5 ноября в г. Нур-Султан пройдет заседание Комитета энергетики Президиума Национальной палаты предпринимателей РК «Атамекен». Специально для этого мероприятия Петр Своик представил свои предложения по тарифообразованию и энергетике.
Проблема различия тарифов по регионам и их завышенной величины
Тарифы для одних и тех же категорий потребителей в различных регионах различны и отличаются вплоть до нескольких раз. Тарифы для физических и юридических лиц тоже резко отличаются, причем в разных регионах по-разному.
В Атырау тариф для физических лиц 4,1 тенге (без НДС), для юридических – 18 тенге. В Нур-Султане физлица – 11,4, юрлица – 16 тенге, а в Алматы почему-то для всех 15,9 тенге. В ЮКО население платит 13 тенге за кВт-ч, МСБ – 22,6 тенге.
В целом тарифы гарантирующих ЭСО в полтора-два раза выше, чем средняя стоимость электроснабжения в Казахстане. Так, свыше 51% вырабатываемой электроэнергии (данные первого полугодия 2019) отпускаются со средним уровнем предельного тарифа 4,8 тенге/кВт-ч. Сетевая составляющая в пределах 4-6 тенге/кВт-час, итого большая половина потребляемой электроэнергии в Казахстане стоит не более 10 тенге за кВт-час. Прикрепленные к «публичным» ЭСО потребители платят в два раза больше.
Причины неодинаковости по регионам и завышенного уровня тарифов
Основная причина — закрытый, административный и лоббистский характер оптового рынка электроэнергии, особенно его децентрализованной части
78% (данные первого полугодия 2019) всей вырабатываемой в Казахстане электроэнергии распределяются по двусторонним договорам, информация по которым закрыта полностью. Включая даже состав участников децентрализованной части оптового рынка.
Составление договорных пар, распределение между ними квот покупки-продажи и величины договорных тарифов на условиях свободной конкуренции невозможно в принципе. Механизмы же их реального составления не определены ни в Законе, ни в подзаконных актах. Процесс полностью непрозрачен: вне правового поля остается как состав должностных лиц – администраторов децентрализованной части оптового рынка, так и применяемые для составления пар и назначения тарифов методики.
КОРЭМ публикует информацию только по централизованным торгам, к составлению договорных пар он сам, по всей видимости, тоже не причастен. Фактически КОРЭМ – просто прикрытие для закрытого лоббистского распределения более трех четвертей всей электрической выработки и потребления в Казахстане.
Снабжающие массовых потребителей, – население и МСБ, гарантирующие ЭСО получают свою долю квот на децентрализованном рынке по остаточному принципу – отсюда их неравномерность по регионам и завышенный уровень.
Шагом №50 «Плана нации» предусмотрен перевод рынка электроэнергии на систему единого закупщика, что позволило бы сгладить различия тарифов по регионам. Шаг не выполнен. Причина: блокирование лоббистами закрытого распределения электроэнергии на нецентрализованном оптовом рынке. Стоимость такого закрытого рынка – более 500 миллиардов тенге в год – отсюда и мощнейшее лобби.
Предложения по решение проблемы различия тарифов по регионам и их завышенного уровня
Потребовать от Минэнерго и КОРЭМ незамедлительного публичного раскрытия полной информации по децентрализованной части оптового рынка: списки участников, включая весь набор ЭСО и крупных потребителей, субъекты, объемы и тарифы по всем заключенным договорам купли-продажи электроэнергии;
Потребовать от Минэнерго надлежащего исполнения шага №50 относительно всего оптового рынка электроэнергии, с соответствующей реорганизацией региональных розничных рынков.
Исходить из того, что Единым закупщиком реализуется тарифная политика, предусматривающая единообразие тарифов для одних и тех же категорий потребителей независимо от регионов. При этом тарифы для населения, для МСБ, для крупных энергоемких производств, для отдельных требующих поддержки экономических и социальных направлений могут дифференцироваться, — исключительно обоснованным и гласным образом.
Преимущества дифференцированных по зонам суток тарифов
На съезде НПП «Атамекен» был поднят вопрос восстановления дифференцированных по зонам суточного графика тарифов. Это выгодно, прежде всего, самой энергосистеме.
Коэффициент использования установленной мощности ныне не более 65%, однако при этом дефицит маневренных мощностей уже сейчас становится острой проблемой. Сглаживание суточного графика позволит избежать излишних затрат на создание оперативной генерации и при этом сократить общую потребность в новых мощностях.
Правильная организация рынка мощности позволит (оставляя в ночном тарифе только переменную составляющую тарифа) снизить его до 50% от среднего и даже более, без выхода из рентабельности электростанций, участвующих в регулировании суточного графика.
Существенно меньший ночной тариф открывает неограниченные возможности для стимулирования действующих потребителей и развития перспективных направлений, в частности, электротранспорта.
Проблема дифференцированных по зонам суток тарифов, как составная часть необходимости полноценного рынка электрической мощности
Шагом №52 «Плана нации» предусмотрено разделение тарифа на электроэнергию на части, связанные с капитальной и переменной составляющими затрат. То-есть, с разделением нынешнего закрытого и лоббистского оптового рынка на рынок электрической энергии и на рынок мощности, объединенные системой Единого закупщика.
Соответственно, конечный потребительский тариф делится на условно постоянную абонентскую плату, определяемую договорной нагрузкой и переменную часть, рассчитываемую по фактическому потреблению.
Поскольку затраты электростанций даже с дорогим топливом более чем наполовину связаны не с несением нагрузки, а с готовностью к ее несению, разделение тарифа энергопроизводящих организаций на плату за мощность и плату за отпуск электроэнергии технологически и экономически целесообразно осуществить пополам, или даже с увеличением доли платы за мощность. Сетевой же тариф можно полностью привязать к рынку мощности.
В таком случае пониженный ночной тариф для электростанций, участвующих в регулировании суточного графика можно, без выхода за пределы окупаемости производства, установить в размере 50% средней величины, или даже менее.
Общая проблема необходимости полноценного рынка электрической мощности в Казахстане
Введенный Минэнерго в 2019 году «рынок мощности» — профанация. Им охвачено лишь четверть установленной мощности электростанций, распределено же на нем порядка 35 млрд тенге, при емкости оптового рынка электроэнергии 600-700 млрд тенге, то есть лишь 5%. К тому же, включенные в такой «рынок» электростанции получают плату не за новые или модернизируемые мощности, а всего лишь на покрытие кредитных задолженностей.
Между тем, по «Прогнозным балансам» Минэнерго, на горизонте 2025 года предстоит вывести 1 ГВт устаревших мощностей и ввести 7 ГВт новой генерации. То есть, вывести из работы мощность, эквивалентную Экибастузской ГРЭС-2 и построить мощности, даже большие, чем у двух крупнейших действующих станций – Экибастузской ГРЭС-1 и Аксуской ГРЭС.
Без подробного плана нового энергетического строительства, без полноценного рынка электрической мощности и без эффективной тарифной политики это не осуществимо.
Но у Минэнерго нет ни плана, ни рынка мощности, ни внятной тарифной политики!
Лоббисты закрытого оптового рынка электроэнергии блокируют назревшую модернизацию и развитие отрасли!
Лоббирование «зеленой энергетики» — тупиковый путь и дополнительная нагрузка на тарифы
Вместо стратегического планирования отрасли, Минэнерго погружено в маневры по продвижению «возобновляемой» энергетики.
Единый закупщик создан только для обслуживания интересов владельцев ВИЭ. Вместо господдержки бремя «спонсорства» возложено на угольные станции, а через них – на потребителей.
На сегодняшний день установленная мощность уже введенных ВИЭ – порядка 500 МВт, выработка на 2019 год – 2%. В 2018 году на аукционах было разыграно 1000 МВт новых мощностей и в 2019 ожидается 255 МВт, что дальше?
Участие в аукционных торгах приняло 138 компаний: Казахстан, Россия, Китай, Турция, Франция, Болгария, ОАЭ, Италия, Нидерланды, Германия, Малайзия, Испания. Еще бы: гарантируемые государством тарифы обеспечивают быструю отдачу, — с последующим «бесконечным» (под объявленное намерение довести альтернативную выработку к 2030 – до 10% и к 2050 до 50%) извлечением сверхприбыли.
В самом деле: тарифы на уже действующую альтернативную генерацию начинаются от 22 (без НДС) тенге и выше, на последних аукционах 2019 года планка на ветровую генерацию опущена до чуть ниже 20 тенге, солнечную – до 17 тенге, малых ГЭС – 15 тенге и БиоЭС – 32 тенге за кВт-час, и это все равно в три-пять раз выше стоимости генерации в действующей энергосистеме.
В «Прогнозных балансах» доля выработки ВИЭ на уровне 2025 года с нынешних 2% должна подняться до 5,4%. Соответственно, установленная мощность должна вырасти примерно до 1,5 ГВт, — но они все уже сейчас распределены по инвесторам! Еще раз: что дальше?
Подкрепим вопрос: как быть с предусмотренной «Прогнозными балансами» необходимостью введения 7 ГВТ мощностей к тому же 2025 году? С учетом еще того, что 1,5 ГВт ВИЭ не только не решают проблему покрытия растущих пиковых нагрузок энергосистемы, но дополнительно усугубляют ее, поскольку мощности ВИЭ придется дублировать дополнительной маневренной генерацией. При том, что такая маневренная генерация уже сейчас дефицитна, а возможности ее наращивания ограничены. Так, если даже будут построены контр-регуляторы ниже Капшагайской и Бухтарминской ГЭС, все равно придется строить новые для Казахстана и совсем не дешевые быстро запускаемые газотурбинные электростанции. И все – из-за ВИЭ!
А тот факт, что Минэнерго, утвердив «Прогнозные балансы», отлынивает от хотя бы принципиальных формулировок, за счет каких конкретно строек, при каких вложениях и тарифах будут реализовываться столь грандиозные планы, только подчеркивает остроту задаваемых без ответов вопросов.
И еще насчет потребительских тарифов: каждый процент альтернативной выработки утяжеляет объективную стоимость генерации в энергосистеме Казахстана на 3-5%. Уже сейчас 2% выработки ведут к необходимости повышения тарифов на генерацию на 8-10%, что Минэнерго и делает. А предусмотренные «Прогнозными балансами» на горизонте 2025 года 5,4% выработки ВЭИ обернутся повышение среднего уровня потребительских тарифов от 15 до 25%. Не считая неизбежного крупного повышения тарифов в связи со строительством новых базовых мощностей.
Пора сказать прямо: мода на зеленую энергетику в условиях Казахстана – вредна. А ее лоббистам необходимо поставить заслон.
Обобщающие предложения по вопросу устранения различий тарифов по регионам и введения дифференцированных по зонам суток тарифов
Выполнить, наконец, шаги №№ 50 и 52 (а заодно и шаг №51) «Плана нации». Реорганизовать нынешний непрозрачный и лоббистский оптовый рынок электроэнергии в рынки электрической энергии и электрической мощности, с примерно равными объемами, или с преимущественной долей рынка мощности.
Организовать на обеих рынках систему Единого Закупщика, осуществляющего накопительный учет продаваемой электростанциями электрической энергии и электрической мощности (готовности к несению нагрузки), и организующего реализацию потребителям текущего отпуска электроэнергии и обеспечения договорной нагрузки в соответствии с прозрачной, эффективной и единообразной по регионам тарифной политикой. Включая применение экономического или социально обоснованных дифференцированных тарифов по видам потребителей и по зонам суточного графика.
Составить конкретный план ввода новых энергетических мощностей, в том числе маневренных и финансировать его через рынок мощности и механизмы целевого инвестирования, включая государственные вложения.
Важное примечание: помимо наведения порядка в тарифной политике, именно такая реорганизация позволит Казахстану без потерь и с выгодой войти в общий рынок электроэнергии ЕАЭС.
Подготовил: Петр Своик, «Казахстанская ассоциация «Прозрачный тариф»
