Проект для предварительного обсуждения с заинтересованными организациями и экспертами

Альянс предпринимателей «Парасат»

 

 

 

 

подготовил
Петр СВОИК

 

На текущем этапе самая важная задача – это формирование прочного промышленного каркаса страны, обеспечение экономической самодостаточности.
Стабильный экономический рост на уровне 6-7 процентов в год, чтобы к 2029 году увеличить объем национальной экономики в два раза, до 450 миллиардов долларов.

 Касым-Жомарт Токаев, Послание народу, 1 сентября 2023 года

 

Аннотация

Поставленная главой государства задача всего за шесть лет вдвое увеличить валовой национальный продукт потребует форсированного развития перерабатывающей промышленности, принципиально иной кредитной и инвестиционной политики, иной системы обеспечения национального производителя исходными ресурсами, в том числе электроэнергией. Производство которой, для удвоения ВВП должно не просто удвоиться, но еще и опережающими темпами. Между тем, для предпринимательского сообщества уже сейчас все более острой проблемой становится рост тарифов при снижении надежности электроснабжения. Только за последнее время тарифы выросли на 25-35%, имеются все основания полагать, что такая тенденция на будущее будет только усугубляться.

Вместе с тем предпринимательское сообщество исходит из понимания, что угроза доведения стоимости электроснабжения до недопустимой величины, вместе с падением надежности, есть следствие накопления в самой электроэнергетике проблем критического уровня.

Имеется также понимание, что решение проблемы заключается в ней самой: именно формулирование очевидных и простых критериев тарифной и инвестиционной политики в электроэнергетике с позиций ее потребителей и есть ключ к правильному устройству самой национальной энергосистемы Республики Казахстан и взаимодействию ее субъектов.

Настоящий Концепт выстроен по следующей логике: вначале сформулированы предпосылки в самой системе электроснабжения, позволяющие выстраивать ее структуру, способы деятельности, методологию тарифообразования в интересах потребителей. Далее сформулировано потребительское ТЗ – техническое задание на соответствующее устройство системы электроснабжения. Затем – анализ основных накопившихся в электроэнергетике проблем и соответствующие предложения по их решению, – исходя, опять-таки, из интересов потребителей.

Заключительная часть Концепта посвящена «закольцовке» вопросов развития электроэнергетики Казахстана с интересом предпринимательского сообщества, в частности, «Альянса предпринимателей «Парасат». А именно: из Концепта перевода электроэнергетики из «эксплуатационного» в «инвестиционный» формат вытекает и новый Концепт промышленной политики для Казахстана.

Предполагается, что Концепт послужит основой для презентации принципиальной позиции предпринимательского сообщества для  СМИ и общественности, а также продвижения ее в органах представительной и исполнительной власти, в руководящих структурах электроэнергетики с целью реализации ее в национальном законодательстве и на практике.

Конкретно, настоящий Концепт может быть положен в основу новой редакции закона «Об электроэнергетике», необходимость которого также вытекает из излагаемого ниже.

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

ЧАСТЬ 1. Базовые предпосылки в самой энергетике, позволяющие ставить вопрос об ее устройстве с позиций интересов потребителей

1.1 Электроэнергия, как универсальный, социальный, естественно-монопольный и принадлежащий народу Казахстана товар

1.2 Особенности производства электроэнергии

1.3 Особенности конкуренции на рынке электроэнергии

 

ЧАСТЬ 2. ТЗ от потребителей: Техническое задание на устройство рынка электроэнергии и тарифную политику с точки зрения обеспечения экономических, социальных и бытовых интересов потребителей

 

ЧАСТЬ 3.  Перечень накопившихся в электроэнергетике проблем

3.1 Исчерпание наследства

3.2 Незавершенность перехода к Единому закупщику

3.3 Неостановимый рост тарифов

3.4 Рост дефицита мощностей

3.5 Отсутствие планов развития

3.6 Отсутствие источника инвестиций

 

ЧАСТЬ 4. Организация рынка электроэнергии в интересах потребителей, а также в интересах самих электростанций, сетевых предприятий и сбытовых посредников

4.1 В части тарифной политики для потребителей

4.2 Переход на новую тарифную политику

4.3 Организация расчетов на рынке электроэнергии

4.4 Организация оптового рынка электроэнергии

4.5 Организация балансирующего рынка

4.6 Организация розничного рынка электроэнергии

4.7 Особенности закупки электроэнергии ТЭЦ

4.8 Особенности закупки электроэнергии ВИЭ

4.9 Организация рынка новой мощности

4.10 В части структурной организации

4.11 Новая редакция закона «Об электроэнергетике»

 

ЧАСТЬ 5. БИТВА ЗА ТАРИФ

5.1 Геополитический аспект

5.2 Тариф-2023

5.3 Тариф-2035: Анализ прогноза Минэнерго

5.4 Тариф-2035: необходимость и возможности

5.5 Кредитная западня

5.6 Решение инвестиционной проблемы

5.7 Открепление от «связанного» кредитования

 

ЧАСТЬ 6. Заключительная. От Концепта новой модели электроэнергетики к Концепту новой промышленной политики

 

Часть 1. Базовые предпосылки в самой энергетике, позволяющие ставить вопрос об ее устройстве с позиций интересов потребителей

1.1. Электроэнергия как универсальный, социальный, естественно-монопольный и принадлежащий народу Казахстана товар

 

Электрическая энергия, как воздух, собственного потребительского качества не имеет. Однако без нее не обходится ни одно материальное производство, ни одна сфера человеческой деятельности.

Как недопустимо торговать воздухом, так не должно быть извлечения коммерческой прибыли из электроэнергетики, в том числе через акционерные дивиденды или банковский процент.

Чем шире используется электроэнергия и чем она дешевле, тем выше качество национальной экономики, выше благосостояние населения. Принцип бесприбыльности электроэнергетики есть фундамент высокой маржинальности национальных производителей и их конкурентоспособности на внешних рынках.

 

Электрическая энергия равно необходима как для обеспечения производства практически любых товаров и услуг на рынке, так и, в одинаковой и жизненно необходимой степени, для функционирования самого государства, социальной сферы и просто бытовых нужд населения. В целом это равнозначный для экономики и для социальной сферы товар, и таким образом, в социальном, по Конституции, государстве Казахстан электроэнергию следует считать, прежде всего, социальным продуктом, то есть производимым, в принципе, не с целью извлечения прибыли. На что и следует ориентироваться в перспективе.

То же и с чисто экономической позиции: поскольку потребление электроэнергии лежит в основе практически любого производства товаров и услуг на рынке, как и в основе жизнедеятельности населения, чем дешевле обходится производство электроэнергии в данной стране, тем выше конкурентоспособность национального производителя и выше благосостояние граждан. То есть, принципиальное отсутствие в электроэнергетическом производстве прибыльности есть фундамент повышения маржинальности у ее потребителей.

Соответственно, извлечение из системы электроснабжения любой частной прибыли, не направляемой на улучшение и расширение производства той же электроэнергии, должно быть поставлено под принципиальный запрет. За исключением получения извлекаемой из электроэнергетики прибыли ее же потребителями, – с целью стимулирования инвестиций этих потребителей в ее же развитие. Например, через инвестирование накоплений ЕНПФ в строительство новых энергомощностей, о чем будет сказано ниже.

Система электроснабжения во всей совокупности энерго-производящих (ЭПО), энерго-передающих и энергоснабжающих (ЭСО) организаций представляет из себя одну технологическую естественную монополию государственной значимости и национального масштаба. Соответственно, государство несет перед субъектами потребления электроэнергии и перед гражданами полную ответственность за единую по всей стране, долгосрочно неизменную, социально ориентированную и стимулирующую индустриально-инновационное развитие тарифную и инвестиционную политику в отношение электроснабжения.

Все осуществляемое государством тарифное и инвестиционное регулирование внутри национальной естественной монополии, – в отношении ее конкретных субъектов, подчиняется выше сформулированному принципу.

Производство электроэнергии фактически любых видов объективно сопряжено с массированным потреблением ископаемых богатств недр в виде угля, газа и мазута (как продукта нефтепереработки), водных и других природных ресурсов. Все такие ресурсы по Конституции принадлежат народу Казахстана.

Кроме того, производство электроэнергии объективно наносит существенный вред окружающей среде – непосредственно через выбросы в атмосферу и водные источники, воздействие на растительный и животный мир, либо опосредовано, через утилизацию и захоронение отходов.

По внесенным на всенародном референдуме 2022 года поправкам в Конституцию, земля и ее недра, воды, растительный и животным мир, другие природные ресурсы принадлежат народу. От имени народа право собственности осуществляет государство. Следовательно, производимая на базе принадлежащих народу ресурсов электроэнергия, тем более производимая с объективно негативным воздействием на принадлежащую народу природную среду, тоже принадлежит народу. Как минимум, в той части, в которой производство электроэнергии связано с потреблением природных ресурсов и негативным воздействием на природную среду.

Соответственно, государство, как тарифный, инвестиционный и экологический регулятор должно, от имени народа, организовывать производство и распределение электроэнергии в интересах, прежде всего, народа. А также обеспечивающих народный интерес национальных производителей.

Со своей стороны, народ через своих представителей, включая представителей предпринимательского сообщества, имеет конституционное право участвовать в формировании государственной тарифной, инвестиционной и экологической политики. А также принимать участие в контроле за составлением и утверждением тарифных смет для субъектов электроэнергетики и в контроле за их исполнением.

 

1.2. Особенности производства электроэнергии

Электрическая энергия, – абсолютно уникальный продукт с точки зрения ее значимости для экономики, социальной сферы и вообще функционирования современной цивилизации. Уникальность еще и в том, что это одновременно и товар, и услуга. Однако есть еще одна абсолютная уникальность, понимание которой только и позволит правильно организовывать рынок электроэнергии. А именно, электроэнергия – единственный товар, в производстве которого принципиально отсутствуют складирование и логистика.

При всем прогрессе инженерии и технологий, возможности хоть сколько-нибудь продолжительного аккумулирования электроэнергии сведены только к сотовым телефонам и электроавтомобилям, что составляет ничтожную долю всей выработки-потребления. К тому же, при полном отсутствии работы на склад, доставка вырабатываемой электроэнергии потребителям, хоть за тысячи километров, осуществляется со скоростью света.

Традиционно сложилась еще и такая особенность: потребление электроэнергии с точки зрения обеспечения ее своевременного и достаточного производства либо вообще не регулируется (население, малый-средний бизнес и разного рода учреждения), либо регулируется лишь для крупных потребителей и то с недостаточной дисциплиной и постоянными отклонениями. Отсюда возникает еще одна уникальная особенность: производство осуществляется уже вслед за состоявшимся потреблением.

Образно говоря, в электроэнергетике в каждое мгновение потребляется еще не произведенный товар, что противоречит законам материального мира. На самом деле, все физические законы соблюдены: выработка электроэнергии для мгновенной доставки ее потребителям тоже производится через якобы склад, причем невообразимой для любого иного производства емкости – в нем умещается вся производимая продукция.

Другое дело, что при всей гигантской емкости «склада» электроэнергии по объему киловатт-часов или мегаватт мощности, его емкость по времени ограничена несколькими долями, максимум – тремя-пятью секундами. Таким «складом» является сама энергосистема, в совокупности разнесенных на сотни и тысячи километров сотен и тысяч валов генераторов паровых, газовых и гидравлических турбин, вращающихся с одной скоростью и в одной фазе синусоиды переменного тока, реактивной и конденсаторной емкости всех электроподстанций и сетей, заодно с конвертирующими устройствами солнечных и ветровых электростанций.

Потребитель получает электроэнергию с этого «склада», но, если энергосистема не успевает пополнять расходуемое в течение долей секунды, максимум трех-пяти секунд, «склад» попросту «закрывается» – энергосистема разваливается. Во избежание чего устанавливаются автоматические системы отключения крупных потребителей (не обязательно из перебравших) и веерные отключения прочих. В случае же исчерпания запаса генерации (к чему энергосистема Казахстана подошла уже вплотную) отключения становятся нормой.

В любом случае, нормальная и устойчивая деятельности рынка электроэнергии связана с уникальной и неповторимой для любого иного рынка ролью Администратора. В физическом смысле это Системный оператор, осуществляющий, во-первых, составление предварительного графика потребления и соответствующего производства электроэнергии, как правило, на сутки вперед. Во-вторых, Системный оператор администрирует потребление (насколько это возможно) и соответствующее производство электроэнергии конкретными электростанциями, а также передачу ее по сетям в текущем диспетчерском режиме, балансируя все отклонения от предварительного графика, включая аварийные отказы на электростанциях и в сетях.

 

1.3. Особенности конкуренции на рынке электроэнергии

С позиций физического балансирования, уникальной роли Системного оператора и непререкаемости выполнения его распоряжений все энергосистемы во всем мире, при всем их громадном разнообразии, – одинаковы.

Разнообразие же определяется разными способами устройства рынка электроэнергии с точки зрения определения цен на продукцию электростанций, услуги на передачу и продажу ее потребителям, способы контрактации и определения стоимости электроэнергии для потребителей. Здесь разнообразие, действительно, громадное, определяемое, с одной стороны, историей создания данной энергосистемы и соответствующей традицией, с другой стороны, доминирующими на современном рынке тенденциями. Каковые тоже разнонаправлены, от ставки на полную коммерциализацию и конкуренцию и до прямого государственного администрирования.

Настоящий Концепт опирается на уже произошедший переход к Единому закупщику, а в его рамках – на те имеющие физически объективную природу возможности конкуренции разных электростанций в одной энергосистеме и в общем диспетчерском графике.

Такая конкуренция действительно имеет свое место и может быть весьма эффективна, причем именно с позиций потребителя. Так, при составлении графика покрытия нагрузки за сутки вперед электростанции могут (и должны) конкурировать через предложение наименьшей платы за поддержание готовности к несению нагрузки, а также за повышение самой величины заявляемой готовности к выдаче мощности.

В режиме же текущего диспетчерского графика электростанции конкурирует между собой за участие в балансирующем рынке (имеющие такую возможность) и через предложение наименьшей цены в данный момент балансирования.

Это стимулирует электростанции к снижению аварийности, максимизации располагаемой мощности при минимизации своих расходов. Для электростанций, работающих по тепловому или речному графикам, создается стимул для изыскания способов участия и в диспетчерском графике. А для солнечных и ветровых электростанций – стимул к созданию накопителей энергии, переносящих выработку на пиковые часы.

В результате энергосистема получает максимально достижимое значение располагаемой мощности при сглаживании графика выработки, а потребители – минимально достижимый среднесуточный закупочный тариф.

Что принципиально: какая-либо «конкуренция» со стороны потребителей за наиболее «выгодный» тариф исключается. Тарифная политика для потребителей, с точки зрения их же интересов, и является основой данного Концепта, о чем будет сказано в следующем разделе. Тему же предпосылок в самой электроэнергетике с точки зрения интересов потребителей завершим возможностью (и необходимостью) конкуренции на розничном рынке электроэнергии – между ЭСО, через предложение наименьшей сбытовой надбавки и наилучшего пакета услуг.

 

Часть 2. ТЗ от потребителей: Техническое задание на устройство рынка электроэнергии и тарифную политику с точки зрения обеспечения экономических, социальных и бытовых интересов потребителей

Рассматривая национальную электроэнергетическую систему во всей ее совокупности в качестве единой естественной монополии, мы вправе сформулировать ТЗ – техническое задание на устройство и методы ее работы с точки зрения обеспечения интересов потребителей. А уже уполномоченные и регулирующие государственные органы, вместе с субъектами производства, передачи и сбыта электроэнергии обязаны привести нормативную базу и практику в соответствие с этим потребительскими ТЗ.

Тариф на электроэнергию должен быть долгосрочно постоянным и одинаковым по всей стране для одних и тех же категорий потребления;

Для различных категорий потребления устанавливаются разные тарифы, исходя из стимулирования наиболее энергоемких и социально важных производств, а также для поддержания приемлемой стоимости бытового потребления;

По выбору потребителей, они могут применять трех-ставочный суточный тариф: повышенный в пиковые часы и пониженный в ночные часы;

Величина тарифа определяется необходимыми и достаточными эксплуатационными затратами производителей электроэнергии, сетей и сбытовых организаций, включая затраты на обновление и модернизацию;

Инвестирование развития электроэнергетической системы осуществляется государством и из вне тарифных источников;

Единый долгосрочный потребительский тариф, коэффициенты к нему по категориям потребления и суточные коэффициенты утверждаются на парламентском уровне;

Организации потребителей получают представительство в системе мониторинга рынка электроэнергии и формирования тарифной политики.

 

Часть 3. Перечень накопившихся в электроэнергетике проблем

3.1 Исчерпание наследства

Электроэнергетика в нынешнем виде почти целиком состоит из созданных в СССР и унаследованных мощностей, во многом базируется на том же инженерно-кадровом и организационном потенциале, однако подвергшимся радикальной коммерциализации. Благодаря спаду нагрузок в кризисные 90-е годы, надобность в постоянном наращивании мощностей отпала, отпали и соответствующие проектные и строительно- монтажные организации, организации и механизмы инвестирования. Радикально «упростилась» система нормирования технико-экономических показателей и контроля за их исполнением, мощности стали эксплуатироваться «на износ», подчас даже без надлежащих ремонтов.

Базовым способом получения средств для развития или даже для поддержания эксплуатации стали коммерческое банковское кредитование или акционирование.

К настоящему времени возможности продолжения эксплуатации в прежнем режиме исчерпаны. Рост нагрузок в купе с критическим износом мощностей уже ввели энергетику в зону физического дефицита.

Возникает двуединая задача: массированные вложения сразу и в наращивание генерирующих и сетевых мощностей, и в реновацию-модернизацию действующих. Попытка решать эту сдвоенную проблему через политику «тариф в обмен на инвестиции» бесперспективна и разрушительна. Поддержание работоспособности энергетической инфраструктуры за счет роста стоимости ее услуг подрывает экономическую и социальную стабильность и к тому же безрезультатно – необходимых для электроэнергетики денег попросту нет у ее потребителей.

Кроме того, сама попытка изыскивать средства на ликвидацию износа и наращивания мощностей натыкается на отсутствие, во-первых, достоверной информации о реальном состоянии основного и вспомогательного оборудования, электрических тепловых сетей, во-вторых, информации о фактическом расходовании собираемых через тарифы средств, в-третьих, на отсутствие профессионально изготовленной проектно-сметной документации. Государство, как тарифный регулятор, имеет весьма приблизительное, к тому же формируемое лишь самими регулируемыми предприятиями, представление насчет того, во что именно необходимо вкладываться прежде всего, каковы объемы вложений и каковы вытекающие из необходимых инвестиций тарифы.

 

3.2 Незавершенность перехода к Единому закупщику

Введение с 1 июля Единого закупщика стала необходимым и важным шагом, однако его неполнота и ошибки в организации во многом нейтрализуют эффект. К тому же, откладываемый еще с 2015 года переход пришелся на момент концентрации в электроэнергетике массы проблем, начиная с существенного и при том почти бесполезного с точки зрения решения системных проблем электроэнергетики роста тарифов. Все это тоже придется отвечать Единому закупщику.

Конкретные недостатки:

Единый Закупщик осуществляет закуп энергии у электростанций по меняющейся по часам суточного графика усредненной цене – что естественно и правильно. Однако отпуск энергии потребителям оптового рынка, а также ЭСО-посредникам осуществляется также по переменным по часам суток и дням месяца ценам, что категорически неправильно. Энергетики попросту перекладывают на потребителей свои проблемы и неумение организовать стабильную, понятную и справедливую тарифную политику.

Не решена проблема гарантирующих ЭСО, к которым прикреплено население, малый-средний бизнес и бюджетные организации, и не-гарантирующих ЭСО, аффилированных либо с поставщиками электроэнергии, либо с теми же гарантирующими ЭСО. В прежней схеме гарантирующим ЭСО распределялась заведомо самая дорогая (остаточная) электроэнергия, и далее средняя закупочная стоимость распределялась между физическими, юридическими лицами и бюджетными организациями таким образом, что бюджет и бизнес дотировали бы пониженную стоимость для населения. При этом в каждом регионе тарифы для «физиков», «юриков» и «бюджетников» отличались (и продолжает отличаться) в разы. Система держалась на фактическом «крепостном праве» для потребителей гарантирующих ЭСО. При вводе Единого закупщика крепостное право разрушается. Решения, что как не допустить взлета тарифов для населения и ликвидировать различия по регионам – нет.

 

3.3 Неостановимый рост тарифов

По данным Единого закупщика за первый месяц работы, максимальная стоимость закупа – 18,5 тенге, минимальная 11,5 тенге, средняя 14 тенге за кВт-час. При этом усредненная величина предельных тарифов для традиционных электростанций, с учетом их долей выработки, с запасом вписывается в 10 тенге. Разница в 4 «лишних» тенге определяется, прежде всего, обязанностью Системного оператора обеспечивать приоритетный прием выработки ВИЭ, средний тариф по которой порядка 40 тенге. Причем прием «зеленой» энергии в сеть осуществляется преимущественно в дневные часы, когда в энергосистеме имеются достаточный запас генерации в разы меньшей стоимости.

Кроме того, в пиковые часы приходится прибегать к получению энергии от РАО ЕС, средняя цена которой по июлю составила 26,3 тенге за кВт-час.

Продолжающийся приоритетный ввод новых мощностей ВИЭ, вкупе с ростом дефицита и соответствующих перетоков пиковой энергии из России будут и дальше вести к повышению тарифов.

 

3.4 Рост дефицита мощностей

В зимний сезон 2022-2023 годов в энергосистеме Казахстана зафиксирован исторический максимум нагрузки – 16,5 ГВт. При этом покрытие собственной генерацией, при всем работающем оборудовании и без аварийных отказов, составило 15,2 ГВт, а 1300 МВт было импортировано из РАО ЕС.

В прогнозных балансах Минэнерго до 2035 года максимум нагрузки на предстоящую зиму показан величиной 17,7 МВт. Что же касается роста генерации, рассчитывать можно только на восстановление блока №1 Экибастузской ГРЭС-1 мощностью 500 МВт, запуск которого обещан на декабрь. При этом уже сейчас, до наступления холодов, перетоки из России стандартно составляют 1300-1500 МВт. По всей видимости, необходимость участия РАО ЕС в поддержании частоты в энергосистеме Казахстана достигнет, как минимум, величины 1800-2000 МВт или более.

Отметим, что профицит генерации в России позволяет поддерживать устойчивость Северной энерго-зоны Казахстана без ограничений, – с соответствующим ростом тарифов, разумеется. Тогда как возможности переброски энергии в традиционно дефицитную Южную зону по трем ВЛ-500 практически уже на пределе. На предстоящую зиму Минэнерго прогнозирует максимум нагрузки на Юге 4,3 ГВт, при собственной генерации 2,5 ГВт. Речи о необходимом нормативном резерве нет уже вообще.

То есть, все будет подвешено на «ниточках»: на «ниточке» выведенной на предел собственной генерации при одновременно предельной пропускной способности высоковольтных передач. Стоит выпасть относительно небольшой мощности, произойдет автоматическое разделение Севера и Юга, после чего в самой Южной зоне ее города и регионы начнут выделяться на изолированную работу (как это уже было в январе 2022). Если повезет, систему можно будет вновь собирать за несколько часов или дней, однако при такой выведенной уже на предел «нормальной» работе риск тяжелых системных аварий тоже входит в норму.

 

3.5 Отсутствие планов развития

В такой ситуации особую важность приобретает наличие плана наращивания генерирующих и сетевых мощностей, в их взаимной увязке, и в увязке по годам и регионам. Такого плана, к сожалению, не имеется. В Минэнерго имеются только упомянутые прогнозные балансы, с расписанными по годам максимальными нагрузками и вводами мощностей, в том числе традиционных и ВИЭ. Однако конкретного набора объектов для проектирования и строительства – нет. Как нет и хотя бы оценочных величин капитальных затрат и соответствующих тарифов.

Что, впрочем, не удивительно, поскольку даже предварительная оценка показывает, что тарифы в запланированном наборе оборудования взлетают на фантастическую высоту. Проблема еще и в том, что сами прогнозные балансы Минэнерго совершенно оторваны от реалий, поскольку ориентированы на доведение выработки ВИЭ к 2035 годы до 20%. Поэтому в них буквально «натолканы» ветровые и солнечные мощности и малые ГЭС, а для компенсации их прерывистой выработки «натолканы» ПГУ и ГТУ. В результате при прогнозируемом росте нагрузок к 2035 году 7,1 ГВт, предусмотрены вводы на 18,4 ГВт. Что попросту нереально. Покрытие даже вполне реальных 7,1 ГВт прироста нагрузки в следующие 12 лет – почти непосильная для энергетиков задача, требующая предельной концентрации ресурсов, форсированного проектирования и строительства.

В этой связи особую значимость приобретают конкретные планы наращивания генерирующих и сетевых мощностей хотя бы на ближайшие годы. А в центре этих планов объективно должно быть стратегическое решение по нормализации перетоков и ликвидации дисбалансов в системе «Север-Юг».

Принципиально, имеются два варианта: наращивание собственной генерации на Юге и строительство опорной соединительной электростанции на западной оконечности озера Балхаш. Под которую еще при СССР была построена подстанция 500 кв «Южно-Казахстанская ГРЭС».

Для развития генерации на Юге необходимо топливо, которым может быть либо уголь, либо газ. (Варианты с ВИЭ тоже требуют высокоманевренной газовой генерации). Единственно возможный уголь – экибастузский, но он под тройным запретом: Обязательства по Парижскому соглашению, невозможность получения финансирования и далекое транспортное плечо. Собственного газа у Казахстана уже сейчас только-только хватает, дальнейшие перспективы газовой энергетики связаны со стратегическим реверсом из России. Реализация такого реверса началась, что следует всячески приветствовать. Однако это процесс не дешевый и не быстрый.

Таким образом, не просто самым очевидным техническим решением, но и фактически единственно возможным становится срочное возведение Балхашской ТЭС. В варианте АЭС, что безусловно необходимо, однако откладывает решение проблемы до 2032-2035 годов. И то при самых быстрых темпах проектирования и строительства.

Выходом может стать возведение рядом с будущей АЭС Экибастузской (по виду топлива) ГРЭС-3, с двумя блоками по 600 МВт. Что позволит подхватить нагрузку уже через три-пять лет и продержаться до ввода первой очереди АЭС.

 

3.6 Отсутствие источника инвестиций

Развитие электроэнергетики вполне официально (включая и политику «тариф в обмен на инвестиции») осуществляется за счет коммерческого банковского кредита, причем иностранного. Такое кредитование, в частности, осуществляют ЕБРР и Азиатский банк развития, с подключением Евразийского банка и Банка развития Казахстана. При этом такое кредитование жестко вписано в развитие «зеленых» мощностей и вывод из энергобалансов угольных.

Следует понимать, что любой кредит на свое поддержание и развитие электроэнергетика фактически получает не от банка-кредитора, от потребителей – от промышленных предприятий, малого-среднего бизнеса и населения. Поскольку именно Потребителю в конечном счете все заимствованные средства и придется отдавать – через тариф.

Банки здесь выступают всего лишь как посредники, извлекающие, тоже через тариф, свой коммерческий процент. И одновременно, как внешние политические агенты, диктующие энергетике исключительно «зеленый» вектор.

Единственное должностное лицо, которое сохранить свой пост к началу массированного возврата кредитов – президент Республики Казахстан, к нему и остается апеллировать.

 

Часть 4. Организация рынка электроэнергии в интересах потребителей, а также в интересах самих электростанций, сетевых предприятий и сбытовых посредников

4.1 В части тарифной политики для потребителей

Необходимо перейти к утверждению единого национального долгосрочного тарифа, по которому Единый закупщик реализует электроэнергию потребителям оптового рынка и ЭСО-посредникам розничного рынка. Единый национальный тариф рассчитывается по годовому объему затрат на функционирование всей национальной энергосистемы, с учетом затрат на передачу по сетям, на реновацию и модернизацию, на деятельность Единого закупщика и Системного оператора, а также установленной (не более 15-25%) доле затрат на строительство новых генерирующих и сетевых мощностей.

В национальный тариф включаются государственный заказ на:

а) разработку и регулярную корректировку городских схем электро-теплоснабжения, региональных схем электрообеспечения и Генеральной схемы развития генерирующих и сетевых мощностей на пять-десять и пятнадцать-двадцать пять лет вперед;

б) нормирование технико-экономических показателей и естественно монопольных субъектов электро-теплоснабжения и аудит их эксплуатационной и инвестиционной деятельности.

Национальный тариф утверждается на парламентском уровне в составе трехлетнего бюджета.

К национальному тарифу утверждаются постоянные понижающие и повышающие коэффициенты по категориям потребления.

Примерный перечень категорий:

• Электрометаллургия, тепличное хозяйство, крупные водохозяйственные системы и мелиорация – 0,5;
• Население, металлургия, нефтедобыча и нефтепереработка, сельское хозяйство, машиностроение, транспорт – 0,6;
• Строительство, учреждения образования и здравоохранения – 0,8;
• Сфера бытовых услуг – 1,0;
• Торгово-развлекательные центры, кафе-рестораны – 1,4;
• Бюджетные организации – 1,6;
• Казино, сауны и иное «элитное» потребление – 2,0

Кроме того, по выбору Потребителя, он может перейти на трех-ставочный суточный тариф: коэффициент 1,5 в утренние и вечерние пиковые часы и коэффициент 0,5 в ночные часы.

Предлагаемая схема позволяет оставить приемлемый уровень тарифов для населения, при одновременной ликвидации разбежек по регионам. Для отдельных регионов, где тарифы придется несколько повышать, устанавливается переходной период и компенсации.

При утверждении единого национального тарифа утверждается также авансовый платеж для всех потребителей оптового и розничного рынка (абонентская плата или плата за присоединение), определяемый присоединенной (договорной) нагрузкой (тенге/кВт), взимаемый в начале каждого месяца и учитываемый при расчетах за фактическое потребление по приборам учета по итогам каждого месяца.

 

4.2 Переход на новую тарифную политику

До перехода к Единому закупщику распределение электроэнергии на оптовом рынке осуществлялось закрытым и сугубо административным образом. Правом заключения контрактов с электростанциями с наиболее дешевой выработкой обладали «избранные» потребители. В определенной степени – в силу объективной необходимости дешевого энергоснабжения данного производства (выплавка феррохрома, вообще металлургия…), частично – в силу аффилированности с властями.

Вторыми в очереди стояли гарантирующие ЭСО, причем их портфели договоров с поставщиками электроэнергии формировались, наоборот, исходя из заполнения их наиболее дорогой выработкой. При этом усредненный тариф по закупочному портфелю всех гарантирующих ЭСО потом распределялся между тарифами для физических лиц, юридических лиц и бюджетных организаций, по принципу понижения тарифов для населения, с перераспределением нагрузки на юридических лиц и, особенно, на бюджетных потребителей.

Остатки же от такого распределения доставались не-гарантирующим ЭСО, фактическим «кошелькам» со стороны руководителей электростанций, либо руководителей гарантирующих ЭСО, либо просто влиятельных лиц. Случайных участников на таком рынке просто не было.

В результате наиболее энергоемкие потребители имели в разы более дешевое энергоснабжение, в какой-то степени оправданное, в какой-то степени лоббистское.

Самые высокие тарифы доставались гарантирующим в каждом регионе ЭСО, причем в весьма пестром раскладе по регионам. Далее эта пестрая тарифная картина раскладывалась между «физиками», «юриками» и «бюджетниками», тоже пестрым образом.

Наконец, не такая дешевая, но и не самая дорогая электроэнергия доставалась не-гарантирующим ЭСО и их клиентам, тоже аффилированным с властями или влиятельными «игроками» энергорынка.

При этом через не-гарантирующие ЭСО, помимо льготного снабжения их клиентуры, отмывались громадные деньги за счет искусственных вилок между удешевляемым закупом и завышаемой стоимостью продаж. С одной стороны, аффилированные электростанции пользовались институтом предельных тарифов, которые нельзя повышать, но не запрещено понижать на сколько угодно. С другой стороны, имеющие бюджетное финансирование потребители сознательно шли на кратное повышение закупочных тарифов. В результате сбытовые надбавки таких не-гарантирующих ЭСО достигали 7-8 и более тенге на кВт-час, а объемы – многих миллиардов тенге ежегодно. Деньги делились между хозяевами таких ЭСО, их поставщиков и покупателей.

С появлением Единого закупщика такая схема объективно утрачивает возможности продолжения, однако и новой не создано. Пока проблема камуфлируется тем, что Единый закупщик, закупая электроэнергию разной стоимости по часам суток, что совершенно правильно и способствует развитию конкуренции между электростанциями, точно также и отпускает ее по разной по часам суток стоимости.

В результате непосредственные покупатели на оптовом рынке вынуждены уже сами как-то усреднять стоимость, что неправильно в принципе.

К тому же, Единый закупщик демонстрирует полную неготовность к своевременному доведению до покупателей хотя бы таких результатов, расчеты затягиваются на два-три месяца.

Если не предпринимать решительных мер, продолжение такой деятельности неизбежно выливается либо в усреднение всех потребительских тарифов, что категорически неправильно и попросту нереализуемо. Соответственно, Единому закупщику придется продолжать прежнюю закрытую лоббистскую политику: по неким указаниям отпускать электроэнергию кому-то дешевле, кому-то дороже.

Выходом может быть установление подготовительного срока, после которого Единый закупщик разом переходит на предлагаемую здесь тарифную политику.

 

4.3 Организация расчетов на рынке электроэнергии

Все договорные отношения и расчеты субъекты рынка электроэнергии осуществляют только с Единым закупщиком. Какие-либо договоры и расчеты между ними исключаются. В частности, прекращаются договорные и расчетные отношения между энерго-передающими организациями и ЭСО.

Прекращается действие механизма «условных потребителей». Закуп выработки ВИЭ осуществляется непосредственно Единым закупщиком.

Сетевые предприятия оказывают Единому закупщику (в данном случае – Единому продавцу) естественно-монопольную услугу по доставке электроэнергии потребителям по утвержденному тарифу, включающему затраты на нормативные потери. А также покупают у Единого продавца фактические потери.

ЭСО оказывают Единому продавцу услугу по сбыту электроэнергии потребителям розничного рынка на конкурентной основе. Рост стоимости такой услуги ограничивается утверждаемой Минэнерго предельной величиной сбытовой надбавки.

Предприятия электросетей, включая КЕГОК, получают от Единого закупщика в начале каждого месяца плату за готовность к передаче нагрузки, рассчитываемую по утвержденному для данной сети тарифу и планируемому объему передачи электроэнергии. При этом в тариф включаются затраты на нормативные потери, рассчитываемые с учетом конкретной конфигурации сети, протяженности и напряжения линий, наличия подстанций и их оборудования, исходя из нормальных суточных и помесячных режимов работы электросети.

По итогам каждого месяца Единый закупщик осуществляет перерасчет с сетевыми предприятиями по фактическому объему передачи электроэнергии. Это стимулирует сетевые предприятия на сокращение ремонтных компаний, противоаварийную профилактику, поощряет подключение новых потребителей и увеличение договорной нагрузки действующих.

Кроме того, сетевые предприятия, включая КЕГОК, по итогам каждого месяца вносят Единому закупщику плату за фактические сетевые потери, рассчитываемую как разница между объемом электроэнергии на входе и объемом реализованной электроэнергии. Покупка электроэнергии на потери производится по единому национальному тарифу.

Для ликвидации дробления распределительных сетей устанавливается порядок, по которому для каждого региона определяется только одно сетевое предприятие, субъект договорных отношений с Единым закупщиком. Предприятие-тарифодержатель уже самостоятельно договаривается с оплатой деятельности других сетей. При невозможности достижения договоренности основное сетевое предприятие вправе самостоятельно утвердить порядок финансирования других сетей в данном регионе. В свою очередь, собственники сетей вправе осуществить односторонний акт дарения в пользу основного сетевого предприятия, без каких-либо компенсаций и в фактическом состоянии.

Единый закупщик осуществляет отпуск электроэнергии непосредственным потребителям и ЭСО-посредникам по единому общенациональному долгосрочному тарифу, с учетом утвержденных для данной категории потребления понижающих и повышающих коэффициентов, а для потребителей, выбравших для себя трех-ставочный суточный тариф, с учетом повышенного на пиковые часы и пониженного на ночные часы коэффициентов.

Потребители оптового рынка и ЭСО-посредники в начале каждого месяца вносят Единому закупщику авансовый платеж. А по итогам каждого месяца осуществляется перерасчет по фактическому потреблению.

При расчетах с потребителями, допустившим отклонения от графика «на сутки вперед» применяются повышающие – при переборах в пиковые часы и недоборах в часы ночных провалов, коэффициенты. Соответственно понижающие коэффициенты при недоборе потребления в пиковые часы и переборе в ночные. Это стимулирует потребителей к выравниванию неравномерностей суточного графика.

Единый закупщик в начале каждого месяца выплачивает электростанциям аванс, из расчета планируемой на данный месяц выработки по утвержденному для данной электростанции предельному тарифу. А по итогам каждого месяца Единый закупщик осуществляет перерасчет по фактическому отпуску данной электростанцией электроэнергии в сеть, по фактическим складывающимся на рынке электроэнергии и на балансирующем рынке ценам.

Для электростанций, работающих не по диспетчерскому графику, закуп принимаемой от них в сеть электроэнергии осуществляется по утвержденному для данной электростанции предельному тарифу. При этом к отклонениям от фактического отпуска энергии в сеть против заявляемой за сутки вперед применяются повышающие и понижающие коэффициенты, поощряющие увеличение выработки в пиковые часы и снижение в часы ночных провалов.

Для электростанций, имеющих соглашение об участии в балансирующем рынке, оплата фактического отпуска производится по цене, заявленной электростанцией для участия в оптовом рынке электроэнергии. При этом к заявленной цене в части расхождений фактического отпуска против заявляемого за сутки вперед применяются повышающие и понижающие коэффициенты, стимулирующие увеличение выработки в пиковые часы и снижение в часы ночных провалов. Тем самым электростанции поощряются к снижению аварийности и поддержанию наибольшей располагаемой мощности при наиболее конкурентной цене.

Финансирование деятельности самого Единого закупщика в комплексе со службами Системного оператора и со службой перспективного развития, осуществляется по смете, утверждаемой Минэнерго.

Единый закупщик осуществляет накопительный учет затрат на покупку электроэнергии, на оплату деятельности сетевых предприятий, на оплату государственного заказа по схемам теплоэнергоснабжения, нормирования и аудирования, на собственную деятельность и соотносит их с выручкой от продажи электроэнергии непосредственным потребителям и ЭСО-посредникам.

При устойчиво отрицательном балансе на парламентский уровень выносится вопрос о повышении единого национального тарифа. При устойчиво положительном балансе на парламентском уровне решается вопрос о понижении национального тарифа или о передаче избытка выручки на финансирование рынка новой мощности.

 

4.4 Организация оптового рынка электроэнергии

Оптовый рынок электроэнергии, как основа долгосрочных договоров Единого закупщика с крупными непосредственными потребителями, с ЭСО-посредниками, с электростанциями и сетевыми предприятиями, действует в режиме «на сутки вперед», в форме почасового графика, в основе которого лежат заявки непосредственных потребителей оптового рынка и ЭСО-посредников. Заявки на предстоящие сутки составляются на основе графиков-приложений к долгосрочным (бессрочным) договорам между Единым закупщиком и потребителями оптового рынка и ЭСО.

Соответственно графику потребления Системным оператором, совместно с Единым закупщиком составляется почасовой график покрытия нагрузок, в котором электростанции располагаются по приоритетам: а) электростанции, работающие по тепловому, речному, или иному не диспетчерскому графику; б) электростанции, имеющие договоры на участие в балансирующем рынке.

Электростанции, участвующие в балансирующем рынке, ранжируются в графике за сутки вперед по наименьшим предлагаемым ими ценам. Электростанция, заявляющая наименьшую цену, учитывается в графике «за сутки вперед» в полном объеме заявляемой мощности, далее следует электростанция с наименьшей из оставшихся ценой. Замыкает данный час диспетчерского графика электростанция, предлагающая наименьшую из оставшихся цену и в замыкающем на данный час графика объеме планируемого потребления.

 

4.5 Организация балансирующего рынка

Балансирующий рынок электроэнергии действует в течении оперативных суток. В физическом виде он представляет из себя дополнительную загрузку или разгрузку по командам Системного оператора, совместно с Единым закупщиком участвующих в диспетчерском графике электростанций, ранжируемых по наименьшей предлагаемой на данный момент цене. Единый закупщик производит расчеты с электростанциями и с потребителями соответственно допущенным в потреблении и выработке отклонениям.

Участвующие в балансирующем рынке электростанции вправе, по ходу диспетчерского графика, предлагать иные, нежели предварительно заявленные ими цены на свою электроэнергию.

При расчетах с потребителями, допустившим отклонения от графика «на сутки вперед» применяются повышающие – при переборах в пиковые часы и недоборах в часы ночных провалов, коэффициенты. Соответственно понижающие коэффициенты при недоборе потребления в пиковые часы и переборе в ночные. Это стимулирует абонентов к выравниванию неравномерностей суточного графика их потребления.

Для электростанций, участвующих в балансирующем рынке, в конце каждого месяца производится перерасчет по фактическим объемам приобретения у них электроэнергии по фактическим предложенным ими и принятыми Системным оператором вместе с Единым закупщиком ценам.

 

4.6 Организация розничного рынка электроэнергии

Деление ЭСО на гарантирующие и иные отменяется. ЭСО покупают у Единого закупщика электроэнергию в составе портфеля заключивших с ними договоры потребителей, с учетом коэффициентов по категориям потребления и договорным объемам потребления.

Для ЭСО утверждается предельная сбытовая надбавка. ЭСО конкурируют на розничном рынке за портфели клиентов через предложение наименьшей сбытовой надбавки и лучшего сервиса.

Потребителям розничного рынка предоставляется возможность раз в год или в полгода менять ЭСО, с предварительным уведомлением.

Таким образом можно рассчитывать, что в каждом крупном городе и каждом регионе останется считанное количество наиболее крупных и квалифицированных ЭСО, с хорошим выбором для потребителей.

Вполне возможно, что весь нынешний набор ЭСО, исключительно местной локализации начнет трансформироваться в систему, в которой несколько наиболее успешных ЭСО смогут выходить на межрегиональный или национальный уровень, конкурируя с остающимися местными энергоснабжающими организациями.

 

4.7 Особенности закупки электроэнергии ТЭЦ

Исторически, именно городское централизованное теплоснабжение с одновременной выработкой электроэнергии было положено в основу развития всей электроэнергетики Казахстана, и по сию пору такой основой и остается. Наибольшее количество всех электростанций – это ТЭЦ, и именно комбинированная теплофикационная выработка составляет основную часть всей выработки электроэнергии в стране.

Соответственно, и все самые острые накопившиеся в электроэнергетике проблемы относятся, прежде всего, к городской теплофикации. Так, критический износ имеющихся мощностей при одновременном и все более растущем их дефиците, и при острой нехватке средств даже на продолжение эксплуатации – все это, прежде всего – ТЭЦ.

Можно сказать, что в критическом состоянии именно фундамент казахстанской энергетики, а потому реновацией и развитием ТЭЦ следует заняться в первую очередь.

Весьма кстати здесь образ каравана, в котором при развороте последний верблюд становится первым. ТЭЦ, как составная часть выстроенной на коммерческой основе электроэнергетики Казахстана, оказались отодвинутыми на самый дальней конец еще и перевернутой другим концом тарифной политикой.

А именно: классическим способом определения стоимости совместно вырабатываемой тепловой и электрической энергии является отношение экономии топлива именно к выработке электроэнергии. Таким образом, стоимость отпуска тепла от ТЭЦ оказывается примерно равной стоимости такого же отпуска от водогрейной котельной, но все равно несколько меньшей – за счет более высокого КПД котлов и менее дорогого топлива. Зато стоимость теплофикационной электроэнергии оказывается принципиально дешевле, чем электроэнергия от конденсационной тепловой электростанции, даже при самом высокотехнологичном и тщательном ведении процесса на ГРЭС.

Однако коммерческие реформаторы вывернули этот принцип на изнанку: тарифы на отпуск тепла от ТЭЦ утверждаются заведомо убыточными, стоимость электроэнергии завышается, создавая ложную «конкурентоспособность» на рынке электроэнергии. К примеру, утвержденный предельный тариф на кВт-час «АлЭС», как совокупности трех Алматинских ТЭЦ, да еще и вкупе с заведомо более дешевой электроэнергией Капчагайской ГЭС и каскада малых ГЭС, все равно существенно выше, чем тарифы Аксуской ГРЭС, и обеих Экибастузский ГРЭС.

В результате, если по классической схеме появление в данном городе новой ТЭЦ или расширение действующей обеспечивало сразу и понижение стоимости теплоснабжения, и существенное удешевление электроснабжения, то смысл теплофикации в нынешней казахстанской энергетике сведен даже не к нулю, а к прямой убыточности.

Тогда как на самом деле как раз на обновлении и расширении действующих и строительстве новых ТЭЦ можно было бы наиболее быстро и наименее затратно набрать по крайней мере две тысячи остро необходимых электроэнергетики Казахстана дополнительных МВт. При этом такой вариант был бы наиболее эффективным с точки зрения распределения по всему громадному пространству генерации, повышающей общую устойчивость национальной энергосистемы и снижающей потери в сетях на дальние передачи. Качественно повысилась бы и надежность теплоснабжения городов, – при самой умеренной по сравнению с прочими вариантами, стоимости гигакалории.

Поэтому предлагается:

Вернуться к классической методологии расчета тарифов на комбинированную выработку тепловой и электрической энергии, то есть с отнесением общей экономии затрат на стоимость электроэнергии.

Для ТЭЦ, работающих по тепловому графику, закуп электроэнергии производится по предельному тарифу. Вкупе с тарифами на теплоснабжения ТЭЦ будут вполне балансировать свои затраты и при этом иметь преимущество перед всеми другими источниками теплоснабжения в данном городе. Что будет стимулировать ТЭЦ к максимизации как выработки электроэнергии при ее доле в городском графике теплоснабжения, так и увеличению этой своей доли.

Для ТЭЦ, имеющих возможности дополнять теплофикационную выработку работой в конденсационном режиме, или специально реконструируемых с этой целью, обеспечивается возможность участия в балансирующем рынке, – по свободно заявляемым ценам. Поскольку же цена электроэнергии от ТЭЦ, даже с конденсационным дополнением, заведомо ниже, чем у ГРЭС, они получают конкурентные преимущества на балансирующем рынке. При таком развороте тарифной политике последний «верблюд» становится первым: именно ТЭЦ обретают (возвращают) себе наилучшую для всех иных способов электрообеспечения перспективу.

 

4.8 Особенности закупки электроэнергии ВИЭ

Вмененная системному оператору обязанность приоритетного приема энергии ВИЭ создает двойную проблему. В пиковые часы, когда особо требуется генерация, от солнечных электростанций ее просто нет, а ветровые обеспечивают, хорошо, если треть или четверть от их установленной мощности. В результате приходится прибегать ко все большему импорту пиковой электроэнергии от РАО ЕС, в два с половиной раза более дорогой. Зато в обычные часы диспетчерского графика «альтернативная» выработка, в четыре-пять раз более дорогая, вытесняет свободные традиционные мощности. В итоге именно ВИЭ являются основным катализатором общего роста тарифов на электроэнергию. Одновременно с ролью катализатора дефицита необходимой в пиковые часы диспетчерского графика маневренной генерации.

Между тем, наличие в Казахстане уже порядка 2,5 ГВт «зеленых» мощностей и продолжающееся их наращивание, способно из катализатора проблемы дефицита маневренной генерации стать способом решения этой проблемы. А именно: необходимо совместить работу «зеленых» мощностей с накопителями электроэнергии, как аккумуляторного типа, так и в форме ГЭС-контррегуляторов.

Предлагается, чтобы Единый закупщик установил для ВИЭ определенный срок, по истечению которого они переводятся в обычный режим работы рынка электроэнергии и балансирующего рынка.

За этот срок солнечным и ветровым электростанциям предлагается обзавестись собственными накопителями и конкурировать на рынке маневренной пиковой мощности. Со своей стороны, единый закупщик осуществляет по договору с ВИЭ софинансирование создания накопителей.

Кроме того, владельцам ВИЭ предлагается составить альянс по строительству и совместной эксплуатации Кербулакской (ниже Капчагайской) и Булакской (ниже Шульбинской) ГЭС-контр-регуляторов, плюс реконструкция канала «Иртыш-Караганда» также в дополнительном качестве контр-регулятора.

Впредь тендеры на вводы новых мощностей проводятся не по установленной мощности, а по заданной выдаваемой мощности в течение зимнего светового дня. И с условием пиковой прибавки на 5% и на 8% в утренний и вечерний максимумы. Прибавка реализуется инвестором в составе вводимой мощности или через дополнительные выплаты на рынок новой мощности для создания маневренной генерации. Тендеры проводятся не исключительно для ВИЭ, а для всех видов производства электроэнергии.

 

4.9 Организация рынка новой мощности

Министерством энергетики утверждается план развития национальной энергосистемы, включая генерацию и сетевые передачи на пять-десять и двадцать пять лет вперед. План на пять и десять лет содержит перечень базовых и маневренных мощностей с разбивкой по регионам, исходя из ликвидации дефицита, обеспечение нормативного запаса и сокращение потерь при перетоках электроэнергии.

Минэнерго проводит конкурсы на разработку проектной документации и на строительство запланированных объектов, включая определение объемов затрат и соответствующих тарифов.

Включенные в план генерирующие и сетевые объекты получают финансирование с рынка новой мощности.

Кроме того, Минэнерго, используя утвержденные показатели плана развития национальной энергосистемы и включенных в план объектов, проводит конкурсы альтернативных предложений по обеспечению заданной базовой и маневренной генерации и сетевых передач за меньшую стоимость или при меньшем тарифе. Победители таких конкурсов также получают финансирование от рынка новой мощности.

Финансирование рынка новой мощности осуществляется, в основном, вне-тарифным образом, включая инвестирование накоплений ЕНПФ, целевые кредитные линии Национального банка и использование средств Национального фонда.

 

4.10 В части структурной организации

Электростанции ERG включаются в систему Единого закупщика.

ЦДС выводится из компании КЕГОК и совмещается с Единым закупщиком в форме юридического лица КОРЭМ, где и организуется торги на рынке электрической мощности, балансирующем рынке и рынке новой мощности.

В составе КОРЭМ создается департамент перспективного развития, выступающий заказчиком для разработки и регулярной корректировки Национального плана развития генерирующих и сетевых мощностей на 5-10 и 15-25 лет.

Компании КЕГОК, «Самрук-Энерго» и «Казатомпром» передаются Минэнерго. При этом «Самрук-Энерго» лишается функций управления и перераспределения ресурсов входящих в этот холдинг электростанций, сетей и сбытовых организаций – все они получают полную хозяйственную самостоятельность.

Таким же образом реорганизуются другие вертикально-интегрированные холдинговые образования, включающие в себя энерго-производящие, энерго-передающие и энергосбытовые организации. Собственники «освобожденных» таким образом электростанций, сетевых предприятий и ЭСО вправе осуществлять свои имущественные права исключительно в сфере, не затрагивающей условий работы этих предприятий в энергосистеме.

Собственники предприятий, входящих в реорганизуемые холдинги, вправе продолжать деятельность холдинга на условиях финансирования из собственных средств или на условиях договорного обслуживания входящих в имущественный комплекс предприятий, при условии включения соответствующих затрат в тарифные сметы.

Предприятие «Алматинские электрические станции» преобразуется в самостоятельные Алматинские ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, Капшагайскую ГЭС и каскад Алматинских ГЭС. Таким же образом реформируются другие ЭПО, фактически представляющие из себя набор разных электростанций. Какая-либо аффилированность между разными субъектами рынка электроэнергии запрещается. Запрещается применение общего тарифа для двух или нескольких энерго-производящих организаций.

Функции тарифного регулятора в электроэнергетике полностью передаются Минэнерго.

Минэнерго учреждает распределяемый по конкурсу постоянный государственный заказ на нормирование технико-экономических показателей для тарифных смет электростанций, электрических и тепловых сетей и регулярный аудит эксплуатационной и инвестиционной деятельности.

Утверждение тарифов производится в состязательном формате: тарифная заявка рассматривается в сопровождении доклада аудитора, Регулятор выступает в качестве организатора публичного состязательного процесса и принимает арбитражное решение.

Поскольку через Единого закупщика будут проходить громадные финансовые потоки, качественно возрастает роль Совета рынка, как осуществляющего, по Закону, мониторинг функционирования рынка электроэнергии и мощности, рассматривающего инвестиционные программы и вырабатывающего рекомендации.

Предлагается установить порядок, по которому предложения по утверждению величины единого национального тарифа, понижающих и повышающих коэффициентов и категорий потребления рассматривались бы парламентом при наличии заключения Совета рынка.

Установить также порядок, по которому Совет рынка выносит рекомендации по другим вопросам функционирования рынка электроэнергии в адрес регулирующих и уполномоченных органов, подлежащие обязательному рассмотрению ими с выдачей заключения.

Совет рынка состоит из 12 постоянно действующих членов, из которых по одному делегируют парламентские партии, по одному объединения предпринимателей республиканского уровня, профсоюзные объединения того же уровня, остальных назначает президент, учитывая также представительство интересов населения и малого-среднего бизнеса.

Совет рынка аккредитует представителей общественных организаций, имеющих право присутствия на заседаниях и знакомства с материалами.

 

4.11 Новая редакция закона «Об электроэнергетике»

Действующий закон «Об электроэнергетике» был принят в 2004 году, применительно к осуществляемому тогда переводу постсоветской энергетики в рыночный формат. Закон с тех пор многократно изменялся и дополнялся, представляя из себя не столько первоначальный текст, сколько массу изменений. Тем не менее, декларируемые еще в начальной версии положения об устройстве двухуровневого рынка электроэнергии, с обеспечением конкуренции и свободы выбора как на оптовом, так и на розничном уровнях, так и не были осуществлены.

Переход к Единому закупщику, меняющий саму первоначальную основу, оформлен очередной порцией изменений и дополнений. Которые, несмотря на их массив, оставили без решения массу вопросов.

В результате текст закона «Об электроэнергетике», ставший чересчур громоздким и утратившим внутреннюю связанность, стал при этом еще и категорически недостаточным.

Имеются все основания приступить к разработке новой версии закона, в базу которой будет положена деятельность Единого закупщика.

Кроме того, уже достаточно давно встал вопрос и о необходимости самостоятельного закона «О теплоэнергетике», поскольку целый ряд назревших проблем в этой сфере вообще не отражен в профильном законе. Законопроект «О теплоэнергетике» разрабатывался целый ряд лет, наконец внесен в Парламент. Но, к сожалению, тоже оставляет желать лучшего.

Таким образом, налицо целесообразность инициировать разработку комплексного законопроекта «От электроэнергетике, теплофикации и теплоснабжении». Начать предлагается с разработки Концепции такого законопроекта, – на основе данного Концепта.

 

Часть 5. БИТВА ЗА ТАРИФ

5.1 Геополитический аспект

Содержанием переживаемой нами исторического момента является формирование многополярного мира. Содержанием же самого процесса перехода к многополярности является борьба за определение границ охвата территорий, производственных, логистических и сбытовых пространств, и, особенно, борьба за ресурсы.

Традиционно, мир следит за перипетиями колебаний цен на нефть, трубопроводный и сжиженный газ, даже уголь, во многом определяемых геополитическими факторами и встречно влияющими на них. Однако еще большее значение имеет борьба за доступность, надежность и дешевизну главного производного энергетического сырья – электроэнергии.

Такая геополитическая борьба, буквально – битва за тариф, идет и в Казахстане, внутри и вокруг национальной энергосистемы. Борьба ведется подспудно, но весьма жестко, отчаянно и бескомпромиссно. На поверхности это проявляется все более неостановимым ростом тарифов, однако этот рост можно и необходимо остановить.

 

5.2 Тариф-2023

За первый месяц деятельности Единого закупщика максимальная стоимость закупаемой электроэнергии в пиковые часы составила в среднем 18,5 тенге за кВт-час, минимальная, в часы ночных провалов, 11,5 тенге, среднесуточная среднемесячная – 14 тенге/кВт-ч.

В том числе средняя стоимость закупа электроэнергии ВИЭ – 38,6 тенге за кВт-час, доля ВИЭ в закупе – 7,6%. Итого закуп ВИЭ обходится в среднем в 2,76 раза дороже.

Средняя стоимость импорта пиковой электроэнергии из РАО ЕС – 26,5 тенге, доля импорта 6,7%. Итого импорт электроэнергии из России обходится в среднем в 1,9 раза дороже.

Оба главных фактора набирающего обороты роста тарифов: наращивание мощностей ВИЭ и рост импорта из России напрямую взаимосвязаны и «раскручивают» друг друга. Чем больше вводится прерывистой «альтернативной» генерации, тем меньше ее доля в покрытии вечерних пиковых нагрузок, особенно зимой. Соответственно, тем больше нужда в поддержании частоты в энергосистеме Казахстан с помощью РАО ЕС.

К тому же, чем больше ресурсов отвлекается на строительство новых ВИЭ, тем меньше их остается на решение других накопившихся в энергетике проблем.

Для справки:

Предельный тариф Бухтарминской ГЭС 1,5 т/кВт-ч, Усть-Каменогорской ГЭС – 3,1 тенге, Шульбинской ГЭС – 3,7 тенге, Экибастузской ГРЭС-1 – 7,3 тенге, ЭГРЭС-2 – 11,2 тенге, «АстанаЭнергия» 8,5 тенге, «Алматинские электрические станции» 14,0 тенге, Мойнакской ГЭС (китайский кредит) 12,8 тенге за кВт-час. Для большинства казахстанский ТЭЦ, дающих большую часть всей выработки, тарифы лежат в диапазоне 9-14 тенге. А в целом средняя стоимость выработки традиционных электростанций пока не выходит за пределы 10-12 тенге за кВт-час.

Тариф КЕГОК на высоковольтные передачи, плюс балансирование и диспетчеризация – 3 тенге за кВт-час. Тарифы сетевых предприятий в диапазоне 6-8 тенге. Сбытовые надбавки ЭСО от 2 тенге и выше.

Итого средневзвешенный потребительский тариф по Казахстану пока еще не выходит за пределы 30 тенге за кВт-час. Или в пределах шести американских центов. Что пока еще обеспечивает казахстанским промышленным потребителям конкурентоспособность мирового уровня, а населению – достаточный пока социальный комфорт.

Для примера, тариф «АлматыЭнергоСбыта» с 1 июля: закуп («АлЭС» 45%, ЭГРЭС-1 42%, Мойнакская ГЭС 4% и Жамбылская ГРЭС 3%) – 12,7 тенге, передача 9,5 тенге, сбыт 2,6 тенге, всего 24,8 тенге за кВт-час (без НДС).

Этот средний по «АлматыЭнергоСбыту» тариф дифференцируется в таком раскладе: население 21,6 тенге, не бытовые потребители – 26,4 тенге, в том числе производящие социально значимые товары – 24,8 тенге и бюджетные организации 36 тенге за кВт-час (все без НДС).

Стоит подчеркнуть, что оплата стоимости ВИЭ раскладывается на «условных потребителей», в роли которых выступают традиционные электростанции – ГРЭС, ГЭС и ТЭЦ. Соответственно, в их тарифы включаются и такие затраты, перекладываемые в конечном счете на потребителя. При этом если в развитых странах переход к «возобновляемой» энергетике субсидируется из бюджета, то в Казахстане строительство ВИЭ и покупка их в разы более дорогой энергии целиком ложится на конечный потребительский тариф.

 

5.3 Тариф-2035: анализ прогноза Минэнерго

Министерством энергетики утверждены прогнозные балансы электрической энергии и мощности до 2035 года. Максимум нагрузок, предполагается, вырастет на 7,1 ГВт за 12 лет, по 600 МВт в среднем, что представляется вполне обоснованным по средним темпам прироста нагрузок за несколько последних лет. Однако категорически недостаточным для решения задачи удвоения ВВП уже к 2029 году.

Показательно, что под прирост в 7,1 ГВт в прогнозные балансы вписаны новые генерирующие мощности общим объемом 17,3 ГВт (с учетом 2023 года), из них АЭС 4,8 ГВт, ВЭС 3,9 ГВт, ПГУ 2,3 ГВт, малые ГЭС 1,8 ГВт, угольные ТЭС 3,5 ГВт (в том числе ТЭЦ 0,5 ГВт), ТЭС на газе 0,9 ГВт и СЭС 0,9 ГВт и ГТУ 0,6 ГВт.

Такая странная пропорция: 17,3 ГВт вновь вводимой мощности против прироста нагрузок в 7,1 ГВт, даже с учетом выводимого из работы изношенного оборудования, объясняется составлением энергобалансов с учетом сразу двух политически мотивированных задач: доведение зеленой выработки к 2035 году до 15% и строительство АЭС. Соответственно, ради заданного процента разработчики сначала включили в балансы сразу 6,6 ГВт «зеленых» мощностей, а затем, для покрытия вечерних пиков, включили еще и маневренные ПГУ и ГТУ на 2,9 ГВт.

В прогнозных энергобалансах содержится только набор новых мощностей, никак не расписанный по регионам и конкретным действующим или вновь строящимся электростанциям. И уж подавно отсутствуют даже оценочные значения потребных капитальных вложений и соответствующих тарифов.

Между тем, даже оценочные расчеты показывают, что на такой состав мощностей потребуется порядка 50 млрд долларов, то есть по 4 миллиарда долларов или по 2 триллиона тенге ежегодно. Между тем, объем всего нынешнего рыка электроэнергии как раз и имеет порядок в два триллиона тенге, то есть тариф придется удваивать. Причем, для хотя бы начала движения к запланированным показателям, удваивать немедленно.

Мало того, наши расчеты касаются только генерации, тогда как развитие сетей под новые мощности потребует примерно таких же капитальных затрат.

Наконец, остро стоит вопрос устранения критического износа действующих электростанций и сетей, что также тянет на ежегодный объем вложений хотя бы в полтриллиона тенге.

В результате мы выходим на утроение-учетверение тарифа, что делает прогнозные балансы Минэнерго лишенными практического смысла. Приходится признать, что на официальном уровне реального плана покрытия прироста нагрузок, и уж тем более без фантастического роста тарифов, в Казахстане нет.

 

5.4 Тариф-2035: необходимость и возможности

Реально до 2035 года для покрытия прироста нагрузок, с учетом и форсированного промышленного развития, ликвидации дефицита и зависимости от импорта, обеспечения общей устойчивости национальной энергосистемы, необходимо ввести порядка 11 ГВт новой генерации, в том числе не менее 1,5 ГВт – маневренной. Что является грандиозной, – на пределе возможностей, но все же реализуемой задачей.

Оптимальный набор объектов для этого (в порядке возможной хронологии вводов): Жамбылская ГРЭС – доведение до полной мощности (плюс 1000 МВт); Экибастузская ГРЭС-2, блоки 3 и 4 (1200 МВт); Кербулакская ГЭС (50 МВт + 200 МВт пиковой мощности Капшагайской ГЭС); Булакская ГЭС (70 МВт + 500 МВт пиковой мощности Шульбинской ГЭС); реконструкция Алматинских ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 (600 МВт); Туркестанская газовая ТЭС (1000 МВт); Кзыл-Ординская газовая ТЭЦ (300 МВт); Экибастузская ГРЭС-3 (возможно, рядом с площадкой Балхашской АЭС), блоки 1-4 (2400 МВт); Балхашская АЭС (2400 МВт).

Параллельно, и как первый приоритет, следовало бы форсировать достройку ТЭЦ-3 в Астане, приступить к строительству газовой ТЭЦ в Шимкенте, новых ТЭЦ в Кустанае, Кокшетау, Усть-Каменогорске, Семипалатниске, Талды-Кургане, добавить новые блоки к действующим ТЭЦ.

Весь такой набор вполне решает задачу опережающего развития электроэнергетики с запасом. Оценочная величина первоочередных капиталовложений – 30 млрд долларов, или по $2,5 млрд ежегодно.

Отдельно стоит подчеркнуть целесообразность скорейшей реконструкции канала «Иртыш-Караганда», как наиболее быстрого и дешевого способа получения пиковой электроэнергии. А именно: на всех 22 подъемных станциях последовательно производится замена трех действующих насосов по 5 МВт на обратимые турбонасосные агрегаты, плюс устанавливаются такие же агрегаты в свободные ячейки для четвертых насосов. В итоге в часы ночных провалов канал сможет закачивать дополнительные объемы на верхние уровни, по низкому тарифу. Плюс использовать для дополнительной закачки солнечную и ветровую выработку по графику ВИЭ. В пиковые же часы появляется возможность выдавать через обратный сброс до 400 МВт остродефицитной мощности, по более чем конкурентоспособному тарифу.

В национальной валюте по текущему курсу для реализации всей программы потребуется 1,2 триллиона тенге ежегодно. А с учетом параллельного наращивания пропускной способности электросетей, плюс вложения в обновление изношенных до предела генерирующих и сетевых мощностей, объем критически необходимых электроэнергетики инвестиций оценивается в, как минимум, 2 триллиона тенге в год.

Применительно к текущей годовой выработке 120 млрд кВт-часов, и исходя из правительственной формулы «тариф в обмен на инвестиции», повышение среднего потребительского тарифа оценивается в 17 тенге за кВт-ч. Другими словами, средний тариф, если менять его на инвестиции, должен быть поднят более чем в полтора раза. И причем – немедленно.

 

5.5 Кредитная западня

Понятно, что повышение тарифов для населения не желательно. Возможности перекладывать нагрузку на тарифы для бюджетных организаций сильно ограничены, с малого-среднего бизнеса тоже много не возьмешь. К тому же, имеются весьма крупные и при том социально и экономически значимые потребители, такие как канал «Иртыш-Караганда», повышение тарифов для которых недопустимо.

Наконец, мощные электростанции и сети компании ERG вообще выведены из-под системы Единого закупщика и, соответственно, из-под забот о текущем состоянии и развитии электроэнергетики Казахстана.

Крайними остаются ориентированные на внутренний рынок промышленные предприятия. Однако для них и уже состоявшийся рост тарифов становится неподъемным.

Таким образом, концепция «тариф в обмен на инвестиции» оказывается неосуществимой даже в самом оптимальном наборе по объектам и объемам вложений. А ни иного способа финансирования электроэнергетики, ни понимания тупиковости применяемых ныне методов у правительства нет.

Пока предельная острота проблемы прячется за привлечением внешнего коммерческого финансирования, что на самом деле следует квалифицировать, как преступление перед самой электроэнергетикой, перед поставленной главой государства задачей промышленного развития, а в целом – перед будущим нации.

Суть в том, что банковский кредит, даже на самых льготный условиях, все равно подлежит возврату через тариф, да еще и с выплатой банковских процентов.

К примеру, предельный тариф для построенной на китайский кредит Мойнакской ГЭС, запущенной в конце 2011 года, составляет 12,8 тенге за кВт-час, хотя себестоимость выработки вполне вписывается в 3 тенге. Порядка 10 тенге с каждого киловатт-часа потребители выплачивают за границу.

За китайские деньги, китайскими же поставщиками оборудования и подрядчиками осуществляется строительство ГТУ на площадке Алматинской ТЭЦ-2 и далее по списку.

Тем более коммерческое и при том внешнее финансирование навязывается Казахстану вкупе с навязыванием «зеленой энергетики» как таковой.

Схема разработана, можно сказать, изощренно. Казахстану не просто навязывается внешнее коммерческое финансирование национальной энергетической инфраструктуры, но еще и диктуются само направление развития – исключительно в «зеленом» коридоре. Что прямиком ведет к росту тарифов и утере национальной конкурентоспособности в этом фактически единственном оставшемся нашем преимуществе в высокотехнологической области.

Структуры, отвечающие за энергетическую отрасль, соглашаясь с коммерческим кредитованием, тем более иностранным, фактически способствуют эскалации тарифного роста, хотя и отложенного. Так, Минэнерго, когда придет время, придется включать в тарифы электростанций все суммы расчетов по кредитным долгам.

Равным образом и Министерству национальной экономики, отвечающему за утверждение сетевых тарифов, следовало бы заранее понимать, что активные внешние заимствования компании КЕГОК оборачиваются ростом сетевой составляющей конечного потребительского тарифа.

Кредиты оформляют должностные лица, но плательщиками по ним выступают потребители. К тому времени, когда уполномоченным органам придется резко поднимать тарифы на электроэнергию для расчетов по кредитам, должности будут занимать другие лица. Однако на своем посту останется глава государства, останутся граждане Казахстана, останутся социальная сфера и промышленность.

Превращению потребителей в заложников отсутствия в стране национального инвестирования и кредитования энергетической инфраструктуры должен быть положен конец.

 

5.6 Решение инвестиционной проблемы

Учитывая, что правительство не готово отказаться от политики «тариф в обмен на инвестиции», гораздо честнее (и – дешевле) обойтись без коммерческих банков, тем более иностранных, и напрямую финансировать развитие электроэнергетики через полноценный рынок мощности. Заодно уполномоченные органы наглядно убедятся в объеме необходимых затрат и до какой величины придется поднимать тарифы.

Однако терять время и на такие эксперименты не стоит, Решение предлагается через инвестирование в электроэнергетику средств накопительной пенсионной системы.

В 2023 году объем ежегодного поступление взносов в ЕНПФ достигнет 1,9 триллионов тенге, – этого объема более чем достаточно для реализации планов обновления и наращивания мощностей.

Выплаты из ЕНПФ ожидаются менее 500 млрд тенге, из которых порядка 250 млрд на улучшение жилищных условий и, якобы, лечение. От чего в любом случае пора отказываться. Итого чистое инвестирование составит не менее 1,6 триллиона ежегодно. При этом все виды выплат состоявшимся пенсионерам порядка 250 млрд тенге применительно к 120 млрд кВт-ч годовой выработки эквивалентна всего 2,1 тенге за кВт-час.

Другими словами, достаточно будет добавить для рынка новой мощности, допустим, дополнительных 3 тенге и можно будет начать стабильное инвестирование без дальнейшего повышения тарифов, – с хорошей добавкой для кладчиков ЕНПФ.

И при этом выводимый из электроэнергетики инвестиционный доход достается не иностранным банкам и не прочим «инвесторам», а казахстанским пенсионерам, что можно считать еще одним безусловным плюсом. Более того, бизнес и население, несомненно, согласились бы доплачивать, например, по пять тенге за кВт-час, в обмен на достойную старость выходящих на пенсию.

Наконец, к настоящему времени накопления ЕНПФ достигли уже астрономической величины 17 трлн тенге, что эквивалентно инвестиционной потребности всей национальной инфраструктуры на годы вперед.

Стоит напомнить, что почти половина этой гигантской суммы «инвестируется» в заемные инструменты Минфина, то есть в государственный бюджетный долг. Создаваемая таким образом искусственная «доходность» изымается из бюджета и идет на дальнейшее бесполезное увеличение накопительного «пузыря».

Таким образом, имеются все возможности инвестировать в электроэнергетику любые необходимые ей объемы. Ограничения вытекают только из способности полезного освоения средств, без их разбазаривания и растаскивания. С этой целью часть инвестиций с самого начала следует направить на структурную реорганизация, предлагаемую в разделе 4.9.

 

5.7 «Открепление» от «связанного» кредитования

В международной практике внешне кредитование осуществляется в обязательном пакете с поставками оборудования, технологий, строительных и наладочных работ, затем запасных частей и ремонтных услуг. В результате инвестируемый плотно садится на зависимость от иностранного инвестора, теряет потенциал самостоятельного развития.

Поэтому изыскание в самой стране источников нетарифного инвестирования есть только первый и необходимый шаг к преодолению неоколониальной зависимости. Сразу потребуется поиск таких внешних партнеров, которые готовы пойти на поставки оборудования и технологий без жесткой связки с собственным кредитным пакетом.

Понятно, что такой партнер может найтись только при совпадении геополитического интереса по строительству общего экономического пространства.

Отсюда вытекает нижеследующий заключительный раздел Концепта.

 

Часть 6. Заключительная. От Концепта новой модели электроэнергетики к Концепту новой промышленной политики

Практически весь действующий до сих пор состав основного и вспомогательного оборудования электростанций и котельных, электрических и тепловых сетей, создавался в бытность Казахской ССР в составе Советского Союза, в рамках той модели проектирования и финансирования, силами того строительно-монтажного комплекса и за счет комплектации продукцией советского энергетического машиностроения.

Стоит напомнить, что индустриализация в СССР началась с плана ГОЭЛРО, причем только самые первые электростанции (ДнепроГЭС) строились иностранными инженерами и комплектовались иностранным оборудованием. Энергетические котлы и турбины, генераторы и трансформаторы, кабельная продукция, водяные и масляные насосы, угольные мельницы, дутьевые вентиляторы и дымососы … все более и более производились на советских заводах, – такова была стратегическая линия.

Да, многого не хватало и после Великой Отечественной войны электростанции Казахстана возводились на базе вывозимых из Германии котлов и турбин, генераторов и трансформаторов, работавших вплоть до 70-х – 80-х годов.

Однако уже следующие очереди 60-70 годов практически полностью комплектовались отечественным оборудованием. Линейка энергетического оборудования сначала на параметрах 40 атмосфер, потом 100 атмосфер, потому 140 атмосфер для ТЭЦ и ГРЭС, с закритическими параметрами пара на ГРЭС, гидротурбины советского производства на ГЭС – все это и поныне составляет базу электроэнергетики Казахстана.

Благодаря спаду нагрузок в 90-е годы унаследованное от прошлой системы оборудование эксплуатировалось без необходимости наращивания мощностей, подчас даже без надлежащих ремонтов. Система радикально «упростилась»: инфраструктура развития во всех своих составляющих, – планирование, проектирование, финансирование, строительно-монтажный комплекс, производство оборудования просто отпала за ненадобностью. Практически на всем постсоветском пространстве, и в Казахстане, разумеется.

За три десятилетия суверенитета новые мощности возводились в основном, как достройка начатых еще в СССР, – Мойнакская и Шардаринская ГЭС, например. Та же планируемая Балхашская АЭС – это реинкарнация некогда уже выведенной на нулевой цикл Южно-Казахстанской ГРЭС.

Единственно действительное новое добавление в электроэнергетике – это ВИЭ. Однако следует прямо сказать, что происходящее еще со времен ЭКСПО-2017 массированное строительство солнечных и ветровых электростанций, и фактически только их, это не дополнение к традиционной энергетике, не помощь ей и не выведение на новый уровень. Наоборот, подмена комплексного развития электроэнергетики Казахстана строительством только ВИЭ – объективно усугубляет проблемы дефицита генерации и, особенно, маневренной и ведет ко все большему повышению тарифов.

В том виде, в котором энергетике навязываются ВИЭ – без хотя бы суточных накопителей и, тем более, без зимнего дублирования, и при этом с принудительным закупом «зеленой» выработки в разы превышающим традиционную генерацию тарифам, есть навязываемая Казахстану извне фактическая диверсия под национальную энергосистему. И такому навязыванию должен быть поставлен заслон.

Самое важное: фактически все достраиваемые или вновь вводимые мощности финансировались уже из-за рубежа и комплектовались импортным оборудованием. Так, Шардаринская ГЭС – это кредит ЕБРР, Мойнакская ГЭС: финансирование и оборудование – Китай, достройка Экибастузской ГРЭС-2 блоками 3 и 4 – Китай, новая газовая ТЭЦ на площадке Алматинской ТЭЦ-2 – Китай, реконструкция Алматинских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3 – тот же Китай. ВИЭ – в основном тоже Китай, с добавлением других внешних производителей.

Покуда такие новые вставки в унаследованную от Казахской ССР электроэнергетику относительно невелики, их удается «переваривать» при пока еще не критическом росте тарифов.

Однако следует сказать со всей определенностью: современную электроэнергетическую инфраструктуру может иметь только та страна, которая сама способна производить для нее все основное оборудование, запчасти и комплектующие.

Здесь положительный замкнутый круг: только современная энергетика обеспечивает промышленное развитие данной экономической системы и только развитое промышленное производство способно создавать необходимые ему энергетические мощности.

При разрыве такого производственного круга, что и произошло в Казахстане, унаследованная от прежней системы электроэнергетика ныне вошла в острый кризис. Что же касается дальнейших перспектив, то не следует надеяться, что правительство, осознавшее кризисную ситуацию, путем принятия срочных мер сможет вернуть электроэнергетике устойчивость. Даже самые энергичные меры, предпринимаемые в рамках нынешней экономической модели, могут лишь приостановить сползание национального электроснабжения в ту форму, которая только и может быть в «развивающемся» государстве: «элитное» энергообеспечение экспортноориентированных и отдельных внутренних производств и наиболее обеспеченных групп населения.

Таким образом, для стабилизации положения в электроэнергетике необходимо, вслед за реализацией данного Концепта, разработать и реализовать Концепт новой промышленной политики для Казахстана.

Поскольку же любое современное промышленное производство требует для себя рынка соответствующей емкости, окупаемый рынок самодостаточного производства энергетического оборудования должен охватывать, как минимум, полмиллиарда потребителей.

Понятно, что таким рынком может быть только пространство формирующегося сейчас в ходе глобального передела Евразийского союза. Соответственно, Концепт новой промышленной политики для Казахстана должен базироваться на локации в нашей стране такого набора отдельных производств энергетического цикла, которые могли бы обеспечивать поставки своей продукции на все евразийское пространство, с возможность экспорта и за его пределы. Соответственно, Казахстан, в обмен на свою долю поставляемой на общий рынок высокотехнологичной продукции энергетического машиностроения, получал бы с рынка другую необходимую ему энергетическую комплектацию, балансируя результирующие затраты.

Само собой, что в рамках такого Концепта новой промышленной политики для Казахстана имеются ниши для участия казахстанских предприятий в других производственных циклах, от оборонного, космического и авиационного, до судостроительного и транспортного машиностроения, химической, легкой, пищевой и прочей промышленности, обеспечивающих национальную самодостаточность и конкурентоспособность мирового уровня.

Такой Концепт, разумеется, требует и политической составляющей. Однако при его разработке вполне можно обойтись сугубо производственной, экономической и финансовой постановкой вопроса. Остальное приложится.