USD/KZT 369.36  -2.5
EUR/KZT 431.3  -2.03
 KAZAKHSTAN №6, 2011 год
 Электроэнергетическая аберрация
АРХИВ
Электроэнергетическая аберрация
 

Сергей Смирнов

Во всех отраслевых программах Казахстана декларируется необходимость достижения энергетической независимости, как составной части национальной безопасности страны. К сожалению, эта цель пока не достигнута. Анализ свидетельствует, что темпы модернизации действующих и ввода новых генерирующих мощностей все еще отстают от потребностей страны.


 
 
Электроэнергетика Казахстана является одним из важнейших секторов отечественной экономики. За 20 лет независимости ситуация в отрасли значительно изменилась: были осуществлены структурные преобразования и проведена практически полная приватизация энергетических предприятий. Реформы включали разделение энергокомпаний по видам деятельности, создание оптового и розничного рынков электроэнергии. Развитие конкуренции в электроэнергетике привело к повышению тарифов и созданию локальных монополий.
 
 
 
Однако за прошедшие два десятка лет существующие энергообъекты практически не развивались, обновления основных фондов, модернизация и реконструкция станций и сетей не осуществлялись. И это при том, что основные генерирующие мощности были введены в 50–70-е годы прошлого столетия (самой молодой электростанции Казахстана – Экибастузской ГРЭС-2 уже исполнилось 40 лет), как следствие, они в значительной мере выработали свой парковый ресурс. И хотя в приватизационные договора энергообъектов закладывались достаточно существенные инвестиционные обязательства их новых собственников, должный контроль за их выполнением со стороны государства отсутствовал.
 
 
 
И это понятно. Ведь интересы энергокомпаний сосредоточены, прежде всего, на получении максимальной прибыли, а не на решении стратегических вопросов энергобезопасности Казахстана. Так, во времена управления компанией «Алматы Пауэр Консолидэйтед» (АПК) бельгийскими инвесторами она была практически доведена до банкротства и вновь выкуплена государством. И это при рентабельности в 25 %!
 
 
 
Другой пример. По данным Агентства по регулированию естественных монополий (АРЕМ), на начало 2010 года корпорация AES не выполнила обязательства на общую сумму в $459 млн. В том числе по Шульбинской ГЭС – на $396,59 млн (94,9 % невыполнения), по Усть-Каменогорской ГЭС – на $32,97 млн (82,4 %), по Усть-Каменогорской ТЭЦ – на $21 млн (35 %), по Согринской ТЭЦ – на $8,96 млн (35,8 %). Отметим, что предприятия AES по выработке тепловой и электрической энергии в Казахстане обладают ресурсами общей установленной мощностью более 6 800 МВт.
 
 
 
На сегодняшний день лишь некоторые из новых владельцев произвели крупную модернизацию и реконструкцию приобретенных предприятий. Остальные осуществляют свою деятельность в рамках уже имеющихся возможностей и «тарифных» границ. Как отмечают специалисты, финансовых проблем в электроэнергетической отрасли с приватизацией не убавилось, зато начался постоянный рост энерготарифов, причем без учета платежеспособности потребителей. И это при том, что электроэнергия, которая продается сейчас на рынке, в основном, вырабатывается на станциях, построенных в советское время. Они уже давно «самортизированы» и компании в любом случае получают прибыль.
 
 
 
Результатом значительной выработки паркового ресурса генерирующего оборудования (а это 75 % у ТЭС и 90 % – у ГЭС) стал разрыв между установленной (19,1 тыс. МВт) и располагаемой (14,8 тыс. МВт) мощностью действующих электростанций.
 
 
 
Между тем, в последние годы начался обратный процесс: государство возвращается в отрасль. Добившись ранее разделения и приватизации единой в технологическом и физическом плане системы энергоснабжения на множество частей, которые сейчас принадлежат различным хозяйствующим субъектам, власти теперь стремятся к объединению прежних энергопредприятий в госхолдинг. Таким образом, иностранные инвесторы получают возможность за хорошие деньги вернуть изношенные объекты государству, используя модель «Трактебеля» в отношении АПК.
 
 
 
Подойдя к критическому уровню износа в отрасли, правительство взялось, наконец, инвестировать само и создавать новые правовые рамки для поощрения частных инвестиций. Однако балансирующий рынок электроэнергии (БРЭ), необходимый для поддержания баланса потребления и генерации в Единой энергосистеме Казахстана, до сих пор функционирует в имитационном режиме. А ведь переход к осуществлению реальных денежных операций планировалось осуществить еще во втором квартале 2008 года. Причина – как неподготовленность технологической инфраструктуры и несовершенство нормативно-правовой базы, так и дефицит электроэнергии и мощности.
 
 
 
В поисках выхода
 
 
 
Нехватка энергии может стать существенным фактором сдерживания темпов экономического развития страны, поскольку основными потребителями электроэнергии являются крупные промышленные предприятия (в 2010 году на их долю пришлось 40 %). В ряде областей рост электропотребления уже привел к дефициту мощностей, причем, не только в условиях пика в зимний период. Так, например, до ввода в эксплуатацию второй цепи линии «Север – Юг» величина дефицита мощности в южных регионах республики, не покрываемая собственными источниками, составляла порядка 1 500 МВт. И хотя реализация этого проекта позволила удвоить передачу мощности от экибастузских ГРЭС на юг, однако она так и не решила в полной мере проблему его энергообеспечения.
 
 
 
Причина сложившейся ситуации очевидна: нарушение принципа опережающего развития энергетики относительно остальных отраслей экономики. Напомним, в апреле 1999 года правительство выпустило постановление «О программе развития электроэнергетики до 2030 года», в котором были расписаны меры по избежанию дефицита за счет упреждающих вводов новых мощностей, реконструкции и модернизации действующих электростанций и электросетей. Однако из-за отсутствия механизмов финансирования и стимулирования ничего для привлечения инвестиций в электроэнергетику сделано не было. В октябре прошлого года с целью изменения ситуации правительством была принята новая Программа развития электроэнергетики страны на 2010–2014 годы, которая предусматривает доведение выработки электроэнергии в 2014 году до 97,9 млрд кВтч при прогнозном потреблении в 96,8 млрд кВтч.
 
 
 
Согласно данной программе, развитие генерирующих мощностей должно быть осуществлено, как за счет ремонта и модернизации существующих электростанций, так и строительства новых – Уральской ГТЭС, Мойнакской ГЭС, Акшабулакской ГТЭС, Балхашской ТЭС. В этом году в Западно-Казахстанской области уже введена в эксплуатацию Уральская ГТЭС (3 газотурбинных агрегата с суммарной мощностью 54 МВт), а в Павлодарской области на ГРЭС города Аксу «Евроазиатская энергетическая корпорация» запустила в эксплуатацию энергоблок мощностью 325 МВт. В общей сложности до конца года намечен ввод генерирующих мощностей в объеме около 900 МВт.
 

Начата реализация проекта «Расширение и реконструкция Экибастузской ГРЭС-2 с установкой энергоблока № 3», который предполагает строительство нового энергоблока мощностью 600–630 мВт. Запланировано проведение реконструкции и модернизации Шардаринской ГЭС. Одновременно прорабатываются вопросы финансирования проекта «Строительство Балхашской ТЭС». Ее строительство оценивается примерно в $4,5 млрд и будет проводиться в два этапа: первую очередь объекта (два блока по 660 МВт) планируется завершить в 2014 году, а вторую (еще два таких же блока) в 2016–2017 годах.
 
 
 
 
Следует отметить, что в рамках программы особый акцент делается на маломощные пиковые ГЭС, самой крупной из которых должна стать Мойнакская ГЭС на реке Чарын в Алматинской области. При общей стоимости строительства в $340 млн, заимствованные средства составляют $328,8 млн. Этот энергетический долгострой (сооружение станции было начато еще в 1985 году) выдаст первую электроэнергию в декабре текущего года. Ожидается, что станция с проектной мощностью 300 МВт будет ежегодно вырабатывать 1,27 млрд кВт/ч, что позволит закрывать пиковые значения потребления электроэнергии в южных регионах страны.
 
 
 
Между тем при принятии решения по развитию электроэнергетических объектов необходимо учесть резко выросшую стоимость их строительства. Так, по данным аналитиков она увеличилась для угольных ТЭС с $1 460–1 900 за 1 кВт в 2003–2004 годах до $2 860–4 770 (то есть, в 2–3 раза), для ПГУ на газе – с $660–710 до $800–1 600 (в 2–2,5 раза), а для АЭС – с $1 350–2 160 до $4 610–7 550 (в 3,5 раза). Меньше всего удельная стоимость сооружения изменилась для ГТУ – с $330–770 до $540–1 000 (в 1,5 раза). В этой связи следует очень взвешенно подходить к выбору проектов строительства новых генерирующих мощностей. В частности, в западных регионах страны, где имеются крупные нефтегазовые месторождения, необходимо развивать парогазовую генерацию и расширять сеть газотурбинных электростанций, работающих на попутном газе нефтедобывающих предприятий (из 10 млрд м3 газа можно произвести около 40 млн кВт/ч электроэнергии).
 
 
 
Тарифный гопак 
 
 
 
Согласно Плану мероприятий по развитию электроэнергетики до 2015 года в отрасль необходимо инвестировать $22 млрд. Однако финансирование такого объема капиталовложений лишь за счет госбюджета и собственных средств компаний без привлечения денег внешних инвесторов просто нереально. При этом иностранные инвесторы придут сюда только в том случае, если получат гарантии приемлемого уровня доходности от своих вложений. А потому, власти намерены идти по уже проторенному пути – сделать главным источником инвестирования энергетики простых потребителей. С 2000 года тарифы на электроэнергию в Казахстане уже выросли почти втрое.
 
 
 
При этом непонятно как повышение тарифов сочетается с одной из главных задач правительства: борьбой с ростом цен. К примеру, если сравнительно недавно в Алматы плата за 1 кВт/ч составляла 8,84 тенге, причем без ограничения, то теперь утверждена норма потребления на одного человека в 90 кВт/ч для бытовых потребителей, не использующих электрические плиты. Электроэнергия, потребляемая в этих пределах, оплачивается по минимальному тарифу – 11,40 тенге за киловатт, а сверхнормативная по максимальному – 14,81 тенге.
 
 
 
Инициаторы нововведения предполагают, что эта мера заставит потребителей перейти на режим жесткой экономии. Однако такое тарифное «регулирование» – чисто бюрократическая процедура, не обременяющая ни чиновников, ни монополистов, поскольку взваливает решение проблемы повышения эффективности энергосистемы на плечи рядовых потребителей. При этом монополисты регулярно отправляют в антимонопольное ведомство «обоснованные» заявки на повышение стоимости электричества, отопления и прочих благ цивилизации.
 
 
 
Ветхие сети
 
 
 
Наряду с генерацией, наиболее проблемным вопросом являются и электрические сети. Основными недостатками национальной электросети Казахстана (НЭС) являются ограниченная пропускная способность сетей по направлениям Север–Юг и Север–Восток, отсутствие связи между Единой системой и Западным Казахстаном, а также недостаточная техническая оснащенность. В этой связи требуется сооружение ряда крупных межсистемных линий электропередачи – третьей цепи Север–Восток–Юг и Запад–Юг, а также комплексная модернизация НЭС. В 2009 году АО «KEGOC» завершило первый этап программы по модернизации НЭС и начало второй, рассчитанный до 2016 года. Для его реализации в 2008 году нацкомпания заключила кредитное соглашение с ЕБРР на сумму в 255 млн евро.
 
 
 
Имеются серьезные проблемы и в работе региональных электросетевых компаний (РЭК). Это высокие (до 20,4 % при мировых показателях до 7,1 %) потери электроэнергии, связанные с неудовлетворительным техническим состоянием сетей и подстанций, а также отсутствием единой технической политики. Весомый негативный вклад вносят и несанкционированные отборы электроэнергии, однако о способах решения этой проблемы на государственном уровне почти не вспоминают.
 
 
 
Особенно плохим состоянием отличаются энергетические сети в сельской местности – государство практически утратило здесь контроль над развитием электрификации. В настоящее время электричества лишены свыше 250 сельских населенных пунктов: где-то линии не работают, где-то и вовсе утрачены. По расчетам специалистов, на селе необходимо построить 112,6 тыс. км высоковольтных линий (напряжением 110 кВ и ниже), 614 распределительных подстанций (напряжением 110 и 35 кВ) суммарной мощностью 4,13 млн кВт, а также 23,7 тыс. потребительских подстанций 10/0,4 кВ общей мощностью более 4,3 млн кВт. Это позволит к 2015 году довести объемы потребления электроэнергии агросектором до 8,7–9,9 млрд кВт/ч. Однако реализация столь масштабных планов электросетевого строительства требует не только значительных финансовых средств, но и восстановления соответствующей проектной базы, а также системы строительно-монтажных организаций.
 
 
 
Дорогая альтернатива
 
 
 
Учитывая структуру размещения энергетических мощностей, можно предположить, что дефицит электроэнергии будет сохраняться и даже нарастать во всех регионах республики (за исключением энергоизбыточной северной зоны, где расположено около 60 % генерирующих мощностей). Одним из путей его ликвидации является развитие энергетики, основанной на использовании возобновляемых источников.
 
 
 
По мнению специалистов агентства Navigant Consulting самыми быстрыми темпами среди альтернативных источников электроэнергии будет расти ветрогенерация. В настоящее время ВЭС в структуре своей электроэнергетической отрасли имеют около 76 стран мира, а в 43-х действуют национальные программы развития ветроэнергетики, предусматривающие в ближайшей и среднесрочной перспективе создание тысяч МВт мощности ВЭС.
 
 
 
Казахстан тоже обладает значительными ресурсами возобновляемой энергии рек, ветра, солнца – потенциал одной только ветроэнергетики сегодня оценивается более чем в 1,8 трлн кВт/ч в год. На Казахстанском форуме энергетиков, прошедшем в начале ноября, этой теме были посвящены доклады двух из четырех сессий. Однако, помимо частичного использования гидроэнергии, у нас в стране возобновляемые ресурсы по-прежнему находят весьма слабое применение.
 
 
 
И хотя программа по развитию электроэнергетики на 2010–2014 годы предусматривает вовлечение ВЭС в энергобаланс, их доля в общем объеме электропотребления к 2015 году составит всего около 1 %. В Казахстане уже заявлены сразу несколько проектов в области ветроэнергетики, но все они пока лишь «на бумаге». В частности, АО «Самрук-Энерго» ожидает завершения в декабре 2011 года разработки ТЭО строительства трех электростанций, работающих на ВИЭ. Так, планируется строительство ВЭС в Шелекском коридоре (Алматинская область) мощностью 60 МВт и близ города Ерейментау (Акмолинская область) мощностью 51 МВт. Стоимость этих проектов составит, соответственно, $162 млн и $135 млн. В Мангистауской области СПК «Каспий» собирается построить в 2011–2012 годах ВЭС мощностью 19,5 МВт и стоимостью около $37 млн. Кроме того, планируется сооружение солнечной электростанции мощностью 2 МВт в городе Капшагай. Схема финансирования этого проекта будет определена после завершения ТЭО.
 
 
 
Однако во всех этих проектах много неопределенности. Все они капиталоемкие, при этом стадии разработки и согласования с уполномоченными органами занимают весьма длительное время. В отличие от традиционной энергетики, альтернативная не самодостаточна и требует государственного субсидирования.
 
 
 
Главным препятствием к развитию ветроэнергетики являются высокие капитальные затраты на строительство (стоимость одного ветряка составляет от 5 млн до 7,5 млн евро) и, соответственно, высокий тариф на электроэнергию. Например, 1 кВт/ч электроэнергии, произведенной ВЭС, оценивается в 25–30 тг/кВт/ч, что значительно выше стоимости электроэнергии экибастузких ГРЭС – 5,6 тг/кВт/ч.
 
 
 
Как результат, в наших условиях электроэнергия из альтернативных источников дорога и потребитель в ней не заинтересован. Безусловно, по мере роста цен и развития технологий привлекательность альтернативных источников будет расти, однако это случится отнюдь не завтра.
 
 
 
Имеющиеся электроэнергетические мощности
 

В настоящий момент в Казахстане действуют 63 электрических станции различной формы собственности с общей установленной мощностью около 19 ГВт. Крупнейшими электростанциями страны сегодня являются Экибастузские ГРЭС-1 и ГРЭС-2, Аксуская (бывшая Ермаковская) ГРЭС, Карагандинская ТЭЦ-3, Усть-Каменогорская ТЭЦ, Шульбинская ГЭС и Жамбылская ГРЭС. Более 85 % всей электроэнергии вырабатывается на теплоэлектростанциях (ТЭС), а около 38 % всей генерирующей мощности (6,7 тыс. МВт) приходится на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые параллельно вырабатывают тепло и электроэнергию. При этом 70 % ТЭС работают на угле и лишь 15 % – на газомазутном топливе. Что касается структуры потребления, то на долю промышленности приходится 75 %, домохозяйства – 10,5 %, экспорт – 3 %, транспорт – 2,2 %, потери в сетях – 8,1 %.
 
 
 
Электроэнергетические проекты программы ФИИР
 
 
 
В настоящий момент в рамках реализации программы ФИИР компаниями «KEGOC», «Самрук-Энерго», ЕЭК, ТНК «Казхром», «Павлодарэнерго» и другими за счет собственных и заемных средств осуществляется реализация 13 проектов в области электроэнергетики общей стоимостью $753,2 млрд тенге. Уже завершены такие проекты, как расширение Атырауской ТЭЦ мощностью 75 МВт, строительство 4-х подстанций в Алматы и Алматинской области, восстановление энергоблока № 2 Аксуской ГРЭС, а также строительство Уральской ГТЭС мощностью 54 МВт. До конца текущего года будут завершены проекты строительства ГТЭС на месторождении Акшабулак мощность 87 МВт и Мойнакской ГЭС мощностью 300 МВт. В стадии реализации также находятся такие проекты, как строительство Балхашской ТЭС с мощность первого модуля 1 320 МВт, восстановление энергоблока № 8 Экибастузской ГРЭС-1, модернизация Шардаринской ГЭС, строительство 3-го энергоблока на Экибастузской ГРЭС-2, строительство ПС 500 кВ «Алма» с присоединением к НЭС Казахстана линиями напряжением 500, 220 кВ, схема выдачи мощности Мойнакской ГЭС, а также II этап модернизации НЭС. Последний проект предполагает замену электрооборудования на 55 подстанциях.


Список статей
Быть первыми во всем  Олег Ульянов 
Пришлось снизить планку  Редакционный обзор 
Новые золотые правила   Редакционный обзор 
Алгоритм эффективности  Александр Портнов 
Сладкий вкус победы  Анатолий Попелюшко  
Урожай больших проблем  Сергей Смирнов 
Поднялись на интернет-дрожжах  Александр Васильев 
Позитив против негатива  Редакционный обзор 
«Казахи в Лапландии»  Ольга Актаева 
· 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