Петр Своик, Председатель президиума «Казахстанской ассоциации «Прозрачный тариф»
Блэкаут и «Энергобаланс» — обрамление нового 2022 года
Перед встречей Нового 2022 года и уже после новогодних праздников произошли два ключевых для будущего электроэнергетики Казахстана события: презентация разработанного по поручению президента «Энергобаланса до 2035 года» и случившийся 26 января блэкаут.
Значение «Энергобаланса…» в том, что это первая за все тридцать лет суверенитета попытка составить не только прогнозы на величину электрической выработки и мощности на необходимую для своевременного развития перспективу, но и предложить способы их покрытия. Да, работа получилась явно «недоделанная», однако уже само ее наличие, плюс понимание, чего в ней недостает, дает возможность, тоже впервые в новейшей истории казахстанской электроэнергетики, судить о перспективе, опираясь на посчитанные серьезными специалистами объемы затрат и варианты их вложений.
Впрочем, сначала немножко о блэкауте, который как раз и стал убедительной иллюстрацией исчерпания унаследованного еще от СССР потенциала и неотложно назревшей необходимости приступать к развитию. Картина, по-своему, даже эпическая: на Сырдарьинской ГРЭС, — а это с другой от границы с Казахстаном стороны, выпали из работы несколько энергоблоков, после чего уже в Казахстане, — за полторы тысячи км от границы с Узбекистаном, отключились обе напрямую связывающие Северную и Южную энергозоны линии 500 кв, за этим и третья, через Восток, ЛЭП-500. А после отделения Севера от Юга пошел уже распад самой Южной зоны и всего Центрально-Азиатского кольца. На изолированную работу выделились Алматинский энергоузел, то же самое в Таразе, Шымкенте и Кызыл-Орде, и тоже в энергосистемах Узбекистана и Кыргызстана.
Отсюда три вывода
Первое: в «железе» это по-прежнему единая энергосистема, только политически разобранная на национальные части.
Второе: налицо как дефицит пропускной способности связей Север-Юг в Казахстане, так и тотальный дефицит генерации во всей Южной зоне и во всем Центрально-Азиатском энерго-кольце.
Третье: отсутствие общей диспетчеризации и общей САОН (система автоматического ограничения нагрузки) привели к тому, что фактически общая энергосистема не защитила себя от потери мощности отключением части потребителей, а начала «сыпаться» сама.
И вывод общий: нужны не только массированные инвестиции в наращивание сетевых и генерирующих мощностей. Не менее, нужна наднациональная координация фактически общей энергосистемы в пределах России, Казахстана, Кыргызстана, Узбекистана и Таджикистана, а опосредовано и Туркменистана. Координация, как в текущей деятельности, так и в планах развития.
Варианты «зеленый» и «зеленый + АЭС»
Какие же ответы на поставленные блэкаутом вопросы мы находим в «Энергобалансах до 2035 года»? Составленных, кстати говоря, исключительно для казахстанской части, как для чего-то отдельно существующего.
Всего рассмотрено два варианта: «зеленый» и «зеленый + АЭС». При этом второй есть повторение того же «зеленого», только с вводом еще после 2030 года еще и двух блоков на Балхашской АЭС. Соответственно, такой вариант получился дороже и проигрывающим по всем показателям. Не будем подозревать разработчиков в намерении специально выставить атомный вариант непроходным, — как было составлено техзадание, так они и выполнили. На самом же деле, конечно, выбор дальнейшего пути развития электроэнергетики заключается не в том, чтобы развивать сразу и возобновляемую, и атомную энергетику. Это вопрос «либо-либо»: либо за основу наращивания мощности берутся возобновляемые источники, либо АЭС. Это варианты движения, по сути, в разные стороны, причем с самого начала – от нынешнего момента, и такие варианты не накладываются. Поэтому приходится считать, что варианта с базированием развития на атомной энергетике в «Энергобалансах до 2035 года» попросту нет, хотя он, по всей совокупности имеющихся данных, включая и полученные в самом «Энергобалансе…» — преимущественный.
Так, в варианте «зеленый» объем приведенных затрат показан величиной 32,7 млрд долларов, или примерно по $2,34 млрд в среднем за год. Между тем, это соизмеримо с нынешними объемами рынка электроэнергии. То есть, речь может пойти чуть ли не об удвоении тарифов, если даже на это пойти уже со следующего года и при этом наилучшим образом организовать сбор и вложение средств. То есть, положение крайне серьезно, хотя и подсчитанные затраты – это далеко не все.
Так, доля ВИЭ на уровне 2035 года показана величиной 29%, тогда как если уж идти в эту сторону, то до исполнения взятых Казахстаном на себя обязательств довести долю возобновляемых источников до директивной величины в 50%. Соответственно, подсчитанный расход газа на ГТУ в размере 7 млрд м3 на уровне 2035 года необходимо досчитать до полных объемов. Хотя возможность получения 7 млрд м3 тоже стоит под вопросом. Число собственно газовых месторождений в Казахстане невелико и все они имеют лишь местное вспомогательное значение. А использование попутного нефтяного газа ограничено интересами иностранных собственников всех крупных месторождений и технологическими потребностями, включая обратную закачку попутного газа и его сжигание на собственных ГТУ.
И еще: на уровне 2035 года разработчики предлагают такой набор новой генерации: ТЭЦ на угле — 301 МВт, ГРЭС на угле — 1136 МВт, ТЭЦ на газе — 2219 МВт, ГТУ — 1088 Мвт, малые ГЭС 2036 МВт, СЭС — 1003 МВт и ВЭС — 8237 МВт. Наложим такую структуру генерации на стандартный для Казахстана февраль, когда солнца на небе не бывает неделями. От ветровой генерации в условиях буранов, мокрого снега и обледенения останется не более трети, а ГЭС на скованных льдом малых реках учесть тоже мало что дадут. Итого выпадает порядка 8 тысяч мегаватт ВИЭ, которые нечем будет заменить, кроме как газовой генерацией. А потому заложенных в балансы-2035 года всего лишь 1088 МВт ГТУ представляются категорически недостаточными. Вряд ли принимающие решения инстанции должны брать на себя риск оставить страну без резервирования электроэнергии в самые напряженные морозные периоды, тем более с учетом регулярно повторяющихся каждые несколько лет особенно экстремальных зим. Мощность ГТУ для элементарной подстраховки в «зеленом» варианте следует, как минимум, удваивать, если не учетверять против заложенной в «Балансе…».
Сюда же следует отнести и такой требующий дополнительных затрат и особых инженерных решений аспект, как обеспечение залпового потребление газа ГТУ в критические зимние дни. Приходится дополнить расчет стоимости устройством подземных или наземных емкостей для создания резервных запасов газа.
В совокупности вывод однозначен: развитие электроэнергетики на базе солнца-ветра в условиях Казахстана заведет ситуацию в тупик, и уже в ближайшие годы. Поэтому – несмотря на отсутствие варианта с АЭС, придется двигаться по нему, и безотлагательно.
Нужен президентский план
Вообще же объем накопившихся в электроэнергетике проблем достиг такой критической величины, а необходимость реорганизационных и инвестиционных решений такого объема, при которых обычный путь внесения изменений в действующее законодательство, — при наличии множества расходящихся мнений и интересов, только еще больше усугубит проблему. Выходом может стать принятие на уровне главы государства комплексного «Плана реорганизации рынка электроэнергии для решения задач развития электроэнергетики», задающего основные решения.
Изложим наше видение по таким решениям.
Реорганизация действующего рынка электроэнергии
Перейти к системе «Единого закупщика», а в рамках такой системы к организации двух связанных рынков: балансирующего рынка текущей выработки и потребления электроэнергии и рынка вновь вводимой мощности.
Деятельность балансирующего рынка строится на закупе электроэнергии у энерго-производящих организаций, работающих не по электрическому графику по установленным для них предельным тарифам, а также конкурентном закупе электроэнергии у энерго-производящих организаций, участвующих в балансировании графика электропотребления, исходя из наименьшего для данного часа предлагаемого ими тарифа.
Единый закупщик на балансирующем рынке осуществляет накопительный учет всей производимой электроэнергии и реализует ее на оптовом рынке по единому общенациональному трех-ставочному тарифу: для часов ночных провалов ставка тарифа принимается с понижающим коэффициентом, для часов пикового потребления – с повышающим коэффициентом к базовому среднесуточному значению.
Соответственно, потребители на розничном рынке электроэнергии вправе, по своему выбору, оплачивать электроэнергию по среднесуточному базовому или трех-ставочному тарифу.
Кроме того, потребители розничного рынка вправе самостоятельно выбирать энерго-снабжающую организацию (ЭСО), исходя из наименьшей сбытовой надбавки или иных соображений по качеству услуг. В случае же отсутствия реальной конкуренции между ЭСО в данном регионе, сбытовые надбавки ограничиваются по предельной величине.
Единый общенациональный тариф утверждается на парламентском уровне на каждый следующий год или несколько лет и может корректироваться только по необходимости. На таком же уровне для особо энергоемких предприятий, а также производителей сельскохозяйственной и другой важной для внутреннего рынка продукции, социально защищаемых категорий потребителей устанавливаются понижающие коэффициенты к базовому национальному тарифу. И, наоборот, для отдельных категорий потребления устанавливаются повышающие коэффициенты.
Предельные тарифы для энерго-производящих организаций формируются из двух составляющих: условно постоянная плата за готовность к несению нагрузки, определяемая заявляемой Системного оператору располагаемой мощностью, и переменная часть тарифа, рассчитываемая по зависящим от величины несомой нагрузки затратам.
Соответственно, общенациональный потребительский тариф также формируется из двух частей: условно постоянная часть (абонентская плата), определяемая подключенной договорной нагрузкой, и переменная часть, используемая при определении ежемесячного платежа по показаниям учетных проборов.
Единый закупщик через накопительный учет осуществляет долгосрочное балансирование затрат на приобретение электроэнергии и выручки от ее реализации. Дисбалансы при необходимости компенсируются понижением или повышением общенационального тарифа, либо передаются на рынок мощности.
Рынок мощности формируется за счет включения в общенациональный потребительский тариф надбавки на развитие генерирующих и сетевых мощностей национальной энергосистемы на предстоящие годы. Получателями средств на развитие становятся действующие или вновь создаваемые энерго-производящие и сетевые предприятия, включенные в План развития электроэнергетики Казахстана. План утверждается на парламентском уровне на следующие пять и десять лет и ежегодно корректируется.
Кроме того, финансирование от рынка мощности получают инициативные субъекты производства и транспорта электроэнергии, предложившие тарифы ниже, чем заложенные для включенных в План развития электроэнергетики аналогичных предприятий. Для чего Единый закупщик проводит на рынке мощности регулярные тендеры.
При этом заявки на участие в тендерах от солнечных электростанций принимаются с учетом финансирования строительства в центрах потребления аккумулирующих устройств, перемещающих наработку в солнечные дни в пиковые часы электрического графика. Аналогично, заявки по ветровым электростанциям дополняются обязательствами доплачивать Единому закупщику рассчитанную им часть для финансирования строительства компенсирующей газовой генерации.
В свою очередь, государство, в целях сдерживания тарифного роста и ликвидации дефицита генерирующих и сетевых мощностей, принимает участие в финансировании рынка мощности. Такое финансирование осуществляется за счет утверждаемого в республиканском бюджете ежегодного финансирования, целевых траншей из Национального фонда, а также инвестиций через институты развития.
Устанавливается порядок, по которому свободные от текущих выплат накопления ЕНПФ передаются Единому закупщику и используются для финансирования рынка мощности. Возврат пенсионных накоплений, с начислением гарантированной сверх инфляции доходности, осуществляется через соответствующий тариф рынка мощности. Гарантированный процент доходности по инвестируемым в электроэнергетику пенсионным накоплениям утверждается ежегодно на парламентском уровне. Кроме того, утверждается дополнительный повышающий коэффициент для добровольных пенсионных отчислений или иным накопительным взносам в развитие электроэнергетики от граждан и юридических лиц-потребителей.
Реорганизация структуры управления рынком электроэнергии
Все функции по утверждению долгосрочных, предельных, компенсирующих и иных тарифов, как и сбытовых надбавок на рынке электроэнергии полностью передаются в ведение Министерства энергетики.
А для опоры тарифного регулирования на достоверную информацию, организуется, на основе государственного социального заказа, независимый профессиональный мониторинг эксплуатационной и инвестиционной деятельности электростанций и сетевых предприятий.
Для должного укрупнения ныне раздробленных по отдельным владельцам, либо вовсе бесхозных электросетей устанавливается порядок, по которому тариф назначается только региональному сетевому предприятию. А уже РЭК-тарифодержатель заключает договоры на содержание других сетей на основе сметы затрат, либо принимает мелкие сети на свой баланс или обслуживание.
Одновременно целевым политическим решением районным сетевым предприятиям передаются подстанции и разводящие сети в дачно-садовых пригородных массивах.
АО «Самурк-Энерго» и АО КЕГОК передаются в ведение Минэнерго.
Постановление правительства, предусматривающее приватизацию объектов электроэнергетики, ставится на утрату.
Само Минэнерго реорганизуется в Министерство нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности и в Министерство электроэнергетики.
Республика Казахстан выходит с инициативой преобразования Координационного Электроэнергетического Совета Центральной Азии из консультативного в полномочный координирующий орган для организации совместного диспетчерского управления, меж-страновой анти-аварийной защиты и разработки общих планов развития Центрально-Азиатской и Российской энергосистемы.
Первоочередные мероприятия по развитию национальной энергосистемы
Разработать совместно с «Росатомом» ТЭО Балхашской АЭС и приступить к его реализации с финансированием через рынок мощности, исходя из необходимости ввода первых двух блоков уже к 2030 году. В ТЭО предусмотреть способ инвестирования, исключающий излишнее повышение тарифов, с использованием возврата затрат на строительство следующих блоков. В пакет договоренностей включить также поддерживающие поставки электроэнергии из России до ввода АЭС по приемлемым тарифам.
В случае невозможности нахождения с Россией договоренности о приемлемых тарифах, разработать ТЭО достройки Экибастузской ГРЭС-2 до полной мощности, учтя при этом наилучшие доступные технологии в части применения сверхкритических параметров пара и газоочистки. Что даст возможность поддерживать базовую генерацию до ввода АЭС, а в дальнейшем проводить политику снижения угольной генерации сначала на изношенном оборудовании за счет использования вновь построенного эффективного, с перспективным, по мере развития атомной генерации, переводом и новых мощностей во вспомогательные и резервирующие объемы.
Разработать и приступить к реализации с финансированием через рынок мощности ТЭО Кербулакской и Булакской ГЭС-контр-регуляторов на Или и Иртыше.
Аналогично провести модернизацию канала «Иртыш-Караганда» для использования его в качестве тоже контр-регулятора в энергосистеме.
Разработать ТЭО модернизации Жамбылской ГРЭС с переводом ее в режим ПГУ и ГТУ, как базовой маневренной мощности в Южном энергетическом регионе.
Кроме того, рассмотреть возможность трехстороннего «Кыргызстан-Казахстан-Россия» партнерства по строительству комплекса Камбаратинских ГЭС, начиная с ГЭС-1. Что обеспечит весь регион сразу базовой и регулирующей генераций при наименьших по сравнению с иными вариантами инвестициях.
Включить в финансирование через рынок мощности проекты по расширению и модернизации действующих, а также строительству новых ТЭЦ в областных центрах.
