USD/KZT 369.36  -2.5
EUR/KZT 431.3  -2.03
 KAZAKHSTAN №4, 2006 год
 Электроэнергетика Казахстана: новые вызовы и возможности
АРХИВ
Электроэнергетика Казахстана: новые вызовы и возможности
 
Редакционный обзор
 
В 2002 году Казахстан впервые за годы своей независимости достиг положительного сальдо в обмене электроэнергией с сопредельными государствами, то есть де-факто он стал энергоизбыточной страной. И хотя с тех пор не прошло и пяти лет, сегодня отечественные энергетики вновь бьют тревогу: уже в ближайшее время наша экономика может столкнуться с проблемой энергодефицита…
 
Именно эта проблема стала основным лейтмотивом энергетической конференции, прошедшей в начале ноября в Алматы в рамках выставки Power Kazakhstan 2006. Суть новых для отрасли вызовов обозначил президент АО "KEGOC" и по совместительству председатель совета директоров Казахстанской электроэнергетической ассоциации (КЭА) Канат Бозумбаев. Он напомнил, что при ежегодном росте отечественного ВВП на 9% средний прирост внутреннего энергопотребления сегодня составляет не менее 5–6%. Так, в текущем году объем энергопотребления уже превысил 71 млрд кВтч. Вместе с тем максимальный объем генерации электроэнергии при нынешнем состоянии оборудования действующих электростанций Казахстана ограничен уровнем в 73–74 млрд кВтч/год. Это значит, что мы почти полностью исчерпали имеющиеся ресурсы, тогда как уровень энергопотребления будет только расти. Так, по прогнозам экспертов, к 2008 г. этот показатель достигнет 74–75 кВтч, к 2010 – 84 млрд кВтч, а к 2015 – 101 млрд кВтч (диагр. 1). Вывод очевиден: государству срочно нужно принимать кардинальные меры по увеличению выработки в стране собственной электроэнергии.
 
План-минимум…
 
С учетом жестких временных рамок КЭА уже сейчас разработала комплекс мероприятий, которые позволят реабилитировать значительную часть казахстанского энергооборота, снизить потери и к 2015 году повысить генерацию электроэнергии. Как считают специалисты, в первую очередь необходимо обеспечить безусловное выполнение требований межгосударственных стандартов СНГ и регламентных ремонтных работ на основном технологическом оборудовании действующих электростанций. В результате, за счет увеличения часов использования располагаемой мощности ТЭС (с сегодняшних 5000 до нормативных 6000 часов в год) в течение ближайших двух лет можно будет поднять потолок выработки электроэнергии до 80 млрд кВтч.
 
Параллельно нужно провести малозатратную модернизацию ($150–200 на 1 кВт) уже существующих электростанций, износ основных фондов которых сейчас доходит до 70–80%. Здесь речь прежде всего идет о модернизации шести энергоблоков Аксуйской ГРЭС (которая дополнительно принесет 300 МВт при стоимости проекта в $220 млн), реабилитации находящихся на консервации трех энергоблоков Экибастузской ГРЭС-1 (500 МВт, $300 млн), а также о восстановлении/замещении мощностей Карагандинской ГРЭС (695 МВт, $140 млн) и ряда станций регионального значения (2700 МВт, $540 млн). В общей сложности за счет роста располагаемой мощности вышеупомянутых станций в период до 2015 года можно увеличить объем производимой в Казахстане электроэнергии еще на 10 млрд кВтч, т. е. довести ее уровень до 90 млрд кВтч в год.
 
Вместе с тем эксперты констатируют, что это лишь временные меры, и без расширения действующих и строительства новых электростанций покрыть рост электропотребления внутри республики в полной мере будет невозможно. В частности, по данным г-на Бозумбаева, в период с 2006 по 2015 годы нужно ввести в строй новые генерирующие объекты, способные дополнительно обеспечить около 4600 МВт располагаемой мощности (табл. 1). В качестве ключевых проектов рассматривается строительство третьего и четвертого блоков на Экибастузской ГРЭС-2 (1000 МВт), новой электростанции в Южном Казахстане (1000 МВт), а также газовых электростанций и парогазовых установок в западном регионе республики (суммарно до 1300 МВт).
 
Кроме того, назрела необходимость внести изменения в структуру генерирующих мощностей. Так, доля гидроэнергетики в общем балансе национальной энергосистемы в ближайшие 5–10 лет должна быть увеличена с текущих 12% до 20%, и прежде всего за счет строительства в Казахстане новых пиковых ГЭС. Первый проект в этой сфере уже стартовал – в мае текущего года запущено строительство Мойнакской гидроэлектростанции на реке Чарын (Алматинская область), мощностью 300 МВт. Его реализацией занимается АО "Мойнакская ГЭС", акциями которого владеют государственная компания "КазКуат" (51%) и частное АО "Бирлик" (49%). Согласно ТЭО проекта, его общая стоимость составит $251,69 млн. Первый этап строительства финансирует Банк Развития Казахстана, который взял на себя обязательство не только предоставить кредит на $25 млн, но и привлечь "на стороне" оставшуюся сумму. Для финансирования второго этапа уже подписано кредитное соглашение на сумму $200 млн между АО "Мойнакская ГЭС" и Государственным Банком Развития Китая. При этом на половину этой суммы будет предоставлена гарантия Правительства РК. Завершить строительство Мойнакской ГЭС планируется к концу 2009 года, а срок окупаемости станции должен составить 20 лет.
 
Для ускоренного развития отечественной гидроэнергетики в феврале 2005 года специальным постановлением Правительства РК было образовано АО "КазКуат" со 100%-ным участием государства. Его основная задача –строительство, реконструкция и модернизация энергопроизводящих организаций. В настоящий момент, помимо сооружения Мойнакской ГЭС, компания прорабатывает ряд других проектов. Это строительство Кербулакской ГЭС на реке Или (которое оценивается в $81 млн), что позволит на 160 МВт увеличить мощность Капшагайской ГЭС для покрытия пиковых нагрузок в зимний период. АО "КазКуат" также планирует провести модернизацию Шардаринской ГЭС (с предварительной стоимостью в $47,9 млн) и строительство Булакской ГЭС на реке Иртыш. Последний проект на сумму $270 млн позволит дополнительно высвободить 500 МВт пиковой мощности на Шульбинской ГЭС.
 
Итак, основные пути решения проблемы энергодефицита в целом определены. Учитывая масштаб рассматриваемых проектов, КЭА выступила с предложением к правительству в кратчайшие сроки разработать и принять на государственном уровне соответствующую инвестиционную программу до 2015 года. В общей сложности в электроэнергетику Казахстана на данный период должно быть вложено порядка $9,5 млрд. Из них $5,5 млрд необходимо привлечь в генерирующий сектор, в том числе $1,2 млрд – на модернизацию действующих электростанций, а $4,3 млрд – на строительство новых. Еще $4 млрд потребуется для реализации проектов в секторе передачи и распределения электроэнергии.
 
… и максимум
 
Свой взгляд на перспективы развития отрасли во время конференции Power Kazakhstan 2006 представили и отечественные финансисты. В частности, президент Банка Развития Казахстана Аскар Сембин в числе основных сдерживающих факторов назвал неравномерное распределение на территории страны сырьевых ресурсов для выработки энергии, ее значительную протяженность и, как следствие, избыточное предложение электроэнергии в одних регионах и дефицит – в других. При этом глава БРК считает, что эта картина в будущем может кардинально измениться. Например, по мере развития металлургии и роста мировых цен на ее продукцию энергоизбыточный север республики очень быстро может перестать быть таковым. Понятно, что если электроэнергетика начнет тормозить такие перспективные, с точки зрения диверсификации, кластеры, как металлургия и нефтехимия, это негативно отразится на темпах роста экономики Казахстана. В этой связи БРК одним из приоритетов своей инвестиционной деятельности рассматривает активное участие в реализации проектов, связанных с внутренней диверсификацией отрасли за счет использования альтернативных и возобновляемых источников энергии. Сегодня это гидроэлектростанции, а в дальнейшем и атомная электроэнергетика.
 
17 октября 2006 года в ходе правительственного совещания Премьер-министр РК Даниал Ахметов поручил выделить средства из резерва правительства на разработку ТЭО строительства в Мангистауской области атомной электростанции. АЭС планируется возвести на месте выведенного из эксплуатации и консервируемого атомного реактора на быстрых нейтронах БН-350, расположенного на территории МАЭК. По мнению экспертов, наиболее оптимальными для Казахстана являются АЭС с реакторами средней мощности, в частности типа ВБЭР-300 – новейшей разработки российского ОКБ машиностроения им. Африкантова. Помимо Мангистауской области, специальная рабочая группа под председательством премьер-министра в качестве перспективных проектов рассматривает возможность строительства АЭС неподалеку от озера Балхаш и в городе Курчатове (Восточно-Казахстанская область).
 
С другой стороны, г-н Сембин убежден, что уже сегодня необходимо инвестировать не только в проекты, позволяющие обеспечить внутренние потребности, но и в создание мощностей для экспортно ориентированной энергетической отрасли. Весьма перспективным в этом плане БРК считает проект строительства Экибастузской ГРЭС-3 мощностью 7200 МВт и стоимостью около $5,7–7,2 млрд. В его рамках предусматривается строительство ЛЭП 800 кВ "Казахстан – Китай", а это еще $1,9–2,4 млрд. Реализация данного проекта, инициированного в рамках сотрудничества стран ШОС, позволит Казахстану экспортировать свою электроэнергию в Китай.
 
Еще один вариант расширения влияния казахстанской электроэнергетики – инвестиции в проекты соседних государств. В частности, Кыргызстан приглашает нашу страну участвовать в строительстве Камбаратинских ГЭС-1 и ГЭС-2. Кроме того, в настоящий момент БРК изучает возможность софинансирования таджикского проекта по сооружению ЛЭП 500 кВ из Таджикистана в Казахстан через территорию Кыргызстана. Она позволит в летнее время снабжать южный регион нашей республики дешевой таджикской гидроэнергией, а в зимний период обеспечить Таджикистан электроэнергией наших ТЭС. Однако, как подчеркнул г-н Бозумбаев, это скорее проекты на перспективу, поскольку и в самом Казахстане хватает работы. 
 
Несколько расходятся финансисты с энергетиками и в оценке общего объема капиталовложений, необходимых до 2015 года. Так, по мнению г-на Сембина, для строительства новых генерирующих мощностей, с учетом экспортных инициатив, потребуется около $11,2 млрд против $4,3 млрд, озвученных г-ном Бозумбаевым. Учитывая, что инвестиции и для экспортно ориентированных проектов, и для покрытия внутреннего потребления будут нужны уже в течение ближайших 2–3 лет (т. е. практически одновременно), остается надеяться, что на государственном уровне все же будут расставлены приоритеты и выработана единая стратегическая линия.
 
Откуда дровишки?
 
Ключевым моментом в успешности столь грандиозных планов являются структура финансирования и механизмы возврата привлеченных инвестиций. И здесь энергетики предлагают ряд четких и потенциально эффективных решений.
 
Так, в качестве источника финансирования для находящихся в частной собственности генерирующих и распределительных компаний можно использовать размещение дополнительных эмиссий их акций на международном и внутреннем фондовых рынках.
 
В то же время специалисты считают, что государство должно участвовать в уставном капитале вновь строящихся гидроэлектростанций, а также предоставлять государственные гарантии для снижения рисков и, соответственно, маржи по займам отечественных и международных финансовых институтов. Пока приходится констатировать, что первый блин здесь выходит комом. Так, до сих пор затягиваются сроки предоставления средств для государственной гарантии по займу Банка Развития Китая на строительство Мойнакской ГЭС. В результате начало второго этапа данного проекта уже отстает от графика на полгода.
 
Между тем без аналогичного подхода не обойтись и в секторе передачи и распределения электроэнергии, и в частности в проектах развития национальной электрической сети. Как отметил г-н Бозумбаев, благоприятная конъюнктура мировых цен на сырье, профицит бюджета и стабильные макроэкономические показатели Казахстана делают этот момент весьма благоприятным для государственных вложений в укрепление инфраструктуры отрасли.
 
Отечественные энергетики могут также рассчитывать на поддержку финансовых институтов. Так, глава БРК считает возможным уже в ближайшее время использовать для инвестирования отраслевых проектов такой инновационный инструмент, как формирование т. н. "инфраструктурных фондов" с участием крупных институциональных инвесторов. Большим преимуществом этих фондов является уменьшение доли государственных гарантий, которые будут распространяться только на денежный поток, необходимый для обслуживания основного долга. А это позволит привлечь гораздо больший объем инвестиций.
 
Вполне созрели к участию в электроэнергетических проектах и казахстанские коммерческие банки. Об этом свидетельствует и выступление на конференции советника Председателя совета директоров Банка ТуранАлем Ануара Тукенова, который представил специально разработанную программу кредитования отрасли этим банком.
 
Единственным камнем преткновения остается механизм возврата инвестиций. В этом плане отечественную электроэнергетику с ее длительными инвестиционными циклами и низкой инвестиционной составляющей в себестоимости вырабатываемой электроэнергиипока трудно назвать особо привлекательной. На данный момент цены на тепловую и электрическую энергию в Казахстане являются одними из самых низких в СНГ, не говоря уже о развитых странах. В течение последних 6–7 лет стоимость электроэнергии составляет на оптовом рынке чуть менее 1,5 цента зимой и около 1 цента летом. По словам г-на Бозумбаева, такая "стабильность" не позволяет нашим источникам генерации возвращать вложенные инвестиции. Если брать в расчет нынешний уровень тарифов, то срок окупаемости проектов составит более 40 лет. Отчасти именно это стало причиной нежелания или неспособности электроэнергетических компаний вкладывать средства в обновление и модернизацию своих основных активов.
 
В такой ситуации безальтернативным вариантом для развития сектора становится предсказуемый и планомерный рост тарифов, которые, по оценкам специалистов, должны быть, как минимум, выше двух центов. Вот почему энергетики выступают за срочную разработку новой тарифной методологии, и в первую очередь систем тарифообразования на услуги инфраструктурных компаний и ценовой политики для конечных потребителей.
 
Альтернативная альтернатива
 
При реализации таких сложных и долгосрочных инициатив, каковыми являются проекты в области электроэнергетики, безусловно, необходим конструктивный диалог и согласованные действия всех заинтересованных сторон. Например, сегодня есть свои оппоненты у проекта строительства новой экспортной ГРЭС в Экибастузе. Известный казахстанский ученый генеральный директор ТОО "Энергокомплекс ВЭР" Марат Камбаров считает, что эта инициатива имеет целый ряд серьезных недостатков. Прежде всего это дополнительные выбросы парниковых газов в атмосферу и без того перегруженного генерирующими мощностями региона. Во-вторых, поставка электроэнергии от Экибастуза в Китай потребует строительства ЛЭП постоянного тока сверхвысокого напряжения протяженностью не менее 1500 км. Такое технологическое решение приведет к тому, что участие казахстанских исполнителей, включая проектировщиков, поставщиков и монтажников, в этом уникальном проекте будет очень незначительным – у нас нет ни соответствующих производств, ни опыта. Следовательно, большая часть инвестиций, направленных в этот проект, пройдет мимо "казахстанского кармана". Наконец, ввиду технологических особенностей передачи электроэнергии постоянным током подключение местных потребителей или электростанций, расположенных по трассе данного энергомоста, будет невозможно. В качестве альтернативы г-н Камбаров предлагает строительство ЛЭП переменного тока 500 кВ по маршруту "Алматы – Талдыкорган – Аягоз – Экибастуз" (по восточному берегу озера Балхаш). Этот вариант позволит использовать для выработки электроэнергии, поставляемой в Китай, не только угли Экибастуза, но и неисчерпаемые альтернативные источники – возобновляемые ресурсы горных рек и ветровых коридоров на территории Восточно-Казахстанской и Алматинской областей. Комплекс ветро- и гидроэлектростанций с суммарной мощностью до 10 000 МВт смог бы обеспечить минимум 35 млрд кВтч, а это более двух третей требуемой электроэнергии. Что касается вставки постоянного тока для транзита электроэнергии, то ее можно построить непосредственно на границе Казахстана с Китаем (по аналогии со вставкой между Россией и Финляндией). При этом ее напряжение будет гораздо ниже, поскольку она будет состоять из нескольких параллельных линий протяженностью порядка десяти километров. К преимуществам такого варианта г-н Камбаров относит то, что такие объекты вполне посильны казахстанским компаниям, а строительство комплекса ГЭС и ВЭС разовьет отечественную электросеть на востоке республики. Наконец, единая энергосистема Казахстана получит дополнительную связь "Север–Юг", что существенно повысит ее оперативную гибкость и надежность. При этом стоимость сооружения такой ЛЭП не превысит $1 млрд.
 
Налицо решение, позволяющее убить даже не двух, а сразу нескольких зайцев. А потому весьма логичным представляется предложение г-на Камбарова о создании специальной экспертной группы по более глубокому изучению вопроса поставок электроэнергии в Китай. Правильное решение позволит не только обеспечить энергетическую безопасность Казахстана, но и значительно расширить роль электроэнергетики в диверсификации отечественной экономики. 
 


Список статей
Банки Казахстана: Риски роста  Дмитрий Ангаров, Алексей Кечко, Джеймс Уотсон 
· 2017 MMG
· 2016 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2015 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2014 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2013 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2012 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2011 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2010 №1  №2  №3  №4  №5/6
· 2009 №1  №2  №3  №4  №5  №6
· 2008 №1  №2  №3  №4  №5/6
· 2007 №1  №2  №3  №4
· 2006 №1  №2  №3  №4
· 2005 №1  №2  №3  №4
· 2004 №1  №2  №3  №4
· 2003 №1  №2  №3  №4
· 2002 №1  №2  №3  №4
· 2001 №1/2  №3/4  №5/6
· 2000 №1  №2  №3





Rambler's
Top100
Rambler's Top100

  WMC     Baurzhan   Oil_Gas_ITE   Mediasystem