Общая установленная мощность энергетического рынка Киргизской Республики составляет около 3,9 ГВт. Из стран членов ЕАЭС только Армения имеет меньшую мощность энергосистемы (3,3 ГВт). Соседний Казахстан обладает энергетическим рынком с общей мощностью 21,9 ГВт. Спецификой Киргизии является то, что ее энергетический рынок представлен в основном гидроэлектростанциями (около 85% от всей установленной мощности).

Это является максимальным показателем среди всех стран ЕАЭС. Но даже при таком доминировании гидроэнергетики, которая является наименее затратной отраслью, в целом энергетический сектор страны занимает первое место среди рынков других стран ЕАЭС по удельному расходу на выработку энергии (407,1 грамм условного топлива для выработки 1 кВт*ч).

Производство энергии в стране составляет 15,6 млрд кВт*ч.  Из-за высокой степени износа оборудования и линий электропередач, доля потерь при передаче энергии составляет до 20%. При этом, по экспертным оценкам, только около 10% приходится на технические потери. Внутреннее потребление составляет около 13,3 млрд кВт*ч. Средний тариф для всех категорий потребителей в Республике составляет всего около двух центов за кВт*ч, что является беспрецедентно низким среди всех стран ЕАЭС. В соседнем Казахстане средний тариф выше в 2,3 раза, в Российской Федерации тариф выше более чем в 3 раза.

Основные генерирующие мощности представлены крупными ГЭС, построенными на реке Нарын еще в советское время. Наиболее крупными из них, обеспечивающие более 60% вырабатываемой энергии, являются Токтогульская ГЭС (1200 МВт), Курпсайская ГЭС (800 МВт) и Таш-Кумырская ГЭС (450 МВт). Срок службы крупных ГЭС превысил 40 лет, оборудование, установленное в советский период, сильно устарело и находится в высокой степени износа. Во избежание техногенных рисков и обеспечения работоспособного состояния основных генерирующих мощностей страна периодически привлекает долгосрочные кредиты у международных институтов для реабилитации крупных ГЭС.

Несмотря на широкое обсуждение и нормотворчество в отношении малой гидроэнергетики, роль малых ГЭС в энергосистеме страны в настоящее время крайне незначительна. В настоящее время в эксплуатации находятся 12 малых ГЭС общей вырабатываемой мощностью всего 42 МВт, дающие всего около 1% от всей выработки электроэнергии. Большинство из них, как и в случае с крупными ГЭС, давно выработало свой срок эксплуатации и нуждается в реабилитации.

Основной потенциал увеличения выработки энергии может быть реализован за счет ввода в эксплуатацию новых крупных и средних гидроэлектростанций. По данным Национального Энергохолдинга КР, имеется перспектива строительства 32 ГЭС общей мощностью 6345 МВт, которые будут вырабатывать около 25 млрд кВт*ч. энергии, то есть фактически удвоят производимый в стране объем. При этом одновременно есть возможности строительства 63 малых ГЭС с суммарной мощностью почти 260 МВт. То есть потенциально возможно увеличить вклад малой энергетики в несколько раз, достигнув 5% от всей выработки электроэнергии.

Преимуществами развития малой энергетики являются относительно невысокие инвестиции в сектор, более короткие сроки строительства, возможности локализации электростанций в непосредственной близости к потребителям энергии, минимизация потерь при передаче энергии, снижение зависимости от сезонов маловодья на крупных водохранилищах. Для потребителей, как промышленных, так и населения, находящихся в отдаленных районах страны, это может быть очень удачным решением.

Потребности в новых мощностях существуют и нарастают в стране с каждым годом. За последние 10 лет внутреннее потребление электроэнергии выросло на почти 4 млрд кВт*ч. и имеет устойчивую тенденцию к дальнейшему росту. Дальнейший рост потребления ограничивается существующими мощностями (по некоторым экспертным оценкам текущий отложенный спрос потенциальных потребителей находится на уровне 5 млрд кВт*ч.).

Если в летнее время страна еще как-то удовлетворяет свои потребности, то в зимнее время они вырастают в разы, и образуется дефицит. Кроме того, в периоды маловодья на реке Нарын (2021 год приходится как раз на такой период), на которой построены все крупные ГЭС страны, энергосектор также сталкивается с необходимостью ограничения подачи электроэнергии и прибегает к внешним закупкам.

Дефицит электроэнергии в зимнее время, как правило, покрывается ее покупками из соседних стран, в основном из Казахстана. К примеру, в 2020 году, по заявлению главы Нацэнергохолдинга, Республика осуществила импорт электроэнергии из Казахстана в объеме 500 млн кВт*ч. - 1 млрд кВт*ч. При этом обычно оплата приобретаемой энергии в рамках определенных лимитов производится зачетом за счет слива воды из киргизских водохранилищ в летний период на ирригационные цели. Без ввода новых мощностей энергосистема Республики станет через несколько лет устойчиво дефицитной, что приведет к регулярному импорту энергии у соседних стран по тарифам, значительно превышающим национальные.

 Наряду с этим у Республики имеются возможности экспорта излишков электроэнергии в рамках проекта CASA 1000 в энергодефицитные Афганистан и Пакистан. Подписанные соглашения устанавливают тариф по продаже электроэнергии в размере девять центов за кВт*ч, причем импортеры готовы приобретать у Кыргызстана весьма существенные объемы, начиная от 1 млрд кВт*ч. В настоящее время идет подготовка к прокладке линий электропередач через территорию Республики для дальнейшего транзита. Инвестиционная стадия может занять несколько лет с учетом проведения линий через территории всех четырех стран, после чего откроются возможности для экспорта электроэнергии.

  Впрочем, это дело будущего. В настоящее время электроэнергии не хватает и для собственных потребителей, в связи с чем Республике приходится периодически ее импортировать. В стране принята Концепция развития топливно-энергетического комплекса Кыргызской Республики до 2030 года. Согласно этому документу к 2030 году ожидается развитие энергетической инфраструктуры, которая позволит увеличить производство электроэнергии до 26 млрд кВт*ч по оптимистическому сценарию и до 17 млрд кВт*ч по пессимистичному сценарию (данный сценарий не предусматривает строительства новых ГЭС и по сути сохраняет текущую энергодефицитную ситуацию).

 Вместе с тем, наличие ранее заявленных, но до сих пор нереализованных планов по запуску новых мощностей, вызывает сомнение в реалистичности достижения даже среднего сценария. В частности, за последние десятилетия было принято несколько стратегий и концепций развития малой и средней энергетики на различные по сроку периоды, однако амбициозные цели всех этих программ не были достигнуты.

Почему же при растущем внутреннем спросе на энергию, значительно превышающем существующую выработку, имеющихся крупных экспортных возможностях и, одновременно, большом неиспользованном потенциале крупных, средних и малых рек, не строятся новые гидроэлектростанции?

Ввод новых мощностей требует больших инвестиций. Это в среднем от 2 млн долларов на 1 МВт устанавливаемой мощности ГЭС в зависимости от гидрологических характеристик объекта строительства. В бюджете Республики собственных средств на такие инвестиции нет, а для частных инвесторов проекты в местной гидроэнергетике, в том числе в малой, представляются малопривлекательными с учетом предлагаемых условий.

 Вопрос в основном упирается в рентабельность и риски. Основной риск является отраслевым и заключается в том, что по существующим тарифам отрасль требует ежегодной поддержки со стороны государства. В целом в силу поддержания льготного тарифа для населения (менее 1 цента за 1 кВт*ч до уровня 700 кВт*ч в месяц) и одновременно самого высокого среди стран ЕАЭС уровня потребления электроэнергии домохозяйствами энергетическая отрасль Республики является убыточной.

 Средний тариф, по которому потребители оплачивают стоимость энергии (два цента за кВт.ч) ниже в среднем на 10%, чем совокупная себестоимость выработки, передачи и распределения электрической энергии, что приводит к необходимости ежегодной финансовой поддержки энергетических компаний со стороны бюджета в различных формах (субсидии, кредиты). Как правило, бюджетные кредиты энергокомпаниям впоследствии списываются в виде потерь. Общая задолженность энергокомпаний перед бюджетом на начало 2018 года достигла почти 20% ВВП. Уровень задолженности значительно вырос в последние годы по причине реализации крупных проектов, включая строительство ЛЭП «Датка-Кемин» и реконструкцию Токтогульской ГЭС.

Если посмотреть на структуру производственной себестоимости электроэнергии в целом по стране, то разница в стоимости кВт*ч, получаемого от ТЭЦ и от ГЭС, огромная. Хотя по выработке электрической энергии ТЭЦ занимают около 15%, ими генерируются основные затраты энергетического сектора. Если средняя себестоимость выработки кВт*ч на всех гидроэлектростанциях составляет 0,15 сома (около 0,2 цента), то себестоимость кВт*ч на Бишкекской ТЭЦ составляет уже 358 сом (почти пять долларов), что более чем в двадцать раз выше стоимости энергии от гидроэлектростанций. Для потребителей эта разница значения не имеет, он оплачивает единый тариф. Но для государства в целом это обстоятельство является важным фактором в поддержку развития гидроэнергетики.

 В начале 2021 года вновь избранный президент Киргизии Жапаров признал ситуацию в энергетической отрасли катастрофической. Долги энергосектора на необходимые работы по модернизации составили почти два млрд. долларов. Новые мощности не вводятся по причине отсутствия средств, кредиторы не могут в условиях неопределенности тарифа и отсутствия четких гарантий приобретения энергии рассматривать новые проекты.

Какой видится выход из сложившейся ситуации?

Одним из путей решения мог бы стать рост количества крупных промышленных потребителей, тарифы для которых могли бы быть в разы выше, чем тарифы для населения, что позволило бы выйти на прибыльность сектора. Крупные потребители, исходя из сложившейся практики, готовы платить дополнительную плату к общему тарифу за устойчивость и бесперебойность поставок электроэнергии. Это особенно важно для ряда производств непрерывного цикла. Некоторые зарубежные компании, в том числе российские, рассматривают вопрос локализации крупных энергоемких производств в Республике, при наличии источника электроэнергии, и готовы платить с премией к существующим коммерческим тарифам.

 Обсуждается также вопрос установления коммерческих тарифов для промышленных потребителей. Возможность этого с учетом низкой текущей стоимости электроэнергии существует. Но для того, чтобы подключать промышленных потребителей просто необходим ввод в эксплуатацию новых мощностей и, соответственно, привлечение средств зарубежных инвесторов, идущих в консорциуме с операторами ГЭС, и предоставление им гарантий выкупа электроэнергии по выгодному тарифу.

Перспективные объекты для строительства есть. По данным ГКПЭН, на реке Нарын можно построить еще восемь каскадов из 34-х гидроэлектростанций общей мощностью 6,45 ГВт. Наиболее крупным объектом может стать Верхненарынский каскад и Камбаратинская ГЭС-1 мощностью почти 2 ГВт, по которой уже разработано технико-экономическое обоснование.

Одновременно необходимо принимать меры по стимулированию населения к энергосбережению. Для этого возможно применение различных действий – от постепенного повышения существующих тарифов с адресной поддержкой нуждающихся групп населения до снижения уровня отпуска энергии по льготному тарифу. Существующие сверхльготные тарифы распространяются на все категории населения и не стимулируют бережного отношения к данному ресурсу.

Совокупность этих мер будет стимулировать приход инвестиций в энергетический сектор, позволит в несколько раз увеличить выработку электроэнергии, а также даст возможность начать ее экспорт в соседние страны.