоящим импортным топливом отрицательно сказывается на экономике страны и понижает энергетическую безопасность страны.

Оценка реального положения в топливно-энергетическом секторе Республики показывает, что решение такой сложной проблемы может быть достигнуто в результате строительства крупных ГЭС, ускоренного освоения угольных месторождений и развития альтернативной энергетики, в том числе гелиоэнергетики (солнечные печи, параболические концентраторы, фотобатареи), гидроэнергетики (мини и микро ГЭС на малых горных реках), ветроэнергетики (автономные генераторы; генераторы, работающие параллельно с сетью), водородной энергетики (водородные двигатели, топливные элементы), биотоплива (получение биодизеля, метана и синтез газа). Несмотря на очевидную привлекательность таких источников энергии, сегодня капитальные и эксплуатационные затраты значительно превышают показатели по сравнению с традиционными источниками энергии. В связи с такими ограничениями, только малые ГЭС, возводимые в отдаленных районах на горных реках, смогут внести вклад в решение энергетической проблемы. Правительство Республики, обеспокоенное состоянием энергетической безопасности страны, рассматривает «Национальную энергетическую программу» (НЭП) КР до 2010 г. и стратегию развития ТЭК до 2025 г. Основная цель среднесрочной энергетической политики - обеспечение устойчивого развития отрасли. Цель долгосрочной политики - достижение энергетической и экологической безопасности Республики, а также бюджетной эффективности. Прогноз потребления энергоносителей составлен по двум сценариям. По первому объем топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) практически не изменится по сравнению с достигнутым уровнем. Структура ТЭР, ожидаемая к 2025 г. по первому и второму сценариям, показана в табл. 1.

Таблица - Структура ТЭР к 2025 г. по первому и второму сценариям НЭП

Наименование вида энергии	Распределение источников энергии, %
	Сценарий 1	Сценарий 2
Электроэнергия	32	37
Нефтепродукты	31	27
Уголь	23	29
Газ	14	7



Источник - Проект НЭП КР на 2006-2010 гг. и стратегия развития ТЭК до 2025 г.

Из представленного распределения источников энергии на краткосрочную и отдаленную перспективы следует, что принято сокращение импорта углеводородного топлива в результате замещения органических энергоносителей возобновляемыми источниками энергии (ГЭС и НВИЭ), снижения темпов роста потребления энергии за счет активной политики энергосбережения.

По программе ускоренного развития гидроэнергетики предусмотрено строительство 18 ГЭС с выработкой 16 млрд. кВт*ч/год, в том числе Камбаратинской ГЭС-1 и Камбаратинской ГЭС-2, а также двух ГЭС Верхне-Нарынского каскада - Джиланакской-1 и 2. Рассматривается также возможность возведения Сарыджазской ГЭС, Бишкекской ТЭЦ-2, и Кавакской ГРЭС на угольном месторождении Кара-Кече.

Ввод новых мощностей позволит увеличить производство электроэнергии к 2010 г. до 18,4 млрд кВт*ч/год, к 2025 г. - до 38,5 миллиардов. Предусматривается также строительство гидростанций на малых реках мощностью 178 мВт с выработкой свыше 1 млрд кВт*ч/год к 2015 г.

Для реализации указанных амбициозных планов потребуются инвестиции в объеме 930 млн. $ до 2010 г. и свыше 5 млрд. $ - до 2025 г. Вместе с тем, некоторое специалисты считают, что самостоятельно Республика не в состоянии финансировать такую масштабную энергетическую программу в полном объеме. В то же время, заимствование значительных средств за рубежом представит для Республики сложную внешнеэкономическую и внутриполитическую проблему.

Наибольший вклад в развитие альтернативной энергетики и в импортозамещающие технологии может внести газификация каменного угля, например, по технологии ЗАО «Карбоника-Ф» (г. Красноярск, РФ), ФГУП «Центр Келдыша» по альтернативной энергетике и других предприятий. Технологическая и экономическая стратегия предприятия основывается на признании неизбежности повышения тарифов на электрическую и другие виды энергии. В частности, в прогнозе социально-экономического развития РФ на период до 2010 г., распространенном Министерством экономического развития и торговли РФ 18.04.2007 г., говориться, что регулируемые тарифы на электроэнергию будут увеличены в 2008 г. на 12%, в 2009 г. - до 12,5%, в 2010 г. - 13,5%. К концу XXI века ожидается увеличение стоимости электроэнергии в 4 раза. Аналогичные тенденции повышения стоимости единицы энергии ожидаются и в КР.

Современные технологии использования угля позволяют с точки зрения экономической эффективности целесообразно сжигать только летучие компоненты угля, а коксовый остаток (полукокс) использовать как технологическое топливо, металлургический восстановитель или углеродный сорбент с более высокой стоимостью, чем исходный уголь.

Этот технологический процесс позволяет перерабатывать уголь в два продукта: буроугольный кокс и горючий газ, либо осуществлять полную газификацию угля. Использование таких газификаторов оправдано при переводе энергетических или технологических устройств с дорогостоящих топочного мазута, дизтоплива, сжиженного или природного газа - на газ из угля.

Ввод в эксплуатацию установок для газификации угля будет эффективным решением экологической и экономической проблем, поскольку удельные выбросы при сжигании генераторного газа на порядок ниже, чем при сжигании рядового угля, и сопоставимы с выбросами котельных установок, работающих на природном газе.

В связи с этим, исключительно важным становится использование в качестве источника жидких углеводородов и газа бурого и каменного углей, запасов которых в мире достаточно для разработки в необходимых объемах на несколько сот лет. Современные технологии позволяют перерабатывать уголь комплексно, то есть эффективно использовать его составные части. Уже сегодня промышленность в состоянии получать из угля экологически чистое моторное топливо, а с помощью физико-химических процессов - разнообразную промышленную продукцию, в том числе масла, красители, пластмассы.

В КР отсутствуют промышленные запасы нефти, ограниченная добыча в объеме 85 тыс. т в год покрывает не более 18-20% от потребляемого количества горюче-смазочных материалов. Такое же положение складывается в Республике с поставками газа из Узбекистана.

Запасы угля в недрах Республики достигают 3,5 млрд. т, в то же время добыча в 2007 г. не превысила 338 тыс. т. при запросах промышленности и бытового сектора в 1,5 млн. т в год. Самым крупным на севере Республики является Кара-Кечинское месторождение высококалорийного бурого угля, объем которого только для открытой разработки оценивается в 200 млн. т. Таким образом, обеспеченность сырьем будущей углехимической промышленности Республики составит не менее 100 лет.

Месторождение Кара-Кече расположено в 450 км от столицы КР, железная дорога в г. Балыкчи находится на расстоянии около 200 км от месторождения, куда уголь из карьера доставляют автомобильным транспортом. В условиях горной местности транспортирование угля автосамосвалами требует больших затрат, не меньших средств необходимо на поддержание в рабочем состоянии дороги от карьера до г. Балыкчи.

Много лет рассматривается вариант строительства железной дороги от г. Балыкчи до месторождения Кара-Кече, однако строительство такой дороги в условиях пересеченного рельефа местности и высокогорья, необходимость сооружения нескольких крупных мостов требует больших средств, поэтому, несмотря на усилия Правительства Республики, инвесторов, согласных финансировать такое строительство, до сих пор нет.

Самым эффективным вариантом была бы подача газа, получаемого в результате переработки угля на месте его добычи в карьере, от месторождения Кара-Кече до города Бишкек по трубопроводу с ответвлением к другим городам Республики.

Второй вариант - доставка угля на ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 в г. Бишкеке, и ТЭЦ в г. Караколе комбинированным - железнодорожно-автомобильным транспортом, а также в малые города и сельскую местность для переработки в газ и полукокс с целью решения нескольких проблем одновременно: снабжения предприятий и населения газом местного производства, а не поставляемым из-за рубежа, улучшения экологической обстановки и резкого снижения затрат на производство тепловой энергии по месту ее потребления.

Потребности в тепловой энергии населения и промышленных предприятий Бишкека - столицы Республики, число жителей которого на конец 2007 г. достигло 1,1 млн. - 1,5 млн. человек, могут быть удовлетворены за счет использования современных технологий переработки, в частности, газификации угля.

Поскольку химико-технологические свойства бурых углей России, Германии и бурых углей месторождения Кара-Кече различны, то возникает необходимость проведения исследований процессов газификации угольных месторождений Республики и, прежде всего, месторождения Кара-Кече. Для проведения таких исследований необходимо спроектировать и изготовить пилотную установку для газификации бурых углей Каракечинского месторождения. Такую установку целесообразно было бы предварительно расположить на территории ТЭЦ-1 в Бишкеке с целью проверки пригодности получаемого газа для подсветки факела при подаче угольной пыли в топку котлов. Очень актуальным и важным вопросом является эффективное использование углей Кыргызстана в малых котельных, сельском хозяйстве, бытовом секторе.

Очень важным и актуальным проектом для альтернативной энергетики был бы проект «Создание пилотной установки для газификации высококалорийных бурых углей Кара-Кечинского месторождения» при поддержке МНТЦ, что соответствовало бы одному из важных направлений деятельности МНТЦ в ближайшие годы в Центральной Азии.

Современное состояние дел энергетического сектора показывает, что дальнейшее развитие и совершенствование новых технологий использования угля с учетом экологии, экономической эффективности является важной и актуальной задачей повышения энергобезопасности Кыргызской Республики.

От состояния энергосистемы зависит жизнь любой страны. Проблемная базовая отрасль тормозит развитие экономики и ставит под угрозу системы жизнеобеспечения граждан и всего государства, надежная и динамично развивающаяся электроэнергетика позволяет стране комфортно жить в настоящем и уверенно планировать будущее.

Особенно велика роль электрической энергии в странах, недостаточно обеспеченных природными топливно-энергетическими ресурсами, к которым относится и Кыргызстан, но имеющих большие перспективы развития энергетики за счет освоения богатейших гидроэнергетических ресурсов. В условиях постоянного роста цен на топливно-энергетические ресурсы, трудностей с их поставкой, при ограниченных валютно-финансовых возможностях республики только гидроэнергетика, использующая непрерывно возобновляемую водную энергию, способна разрешить многие проблемы.

Кыргызстан относится к числу государств, достаточно обеспеченных гидроэнергетическими ресурсами. По результатам многочисленных технико-экономических исследований общий потенциал производства электроэнергии оценивается в 168 млрд. кВт·ч, на долю гидроэнергетических ресурсов приходится 142,5 млрд. кВт·ч, из которых на сегодня освоено порядка 10 %, а экономически эффективный потенциал составляет без малого 100 млрд. кВт·ч, что в 6,5 раза выше достигнутого уровня производства электроэнергии. Только строительство первоочередных ГЭС Нарынского каскада позволит в ближайший год довести объемы производства электроэнергии до 22 млрд. кВт·ч в год. Это предопределяет экономическое развитие Кыргызстана как важнейшего центра энергоемких производств на Центрально Азиатском регионе.

Для Кыргызстана в прошлом была велика роль СССР во всех смыслах этого слова. Но и в том числе для стратегии развития энергетики. Особенно значимо по экономическим, водохозяйственным, социальным результатам освоение гидроэнергоресурсов бассейна реки Нарын. Еще в то время были проведены комплексные исследования и подготовлены проектные разработки по строительству каскада ГЭС нашей страны. Реализуя этот крупнейший проект, построили пять ГЭС с установленной мощностью 2870 МВт, являющих сегодня основой энергетического комплекса Кыргызстана.

Кроме того, было начато строительство станций Камбарата-1 и 2 суммарной проектной мощностью 2260 МВт. С введением их в строй производство электроэнергии в республике увеличивалось бы еще на 6,2 млрд. кВт·ч в год, обеспечивая устойчивое индустриальное и социальное развитие Кыргызстана и экспорт электроэнергии в сопредельные страны. При этом обеспечивался бы полный цикл регулирования стока вод реки Нарын в водохозяйственных интересах Центрального Азиатского региона.

В этой связи возникает вопрос: сможет ли Кыргызстан решить все энергетические проблемы и есть ли гарантия? Да, в каком-то смысле, это решит все энергетические проблемы страны и обеспечит определенные объемы экспорта электроэнергии за границу. Но мы должны дать прогноз, какие источники энергии будут наиболее востребованы в перспективе. Причем, сформулировать несколько вариантов развития. Вариантность неизбежна из-за неопределенности.

Нынешний энергетический кризис в Кыргызстане может дать мощный толчок развитию альтернативной энергетики, прежде всего солнечной и ветровой. Но, к сожалению, солнечная энергетика - пока дорогой способ производства электроэнергии. Сейчас, это действительно не выгодно. И поэтому в целом по республике пока гелиоустановки в достаточных масштабах не используются из-за отсутствия средств, господдержки и технологий, обеспечивающих эффективность выше той, что показывают те же малые ГЭС страны, хотя, по данным некоторых научных публикаций, в определенных местах, например, в курортной зоне Иссык-Куля, на Ташкумырском заводе полупроводников и т.д. в настоящее время проходит испытания ряд экспериментальных установок по производству электроэнергии, тепла, горячей воды на основе энергии ветра, солнца, биогаза и геотермальных вод. Что касается ветровых станций, они тоже имеют свои минусы. По некоторым оценкам, мощности ветровых источников должны на 50% резервироваться традиционными, поскольку сила ветра в течение суток значительно колеблется. Кроме того, в штормовой ситуации, как это проявилось в Европе, ветровые источники массово останавливаются. А это коллапс для энергосистемы.

Поэтому в ближайшей перспективе неизбежно и необходимо строительство еще пяти крупных ГЭС Средне- и Верхне-Нарынского каскада. Такая грандиозная программа гидроэнергетического строительства не может быть реализована только за счет ресурсов Кыргызстана. Поэтому приоритетная задача - привлечь к сотрудничеству крупнейшие компании России и ряда других стран, располагающих необходимыми инвестиционными ресурсами, проверенными на практике технологиями строительства в горных условиях объектов энергетики, производящих весь спектр энергетического оборудования, соответствующего по качественным характеристикам международным стандартам и совместимого с уже действующим технологическим оборудованием.

Что касается мини-и микро-ГЭС, по некоторым данным, в прогнозируемый период предусматривается сооружение объектов малой гидроэнергетики, к 2010-2015 гг. возможен ввод их мощности в объеме 178 МВт с выработкой свыше 1 млрд. кВт·ч электроэнергии, на что потребуется 200-220 млн. долларов. Хотя, если широко использовать в качестве источников энергоснабжения малую энергетику, в обычном представлении малая энергетика менее рентабельна в сравнении с крупной.

...