Калый Рахимов, Кубатбек Рахимов - Корзина тарифов: Тарифная политика и инвестиционная привлекательность энергетических проектов Кыргызской Республики - Мнения АКИpress

В статье развивается концепция «корзины тарифов» — инструмента обоснования тарифной политики Кыргызстана, сконструированного по аналогии с механизмом currency board. На основе официальных данных Министерства энергетики КР (баланс электроэнергии 2024–2030, тарифный план 2024–2035, паспорта инвестиционных проектов), расчётов нивелированной стоимости генерации (LCOE) и сравнительного анализа тарифов торговых партнёров авторы доказывают: тарифы КР структурно занижены относительно регионального уровня, что блокирует привлечение частных инвестиций в новую генерацию и консервирует дефицит мощностей. Предлагается дорожная карта тарифной реформы 2025–2033, обеспечивающей безубыточность отрасли и инвестиционную привлекательность ключевых проектов — от каскада Камбар-Ата до ТЭС Кара-Кече мощностью 1 200 МВт I. Введение: энергетика КР между потенциалом и реальностью Кыргызская Республика располагает крупнейшим в Центральной Азии гидроэнергетическим потенциалом — 142,5 млрд кВт·ч в год, что соответствует лидирующей позиции в регионе. На реке Нарын возможно строительство 7 каскадов, включающих 27 гидроэлектростанций суммарной мощностью 6 435,4 МВт со среднемноголетней выработкой 22 555 млн кВт·ч в год. Помимо этого, страна обладает значительным потенциалом солнечной энергии (инсоляция 1 700 кВт·ч/м² в год при продолжительности солнечного сияния 2 100–2 900 часов) и ветровой генерации (оценочно 2 млрд кВт·ч/год). Запасы угля составляют 5,7 млрд тонн Картина реальности разительно контрастирует с этим потенциалом. Из 142,5 млрд кВт·ч гидропотенциала освоено лишь 13,5%. Среднегодовая выработка электроэнергии составляет около 14 млрд кВт·ч, при этом страна вынуждена ежегодно импортировать электроэнергию — в 2024 году импорт достиг 4,013 млрд кВт·ч, или 23% от суммарной покупки НЭСК. По официальному прогнозу Министерства энергетики КР, к 2035 году потребление достигнет 29,7 млрд кВт·ч — почти вдвое выше текущей выработки. Уже к 2025 году ожидается потребление 18,7 млрд кВт·ч Существующая установленная мощность энергосистемы составляет 4 017 МВт: ГЭС — 3 155 МВт (78,5%), ТЭЦ — 862 МВт (21,5%). Сети высокого напряжения (110–500 кВ) протяжённостью 7 500 км связывают северную и южную части страны через линии 500 кВ «Токтогульская ГЭС — Тулебердиева — Фрунзенская» и «Датка — Кемин», а также интегрированы в ОЭС Центральной Азии, охватывающую Казахстан, Узбекистан и Таджикистан Ключевой вопрос, на который настоящая статья даёт развёрнутый ответ: почему богатейшая в регионе по гидропотенциалу страна хронически испытывает дефицит электроэнергии и не может привлечь достаточный капитал для освоения своих ресурсов? Наш тезис: первопричина — структурно заниженные тарифы на электроэнергию, которые делают любой новый энергетический проект в КР финансово нежизнеспособным без государственных субсидий. Для обоснования этого тезиса и выработки конструктивной альтернативы мы предлагаем концепцию «корзины тарифов» II. Корзина тарифов: теория и формальная конструкция 2.1. Аналогия с currency board Механизм валютного управления (currency board) обеспечивает монетарную дисциплину малой открытой экономики, привязывая национальную денежную единицу к корзине резервных валют на фиксированном курсе. Эмиссия ограничена наличием валютного покрытия. Тем самым устраняется возможность произвольной девальвации и инфляционного финансирования дефицита — страна принимает внешний дисциплинирующий якорь Предлагаемая концепция «корзины тарифов» применяет ту же логику к энергетике. Электроэнергия — «второй кровоток» экономики, пронизывающий все отрасли. В открытой экономике, интегрированной в региональный рынок товаров, услуг и капитала, внутренняя цена на этот базовый фактор производства не может систематически и существенно отклоняться от цен торговых партнёров — ровно так же, как в условиях currency board не может произвольно отклоняться валютный курс. Если тариф занижен — страна субсидирует чужих производителей за счёт собственных природных ресурсов и налогоплательщиков 2.2. Формальная конструкция Пусть страна i торгует с N партнёрами. Обозначим тариф на электроэнергию для промышленных потребителей в стране j как τⱼ (долл./кВт·ч), долю страны j в товарообороте КР как wⱼ (Σwⱼ = 1). Корзинный тариф для страны i: T_basket(i) = Σ wⱼ · τⱼ, j = 1..N Условие тарифной устойчивости в открытой экономике: τᵢ ≥ T_basket(i) · (1 − δ) где δ — допустимый «дисконт конкурентного преимущества», обусловленный объективными факторами (более низкие затраты на труд, природная рента, более дешёвая гидрогенерация). При τᵢ < T_basket · (1 − δ) возникает «тарифный демпинг» — страна субсидирует внешних производителей. Величина δ не может быть произвольной: она ограничена объективными параметрами конкурентоспособности и в случае КР, с учётом гидроресурса, оценивается нами в 20–25% максимум 2.3. Механизм тарифного демпинга Рассмотрим конкретный механизм. При тарифе для промышленности 4,5 цента/кВт·ч в КР против 7–8 центов в Казахстане и России, иностранный инвестор, разместивший энергоёмкое производство в КР мощностью потребления 100 МВт, экономит ежегодно: Субсидия = 700 млн кВт·ч × 0,03 долл. = 21 млн долл./год За 20-летний срок эксплуатации это 420 млн долл. — природная рента Кыргызстана, безвозмездно переданная иностранному инвестору. При этом кыргызская энергосистема обязана обеспечивать бесперебойное снабжение, но лишена средств на инфраструктуру. Совокупный скрытый субсидий по всей энергосистеме КР (разрыв между фактическим и экономически обоснованным тарифом, умноженный на суммарное потребление ~15,5 млрд кВт·ч) составляет по нашей оценке около 400–500 млн долл. ежегодно III. Тарифный ландшафт Центральной Азии и расчёт корзины 3.1. Сравнительный анализ тарифов Для построения корзины тарифов систематизируем данные по тарифам для промышленных потребителей в странах — ключевых торговых партнёрах КР по состоянию на 2024–2025 годы Таблица 1. Тарифы на электроэнергию в ключевых торговых партнёрах КР и расчёт корзины Источник: данные национальных регуляторов, МЭА, АБР, авторские расчёты. Тарифы приведены по среднему курсу 2024 г Взвешенный «корзинный» тариф составляет 7,59 цента/кВт·ч. С учётом дисконта конкурентного преимущества δ = 25% (гидрогенерация, более низкие издержки труда) целевой минимальный уровень тарифа для КР: τ_min = 7,59 × (1 − 0,25) ≈ 5,7 цента/кВт·ч Фактический средний промышленный тариф КР (~4,35 цента/кВт·ч) ниже этого обоснованного минимума примерно на 24%. Иными словами, даже с «льготой» за гидроэнергетику тарифы КР являются демпинговыми относительно регионального уровня 3.2. Тарифный план КР 2024–2035: официальные данные Правительство КР приняло план поэтапного доведения тарифов до экономически обоснованного уровня к 2035 году. Данные слайдов Министерства энергетики позволяют детально проследить эту траекторию в разрезе всех групп потребителей Таблица 2. Тарифы на электроэнергию в КР по группам потребителей, 2024–2035 (сом/кВт·ч) Источник: слайды Министерства энергетики КР, тарифный план до 2035 года Таблица 2 обнаруживает критическую особенность: дефицит тарифа в 2027 году (-0,61 сом/кВт·ч) увеличивается по сравнению с 2024–2026 годами. Это следствие ввода новых мощностей (ТЭЦ-2 Бишкек, ТЭЦ Бишкексельмаш) с более высокой себестоимостью при недостаточно быстром росте тарифов. Данный факт подтверждает системный характер проблемы: даже плановая траектория тарифов неадекватна инвестиционным потребностям отрасли Принципиально важен тариф для энергоёмких промышленных потребителей: в 2024 году он составляет 5,58 сом (~6,2 цента/кВт·ч) и к 2035 году достигает 11,90 сом (~13 центов/кВт·ч). Государство де-факто признаёт экономически обоснованный уровень для крупных потребителей, однако общий тарифный фон остаётся субсидированным IV. Нивелированная стоимость генерации: математика новых проектов 4.1. Методология LCOE Нивелированная стоимость электроэнергии (Levelized Cost of Energy, LCOE) — стандартный индустриальный инструмент определения минимального тарифа, необходимого для окупаемости инвестиций в генерацию на протяжении всего жизненного цикла объекта. Базовая формула: LCOE = (CAPEX · CRF + OPEX_год) / (CF · 8760 · P) где CRF = r · (1+r)ⁿ / [(1+r)ⁿ − 1] CF — коэффициент использования установленной мощности; P — мощность в МВт; r — ставка дисконтирования (WACC); n — срок жизни объекта в годах 4.2. Расчёты LCOE для ключевых проектов КР Рассмотрим три типа генерации, наиболее актуальных для Кыргызстана, используя данные проектной документации Министерства энергетики КР и международных стандартов Крупная ГЭС (Камбар-Ата-1: 1860 МВт, CAPEX ~3,5 млрд долл., r = 10%, n = 60 лет, CF = 0,37): CRF = 0,10 × (1,10)⁶⁰ / [(1,10)⁶⁰ − 1] ≈ 0,1003 LCOE_ГЭС = (3500 × 0,1003 + 18) / (0,37 × 8760 × 1860) ≈ 369/6028 ≈ 0,061 долл./кВт·ч Это нижняя граница при оптимистичном CAPEX. При CAPEX 5–7 млрд долл. (реалистичная оценка с учётом сложности плотины высотой 256 м и водохранилища 5 460 млн м³) LCOE составит 0,085–0,110 долл./кВт·ч СЭС типа Тору-Айгыр (300 МВт, CAPEX ~270 млн долл., r = 10%, n = 25 лет, CF = 0,26): CRF = 0,10 × (1,10)²⁵ / [(1,10)²⁵ − 1] ≈ 0,1102 LCOE_СЭС = (270 × 0,1102 + 7) / (0,26 × 8760 × 300) ≈ 36,7 / 683 ≈ 0,054 долл./кВт·ч ТЭС Кара-Кече (этап 1: 600 МВт = 2×300 МВт, CAPEX ~720 млн долл., r = 12%, n = 35 лет, CF = 0,65): CRF = 0,12 × (1,12)³⁵ / [(1,12)³⁵ − 1] ≈ 0,1241 LCOE_ТЭС = (720 × 0,1241 + 80) / (0,65 × 8760 × 600) ≈ 169,4 / 3417 ≈ 0,050 долл./кВт·ч ТЭЦ Чалдовар (500 МВт, CAPEX 300 млн долл., r = 10%, n = 30 лет, CF = 0,70): LCOE_ТЭЦ = (300 × 0,1061 + 45) / (0,70 × 8760 × 500) ≈ 76,8 / 3066 ≈ 0,025 долл./кВт·ч (газ) Последняя цифра — кажущаяся — требует оговорки: при цене газа 150–200 долл./тыс. м³ и потреблении >100 тыс. м³/час топливная составляющая радикально меняет итоговый LCOE в сторону увеличения до 0,055–0,075 долл./кВт·ч Таблица 3. Сводные результаты расчёта LCOE и сопоставление с тарифами КР * — для реконструкций CAPEX рассчитывается только на прирост мощности; амортизация основных фондов уже пройдена. Источник: проектная документация Минэнерго КР, авторские расчёты Вывод таблицы 3 принципиален: любой новый энергетический объект в КР — будь то крупная ГЭС, СЭС или тепловая станция — не окупается при действующем тарифном уровне. Исключение составляют реконструкции уже амортизированных советских ГЭС, где основные капитальные затраты исторически списаны. Именно этим объясняется парадокс: государство способно финансировать реконструкцию Токтогульской ГЭС (прирост 240 МВт) и не способно привлечь инвестора в строительство новой крупной ГЭС — разная экономика проектов при одинаковом тарифном фоне V. Инвестиционный портфель: амбиции и финансовые реальности 5.1. Ключевые проекты и их статус Министерство энергетики КР ведёт насыщенный портфель инвестиционных проектов. Его детальный анализ позволяет конкретизировать тарифные требования для каждого типа генерации Таблица 4. Инвестиционный портфель энергетики КР: ключевые проекты 2025–2033 Источник: презентационные материалы Министерства энергетики КР (слайды, 2025 г.) 5.2. CASA-1000 как ценовой якорь экспорта Проект CASA-1000 — экспорт гидроэнергии КР и Таджикистана (до 1 300 МВт) в Афганистан (~300 МВт) и Пакистан (~1 000 МВт) в летние месяцы — является ключевым аргументом для тарифной дискуссии. Инфраструктура проекта включает ВЛ-500 кВ АС «Датка–Ходжент» протяжённостью около 477 км, конвертерную станцию мощностью 1 300 МВт в Сангтуде, около 750 км высоковольтной DC-линии до Пакистана через Афганистан. Общая стоимость проекта — $1,16–1,2 млрд, финансируется Всемирным банком, ЕБРР, ЕИБ и Исламским банком развития Критически важен ценовой аспект: Пакистан и Афганистан готовы платить рыночную, а не субсидированную цену за летние мегаватты кыргызской гидрогенерации. Экспортный тариф по CASA-1000 объективно значительно выше внутреннего субсидированного тарифа КР. Этот факт является прямым рыночным доказательством того, что «справедливая» цена кыргызской электроэнергии существует и она существенно выше нынешних 4–5 центов/кВт·ч. Реконструкция Курпсайской ГЭС (800→960 МВт, стоимость $150 млн) прямо обоснована необходимостью «позволить экспортировать электроэнергию по контракту CASA-1000» — что само по себе признание: экспортный рынок требует иных мощностей, чем те, что окупаются при внутренних тарифах 5.3. Замороженный потенциал как цена тарифного демпинга Верхне-Нарынский каскад (4 ГЭС, 237,7 МВт, выработка 942,4 млн кВт·ч/год) был заморожен в 2016 году после денонсации соглашения с РусГидро. В 2022 году последовал международный арбитраж, компенсация оценивается в ~$37 млн. Документация готова на 70–80%, инфраструктура подготовительного периода построена (вахтовый посёлок на 450 чел., бетонный завод, дороги). Тендер на возобновление строительства не состоялся. Политически вопрос погашения задолженности решен Количественно оценим цену этого замороженного потенциала. При тарифе 5 центов/кВт·ч и выработке 942,4 млн кВт·ч/год возможная выручка составляет $47,1 млн/год. При «корзинном» тарифе 7,6 цента — $71,6 млн/год. За 20-летний расчётный срок разница между «заморозкой» и реализацией при справедливом тарифе составляет от $942 млн до $1,43 млрд. Вот конкретная цена тарифного демпинга, выраженная в несостоявшемся национальном богатстве VI. Прогнозный баланс электроэнергии: куда движется система 6.1. Официальный прогноз НЭСК до 2030 года Официальный прогнозный баланс электроэнергии ОАО «НЭСК» (Министерство энергетики КР) рисует амбициозную картину трансформации энергосистемы. Ключевые параметры баланса представлены ниже Таблица 5. Прогнозный баланс электроэнергии КР, 2024–2030 (млрд кВт·ч) Источник: прогнозный баланс ОАО «НЭСК», Министерство энергетики КР, слайды презентации 2025 г 6.2. Критический анализ прогноза Прогноз обнаруживает несколько стратегически важных закономерностей. Первая — «ВИЭ-революция»: выработка от ВИЭ должна вырасти с 0,106 до 7,524 млрд кВт·ч (+6 999%). Это соответствует вводу ~2 600–3 000 МВт новых СЭС и ВЭС к 2030 году — весьма амбициозная задача. При текущем темпе привлечения инвестиций (3 частных проекта на 650 МВт в стадии строительства) достижение этого показателя требует кратного ускорения Вторая закономерность — парадокс классических ГЭС. Выработка ОАО «Электрические станции» (крупные ГЭС) снижается с 12,595 до 10,565 млрд кВт·ч (-16%). При растущем потреблении это объясняется ограниченным водным ресурсом и необходимостью регулировочных режимов работы водохранилищ. Именно поэтому так критически важен ввод манёвренных тепловых мощностей — ТЭЦ-2 Бишкек, ТЭЦ Бишкексельмаш (по 0,6 млрд кВт·ч каждая с 2028 года) Третья закономерность — прекращение импорта: к 2028 году импорт планируется сократить с 4,013 до 0,081 млрд кВт·ч (-98%). Это исторический разворот: из нетто-импортёра — в энергетически самодостаточную страну. Реалистичность этого сценария напрямую зависит от тарифной политики: именно уровень тарифов определит, будут ли привлечены инвестиции в ВИЭ в необходимом объёме VII. Дорожная карта тарифной реформы: от корзины к проектам 7.1. Трёхуровневая тарифная модель На основе проведённого анализа — корзинного тарифа, расчётов LCOE, официального тарифного плана и данных по инвестиционным проектам — предлагается трёхуровневая тарифная модель КР. Каждый уровень имеет конкретное экономическое обоснование Таблица 6. Трёхуровневая тарифная модель КР: ориентиры и обоснование Источник: авторская разработка. Пересчёт в сомы по курсу 91 сом/долл. (2025 г.) Принципиальное замечание: даже на инвестиционном уровне (7–9 центов/кВт·ч) тарифы КР остаются ниже корзинного уровня (~7,6 цента) или близки к нему. Речь идёт не о монопольном ценообразовании, а о движении к справедливой рыночной цене — той самой, по которой соседние страны и международные рынки уже торгуют электроэнергией 7.2. Формула поэтапной индексации Для обеспечения предсказуемости — критического условия для инвесторов — предлагается прозрачная формула ежегодной индексации: τ(t+1) = τ(t) × (1 + π + α + β) где π — инфляция в КР за истекший год; α — поправка на рост регионального корзинного тарифа (исторически 2–4% в год); β — инвестиционная надбавка для финансирования одобренных регулятором проектов (0–3%). При π = 8%, α = 3%, β = 2% годовой рост тарифа составит 13%. При стартовом уровне 4,35 цента/кВт·ч достижение безубыточного уровня (5,7 цента) займёт около 3 лет, инвестиционного (8 центов) — 7 лет. Это вполне приемлемый темп 7.3. Тарифные требования конкретных проектов Применим тарифную логику к конкретным инвестиционным проектам портфеля КР. Для привлечения частного инвестора необходим тариф по долгосрочному контракту закупки электроэнергии (PPA), покрывающий LCOE с маржой не менее 15–20%: Таблица 7. Минимально необходимые тарифы PPA для ключевых проектов КР Источник: авторские расчёты на основе проектной документации Минэнерго КР Таблица 7 наглядно демонстрирует: тарифная реформа до уровня II (5,5–6,5 цента) открывает возможность для реализации ВЭС и СЭС без государственных субсидий и может разморозить Верхне-Нарынский каскад. Тарифная реформа до уровня III (7–9 центов) делает рентабельными ТЭС Кара-Кече и ТЭЦ Чалдовар, а для Камбар-Аты-1 требуется дополнительный механизм государственной поддержки даже при высоком тарифе — что нормально для объектов такого масштаба 7.4. Социальная защита при тарифной реформе Повышение тарифов неизбежно ставит вопрос о защите малоимущих. Принципиальная позиция: субсидировать нужно потребителей, а не тариф. Инструменты: «социальная норма» (первые 100–150 кВт·ч/месяц по льготной ставке для всех бытовых потребителей — де-факто уже реализована через тариф «Үй-булого комок» 0,50 сом/кВт·ч); адресные денежные трансферты малообеспеченным семьям из дополнительных бюджетных поступлений от роста тарифов; программы энергоэффективности с льготным кредитованием замены оборудования При правильно выстроенной системе адресной поддержки наиболее уязвимые 20–30% домохозяйств могут быть полностью изолированы от негативных последствий тарифной реформы VIII. Институциональный механизм корзины тарифов 8.1. Законодательный якорь Для того чтобы концепция «корзины тарифов» стала реальным инструментом политики, а не академической конструкцией, необходимо её законодательное закрепление. Предлагается внести в Закон КР «Об электроэнергетике» норму следующего содержания: тарифы для промышленных потребителей не могут быть систематически ниже 75% взвешенного среднего тарифа по корзине из пяти ключевых торговых партнёров (Казахстан, Россия, Китай, Узбекистан, Таджикистан). Это создаёт правовую основу для отказа от тарифного популизма и инвестиционный сигнал рынку 8.2. Независимый тарифный регулятор Необходимо создание или реорганизация существующего регулятора в сторону реальной независимости. Ключевые функции: ежегодный расчёт корзинного тарифа с публикацией методологии; установление тарифного решения на очередной год с обоснованием применяемого дисконта δ; публичный реестр инвестиционных надбавок β с указанием целевых проектов. Прозрачность каждой надбавки — необходимое условие общественного доверия к реформе. Потребители вправе знать: рост тарифа на X сомов/кВт·ч означает строительство ТЭС Кара-Кече или реновацию сетей в конкретном регионе 8.3. ЕАЭС и тарифная гармонизация В рамках Евразийского экономического союза (ЕАЭС) Кыргызстан принял обязательства по постепенной гармонизации энергетических рынков. Обоснование тарифной политики через механизм корзины торговых партнёров полностью соответствует этой логике и может быть представлено в переговорах с партнёрами по ЕАЭС как конструктивный вклад КР в региональную интеграцию. Сотрудничество с российскими партнёрами (ЕФСР, РусГидро, Росатом, Ленгидропроект, Интер РАО ЕС, Россети, Газпром Кыргызстан), а также поставки электроэнергии по договору с ПАО «Интер РАО» (1 392 млн кВт·ч в период май 2025 — май 2026 года) создают институциональную базу для такого диалога IX. Дорожная карта тарифной реформы КР: 2025–2033 Таблица 8. Дорожная карта тарифной реформы и ожидаемые результаты Источник: авторская разработка на основе официальных материалов Минэнерго КР и расчётов LCOE Суммарный инвестиционный потенциал портфеля проектов III этапа — ТЭС Кара-Кече (1 200 МВт, ~1,2 млрд долл.), ТЭЦ Чалдовар (500 МВт, ~300 млн долл.), Верхне-Нарынский каскад (237,7 МВт, ~600 млн долл.), Камбар-Ата-1 (1 860 МВт, 5–7 млрд долл.) — составляет от 7 до 10 млрд долларов. Ни один из этих проектов не реализуется без движения тарифов к экономически обоснованному уровню. Это не угроза и не ультиматум — это математика инвестиционных решений, одинаковая для всех участников рынка X. Заключение: новый общественный договор в энергетике Концепция «корзины тарифов» — это не технический регуляторный инструмент и не очередная реформаторская идея. Это предложение нового общественного договора в энергетике Кыргызстана, основанного на трёх принципах Принцип первый: электроэнергия стоит ровно столько, сколько стоит её производство, доставка и воспроизводство мощности. Разрыв между себестоимостью и тарифом — не экономия для потребителей, а долг перед будущим: изношенная инфраструктура, незастроенный потенциал, импорт вместо экспорта. В 2024 году этот разрыв составлял 0,31 сома на каждом кВт·ч при потреблении ~15 млрд кВт·ч — около 465 млн долларов ежегодной скрытой субсидии Принцип второй: Кыргызстан — малая открытая экономика, и цены на ключевые факторы производства не могут произвольно отклоняться от региональных. Корзинный тариф торговых партнёров (~7,6 цента/кВт·ч для промышленности) является объективным ориентиром. Даже с учётом дисконта за гидроэнергетику (~25%) целевой минимум составляет 5,7 цента, тогда как фактический уровень (~4,35 цента) ниже этой границы Принцип третий: богатой страна становится не от обладания ресурсами, а от их эффективного использования. Кыргызстан обладает потенциалом 142,5 млрд кВт·ч/год гидроэнергии, 6 приоритетными зонами для СЭС, 6 зонами для ВЭС, 5,7 млрд тонн угля и проектами на 10 млрд долларов инвестиций — при условии справедливого тарифа. Политика заниженных тарифов блокирует монетизацию этого богатства Прогнозный баланс Министерства энергетики КР до 2030 года рисует технически верную картину: импортозамещение, ВИЭ-революция, снижение потерь. Но эта картина реализуется только при одном условии — последовательном движении тарифов по предложенной трёхуровневой траектории. Без этого к 2030 году страна не выйдет на 7,5 млрд кВт·ч от ВИЭ, не сократит импорт до 0,5 млрд кВт·ч и не запустит ТЭС Кара-Кече. Тариф — это не цена на свет. Это цена будущего Список использованных источников 1. Министерство энергетики Кыргызской Республики. Презентационные материалы «Программа совместного сотрудничества в энергетической отрасли КР». Бишкек, 2025 2. ОАО «НЭСК». Прогнозный баланс электроэнергии Кыргызской Республики на 2024–2030 годы. Бишкек, 2025 3. Министерство энергетики КР. Тарифный план на электроэнергию 2024–2035. Бишкек, 2024 4. Министерство энергетики КР. Паспорта инвестиционных проектов: Камбаратинская ГЭС-1, Камбаратинская ГЭС-2, Курпсайская ГЭС, ТЭС Кара-Кече, ТЭЦ Чалдовар, CASA-1000. Бишкек, 2025 5. ГП «Кыргызкомур». Производственная программа и данные по месторождению Кара-Кече. Бишкек, 2025 6. Рахимов К.Р. Пути дальнейшего развития экономики Кыргызстана. — Slovo.kg, 2025 7. International Renewable Energy Agency (IRENA). Renewable Power Generation Costs in 2024. Abu Dhabi: IRENA, 2024 8. International Energy Agency (IEA). World Energy Outlook 2024. Paris: IEA, 2024 9. Asian Development Bank (ADB). Energy Transition in Central Asia: Opportunities and Challenges. Manila: ADB, 2023 10. World Bank Group. Kyrgyz Republic: Energy Sector Assessment. Washington D.C., 2023 11. EBRD. Regional Energy Tariff Benchmarking: Central Asia. London, 2024 12. Borenstein S. The Private and Public Economics of Renewable Electricity Generation // Journal of Economic Perspectives. 2012. Vol. 26, No. 1. P. 67–92 13. Vagliasindi M., Besant-Jones J. Power Market Structure: Revisiting Policy Options. World Bank, 2013 14. ClimateScope 2024. Emerging Markets Power Attractiveness Index. BloombergNEF, 2024 15. ЕФСР. Финансирование энергетических проектов Кыргызстана: условия кредитования. Москва, 2025 Рахимов Калый Рахимович, профессор, заслуженный энергетик Кыргызской Республики Рахимов Кубатбек Калыевич, ² PhD in Economics, MPA, MBA; эксперт Валдайского клуба Бишкек, Кыргызская Республика, 2026