За прошедшие 11 месяцев 2021 года, в сравнении с аналогичным периодом 2020 года, рост потребления по стране в среднем составил 6,9%, в том числе 10,9% по Южной зоне.
По итогам октября-ноября 2021 года экспорт электроэнергии (товарообмен с Киргизией) составил 131,5 млн. кВтч,а импорт электроэнергии(из Российской Федерации) в ЕЭС Казахстана составил порядка 250 млн. кВтч.
Для покрытия растущих потребностей экономики страны в электроэнергии необходимо незамедлительное и масштабное развитие генерации, причем с учетом роста потребления в долгосрочной перспективе. Для решения данной проблемы, Фондприступил к реализации приоритетных проектов в соответствии с утвержденными Дорожными картами, среди которых:
— модернизация Алматинского энергокомплекса (ТЭЦ – 1,2,3), в том числе замена угля на газ на ТЭЦ – 2 и ТЭЦ – 3 (суммарно увеличится установленная мощность на 470 МВт)
— строительство ПГУ-1000 МВт в Туркестанской области
— восстановление блока №1 на Экибастузской ГРЭС-1
— строительство блока №3 на Экибастузской ГРЭС-2
Общий объем внутренних инвестиций по указанным проектам составляет 1 трлн. 851 млрд. тенге.
Также намечена реализация проектов совместно с иностранными инвесторами, в первую очередь в сфере ВИЭ: строительство 2 ГВт СЭС, 2 ГВт ВЭС и 1 ГВт ПГУ с ADQ, 1 ГВт ВЭС компанией TOTAL EREN.
Планы по развитию генерации должны учитывать цели по снижению углеродного следа.
В первую очередь необходимо принять решение по строительству базовых источников мощности в РК.
На первом этапе базовый источник мощности может быть размещен в районе п. Улькен Алматинской области в конфигурации 2х1200 МВт с возможным последующим расширением. В последующие годы предлагается рассмотреть возможность строительства базовых источников мощности 2х1200 Мвт на востоке (г.Курчатов) и 1200 Мвт на западе РК (на площадке МАЭК). Строительство базового источника мощности 1200 МВт в Западной зоне позволит обеспечить потребности региона на долгосрочную перспективу.
С учетом длительности строительства базовых источников мощностей, необходимо развивать и угольную генерациюв среднесрочной перспективе с учетом последующего замещения мощностями атомных станций. Так, можно рассмотреть строительство 4 и 5 энергоблоков ГРЭС-2 одновременно с реализацией проекта блока №3 на Экибастузской ГРЭС-2. Это позволит добавить в ближайшие 5 лет дополнительно более 1000 МВт в энергосистему Казахстана.
В связи со строительством перечисленных мощностей также необходимо строительство не менее 5 ГВт маневренных мощностей для усиления надежности работы энергосистемы Казахстана. В целом до 2035 года для удовлетворения растущих потребностей в электроэнергии и мощности необходимо строительство порядка 12 ГВт генерирующих мощностей, в том числе новых атомных, газовых, угольных и ВИЭ.
Отдельного внимания требует необходимость развития НЭС РК, которое включает в себя развитие по следующим направлениям:
— модернизации НЭС в целях интеграции в энергосистему указанных значительных вводов генерирующих мощностей;
— обеспечение устойчивой и надежной работы системы
— исключение существующих сетевых ограничений, в том числе посредством:
- выполнения поручения Президента страны по объединению энергосистемы Западного областей с ЕЭС Казахстана
- усиления электрической сети Южной зоны с целью обеспечения энергонезависимости от транзита по сетям сопредельных государств и создания условий для развития маневренной газовой генерации в Южной зоне.
— внедрения технологии SMART GRID в целях повышения управляемости, надёжности и эффективности НЭС.
По итогам 2021 года углеродный след группы Фонда прогнозируется на уровне 57 млн тонн СО2, из которых порядка 49 млн тонн – это прямые выбросы Охвата 1 и 8 млн тонн – косвенные выбросы Охвата 2.
С учетом ввода новых угольных мощностей для покрытия энергодефицита ожидается пик выбросов к 2030-2032 годам. Значительное сокращение выбросов парниковых газов будет возможно за счет замещения наиболее устаревшей угольной генерации новыми источниками на основе альтернативных видов топлива.
В РК отсутствуют большие месторождения свободного газа. Имеющиеся на сегодняшний день ресурсы газа – это в основном попутный газ крупных нефтегазовых месторождений (Тенгиз, Кашаган, Карачаганак), большей частью закачиваемый сегодня обратно в пласт. Необходимо рассмотреть все возможности переработки газа вместо обратной закачки, с учетом технологических особенностей месторождений.
Также необходимо рассмотреть возможность использования дополнительных объемов газа на Карачаганакском месторождении ввиду возрастающего газового фактора с учетом имеющихся в западном регионе газоперерабатывающих мощностей.
Учитывая, что основные потребители газа расположены на юге страны, также необходимо будет строительство второй нитки газопровода ББШ мощностью до 15 млрд.куб.м.
Все указанные меры вошли в проект Комплексного плана развития газовой отрасли Республики Казахстан до 2030 года.
В нефтяном секторе наблюдается значительное снижение добычи, особенно в Актюбинской и Кумкольской группах месторождений, являющихся основными поставщиками нефти для Павлодарского и Шымкентского НПЗ.Наблюдающийся рост добычи нефти в первую очередь связан с развитием разработки крупных месторождений — Тенгиз, Кашаган и Карачаганак.
Учитывая сложившуюся ситуацию, необходимо начало реализации сбалансированной программы геологоразведки, направленной на поиск новых нефтяных и газовых месторождений с привлечением средств широкого круга инвесторов и предоставлением необходимых фискальных и нефискальных мер государственной поддержки.
Помимо этого, в связи с имеющимися ограничениями в пропускной способности нефтепроводов по поставке нефти с Западного Казахстана в восточном и южном направлениях встает вопрос о расширении нефтепроводной системы. В первую очередь, дальнейшее увеличение мощности нефтепровода Кенкияк – Атырау в реверсном режиме с учетом пропускной способности нефтепроводов Кенкияк – Кумколь – Каракойын. Это позволит решить вопрос долгосрочного и надежного обеспечения отечественных НПЗ нефтью и, соответственно, надежности поставок собственных нефтепродуктов на внутренний рынок.
Реализация вышеназванных инициатив должна проводится на основании долгосрочной Комплексной программы развития энергетических отраслей, в том числе нефтяной, газовой, атомной, электро- и теплоэнергетики, ВИЭ.
