Перед началом нового отопительного сезона, когда резко увеличивается нагрузка на электростанции и теплоцентрали, энергетики вновь напомнили о надежности единой электроэнергетической системы РК – они озабочены возможным дефицитом располагаемой мощности.
Прогнозный энергобаланс на 2021–2027 годы показывает, что в 2023-м в Казахстане сформируется дефицит располагаемой мощности на 63 МВт. Объем располагаемой мощности к тому времени составит 18 800 МВт вместо необходимых 18 863 МВт. Эта разница будет увеличиваться и к 2027 году приблизится к 1 500 МВт.
В последнее время на этом акцентируют внимание энергетики. В отчете по итогам первого полугодия 2021 года нацкомпания «Самрук-Энерго», которая генерирует 31% электроэнергии в стране, отмечала «быстрое сокращение имеющихся резервов мощности» на фоне роста потребления (в среднем 4% за 2017–2020 годы, или на 600 МВт ежегодно), упомянув «назревающий в отрасли дефицит электрической мощности».
Прогнозный электробаланс не показывает наличия дефицита в 2021 году. Однако по данным системного оператора KEGOC, минувшей зимой фактический резерв Единой электроэнергетической системы (ЕЭС) РК относительно рабочей мощности сократился до 600 МВт. «Эксперты отрасли опасаются, что при сохранении текущих темпов в следующий отопительный период в ЕЭС РК не будет резервов мощности, что чревато ограничениями в электроснабжении», – говорится в сообщении «Самрук-Энерго».
Несмотря на дефицит располагаемой мощности, в перспективе производство электроэнергии в стране будет расти. Согласно электробалансу в 2023 году в РК генерация будет опережать потребление на 7,9%. Парадокс объясняется особенностями работы энергосистемы: электростанции должны обладать мощностью, которая покрывает максимальные возможные суточные объемы потребления.
Регулятор держит руку на пульсе
Для того чтобы не допустить дефицита располагаемой мощности, регулятор (Минэнерго) заранее планирует реконструкцию или ввод новых энергоблоков. Для этого в 2019 году в Казахстане заработал рынок мощности – специальный тариф для энергопроизводящих организаций (ЭПО), который выплачивается для возврата их инвестиций в строительство мощностей и модернизацию. По состоянию на август 2021 года Минэнерго заключило восемь инвестиционных соглашений с ЭПО. Первый проект по новому механизму завершили в 2020 году (обновили гидроагрегаты Шардаринской ГЭС на 63 МВт). Остальные семь соглашений позволят до 2025 года обновить 80 МВт, восстановить 500 МВт и ввести новые 540 МВт электрической мощности. Еще шесть проектов находятся на рассмотрении.
«В совокупности к 2025 году это даст нам 1584 МВт (семь одобренных и шесть рассматриваемых проектов). У нас есть видение, как мы будем покрывать дефицит. Мы работаем по этому плану», – рассказывает директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго Айдос Дарибаев.
Он уточняет, что часть инвестсоглашений еще не отражена в прогнозном балансе. Таким образом, если в 2025 году дефицит располагаемой мощности составит 226 МВт, то объем новой будет превышать его в несколько раз. С учетом мощностей, которые будут выбывать, это позволит прийти к балансу на энергорынке.
Проблему дефицита базовой мощности могла бы решить атомная электростанция, напоминает эксперт в сфере электроэнергетики и автор Telegram-канала «Haırýshev energy» Жакып Хайрушев.
«Нам нужна одна большая базовая электростанция, и она должна быть атомной, в центре Казахстана. От нее необходимо построить линии электропередачи – соединить западную часть с севером и усилить линии на западе. Тогда про проблемы с надежностью и дефицит, наверное, мы забудем. Она должна быть очень большая, от 1500 МВт до 2000–3000 МВт», –поясняет эксперт.
Однако вопрос строительства АЭС в Казахстане в первую очередь находится в политической плоскости и требует подготовки общественного мнения.
Выбор атомной генерации может быть оправдан с финансовой точки зрения: найти средства на строительство АЭС будет проще (например, на строительство БелАЭС – проект «Росатома» – правительство Беларуси получило кредит от ВЭБ), чем на новую угольную мощность. Опрошенные «Курсивом» специалисты, которые занимаются климатической повесткой в энергетике, отмечают, что банки развития и коммерческие институты больше не финансируют строительство угольных мощностей.
По мнению Дарибаева, более острым является вопрос дефицита маневренной генерации, который в 2021 году составляет порядка 500 МВт. В последние пять лет, по данным системного оператора, отклонения производства-потребления от плановых значений могут достигать и 1 ГВт. Маневренная мощность практически моментально начинает выдавать электроэнергию потребителям в пиковые часы или во время аварийных отключений (в течение 15 минут после включения). Традиционной угольной станции для разогрева котла из холодного состояния требуется до 24 часов. Ситуация осложняется старой инфраструктурой электропередачи и ростом доли возобновляемых источников (до 15% от общей генерации по РК к 2030 году), чья генерация нестабильна.
Для решения проблемы в декабре 2021 года пройдут первые аукционы на строительство маневренной мощности на 1000 МВт в разных областях страны. Акцент будет сделан на газовые мощности, которые относятся к маневренному типу генерации. Это, как подчеркивает директор профильного департамента, частично перекроет и ожидаемый дефицит располагаемой мощности.
В поисках тарифа
Поскольку рынок мощности – основной механизм инвестиций в генерирующие активы, ключевым звеном в схеме, с точки зрения инвесторов, является значение тарифа на мощность. Напоминая о дефиците располагаемой мощности, энергетики в конечном счете доносят до регулятора следующую идею: тариф на мощность должен удовлетворять аппетиты инвестора и не может в одностороннем порядке корректироваться в сторону снижения.
Правительство РК придерживается социальной повестки и не может допустить, чтобы рост тарифов привел к удорожанию жизни населения. По данным Хайрушева, в первоначальной концепции справедливый тариф на мощность составлял 750 тыс. тенге/МВт в месяц, в 2021 году он был утвержден на уровне 692,4 тенге/МВт в месяц без НДС.
«Сегодня тариф – социальный инструмент, который утверждается с учетом особенностей всей экономики. Восстановление «железа» и поставки современного оборудования – это дело второстепенное», – говорит собеседник «Курсива».
Одним из первых крупных инвестпроектов, реализованных в рамках рынка мощности, станет ввод энергоблока №1 на Экибастузской ГРЭС-1 на 540 МВт к концу 2023 года. Хайрушев предполагает, что проект реализован «в большей степени» за счет собственных средств «Самрук-Энерго».
«Когда мы считали тариф в концепции (рынка мощности. – «Курсив»), доллар не стоил 425 тенге. Кроме этого с начала 2021 года все производители энергетического оборудования, а это в основном РФ, Китай и Европа, сообщили, что поднимают цены на 20–30%», – добавил эксперт.
Неопределенность вокруг тарифов на мощность ставит под вопрос реализацию планируемых энергетиками проектов. Наиболее детальную информацию о своих планах предоставляет «Самрук-Энерго», которая намерена реализовать пять инвестпроектов к 2026 году, три из них в рамках рынка мощности. Это строительство третьего энергоблока на Экибастузской ГРЭС-2 мощностью 636 МВт, реконструкция Алматинской ТЭЦ-1 АлЭС с увеличением мощности до 250 МВт и модернизации Алматинской ТЭЦ-2.
«По третьему энергоблоку Экибастузской ГРЭС-2 мы получили положительную рекомендацию Совета рынка электрической энергии и мощности и находимся на стадии обсуждения инвестсоглашения с Министерством энергетики. В настоящее время по ТЭЦ-1 и 2 ведется разработка технико-экономического обоснования. Данные проекты планируется осуществить с 2021 по 2025 год», – уточнил руководитель офиса «Управление портфелем проектов» «Самрук-Энерго» Ансар Айдаров.
