Электроэнергетика Казахстана готовится к большому прыжку

Известный экономист и политолог Петр Своик рассказывает в своем материале о перспективах развития энергетической сферы Республики Казахстан. Как работа электростанций страны коррелирует с важнейшими процессами, происходящими на уровне государства, – девальвацией, первой пятилеткой форсированного индустриально-инновационного развития, конвертацией кредитов, взятых предприятиями в период кризиса? Петр Своик уверен, что связь между этими явлениями прямая, а правильно организованная схема работы рынка мощностей Казахстана, наконец, найдена.

"Год назад 14 января министр энергетики Канат Бозумбаев своим приказом утвердил "Прогнозные балансы электрической энергии и мощности на 2019-2025 годы", документ, надо отдать должное, весьма смелый. Еще бы, ведь в нем предусмотрено, что на горизонте 2025 года предстоит вывести ровно тысячу мегаватт устаревших мощностей и ввести семь тысяч мегаватт новой генерации. Для понимания масштабов: это все равно, что исключить из работы оба действующих энергоблока на Экибастузской ГРЭС-2 и создать новые мощности, даже большие, чем у двух на сегодня крупнейших электростанций Казахстана – Экибастузской ГРЭС-1 и Аксуской ГРЭС.

Да, документ, что называется, амбициозный: задач в такой плоскости перед электроэнергетикой Казахстана не ставилось как минимум уже лет тридцать. А если откровенно, то и никогда ранее. Но и ситуация обязывает: именно сейчас потребление электроэнергии в нашей стране, а соответственно и выработка, выходит на… советский уровень. Точнее, подходит к этому уровню: в 1990 году промышленность и население Казахской СССР потребляли более 108 миллиардов киловатт-часов, из которых собственной выработкой обеспечивалось порядка 105 миллиардов, итоги же закончившегося 2019 года подводят нас к выработке-потреблению (перетоков-обменов электроэнергией с РФ и соседями по ЦА стало значительно меньше) где-то между 104 и 105 миллиардами киловатт-часов.

И еще для понимания сути прожитого нами периода и масштабов надвигающейся задачи: в 2000 году, первом в череде тучных лет, когда наметился и пошел непрерывный рост цен на нефть, потребление электроэнергии в Казахстане упало против советских времен более чем двукратно, до 51 миллиарда киловатт-часов. Поэтому покрывать такие нагрузки прежними мощностями, хотя и посаженными на скромнейший тарифный паек, было достаточно просто, даже совершенно необходимых для электростанций, электрических и тепловых сетей регулярных капремонтов особо не требовалось. Да и на самом излете того замечательного нефтяного периода, в 2007 году, в котором и разразился мировой кризис, выработка-потребление электроэнергии подросли лишь до 77 миллиардов киловатт-часов, энергетики справлялись на пусть и неуклонно стареющих, но имеющих достаточный профицит мощностях.

Мировой кризис заставил извлечь уроки: в 2009 году была запущена первая пятилетка форсированного индустриально-инновационного развития. Насколько программа ФИИР оказалась успешной (вместе с закончившейся в прошлом году уже и второй пятилеткой) – отдельный вопрос. А вот в электроэнергетике, это уже без оговорок, вполне успешной оказалась политика установления предельных тарифов на генерацию. Суть: для всех электростанций приказом Минэнерго были утверждены так называемые предельные тарифы, в которые, помимо обеспечения эксплуатационных затрат, были включены надбавки, рассчитанные на реновацию и модернизацию. Такие тарифы были установлены сразу с 2009 по 2015 годы, с ежегодным заранее определенным повышением, и за счет них удалось сделать достаточно много: восстановлены выбывшие еще в советские времена по авариям и износу энергоблоки на системообразующих ГРЭС - плюс 1000 мегаватт, добавлено более 300 мегаватт на ГЭС и почти 500 мегаватт на ТЭЦ.

И знаете, почему программа предельных тарифов оказалась безусловно успешной? Потому что как раз в самом начале послекризисного 2009 года была проведена взбодрившая всю экономику Казахстана девальвация тенге, а затем, вплоть до 2014 года, курс национальной валюты поддерживался практически неизменным. Не считая относительно небольшой девальвации февраля 2014 года, когда курс из диапазона 155 тенге за доллар был переведен в район 180.

А чем же пришлось заниматься руководству Минэнерго по завершению программы предельных тарифов 2019-2015 годов?

С одной стороны, естественно, опыт предельных тарифов стал распространяться на электрические сети, а также и на все ЖКХ как доказавший свою успешность. Но на самом деле основные усилия последних четырех лет Минэнерго пришлось тратить на смягчение последствий… девальвации. С августа 2015-го по февраль 2016 года национальная валюта потеряла практически половину своей стоимости – со 180 упала до 360 за доллар. И если для сырьевых экспортеров это стало мощным допингом, то для работающей на внутренней рынок энергетики - тяжелым обременением. Назвать случившееся тогда катастрофой, может быть, слишком сильно, но удар оказался неслабым. Еще бы, ведь выручка на рынке электроэнергии практически вся – в национальной валюте, тогда как оборудование, запчасти, расходные материалы и многое другое приобретается за валюту. Вряд ли ошибемся, если оценим долю импорта в электроэнергетике как минимум в одну треть от всех затрат, поэтому потеря национальной валютой половины своего курсового содержания обернулась не менее чем 15-20-процентным понижением фактической покупательной стоимости тарифной выручки.

Мало того, в период действия предельных тарифов энергетические предприятия, стимулируемые наконец-то открывающимися перед ними возможностями реально обновляться и расширяться, активно брали кредиты. И как правило, валютные, ведь затраты по большей части в валюте и предполагались. Поэтому после девальвационного "удара-2015" энергетика просела не только по эксплуатационной тарифной выручке, дополнительным грузом легли и набранные кредиты, вдруг ставшие в два раза дороже в возврате и обслуживании.

Если честно, задача избавления от кредитного хвоста до конца не решена: с 2020-го вплоть до 2028 года предстоит еще конвертировать, забрав из тарифной выручки, например, более 100 миллиардов тенге только по линии "Самрук-Энерго" - за построенную Мойнакскую ГЭС, модернизированную Шардаринскую ГЭС и восьмой котлоагрегат на Алматинской ТЭЦ-2.

Но зато создан принципиальный механизм решения впервые встающей за три десятилетия задачи – получения средств не просто на текущее поддержание электроэнергетики, но и на инвестиционное развитие. Название ему – рынок мощности, и заработал он с 1 января 2019 года. Теперь в Казахстане два рынка: на рынке электрической энергии приобретается собственно то, что потребляется, а на рынке электрической мощности берется плата за готовность энергосистемы в любой момент покрыть всю потребительскую нагрузку. Включая и ту, которая появится через столько-то лет, но затраты на покрытие которой необходимы уже сегодня.

Это правильно организованная схема. А то, что рынок мощности пока охватывает не все электростанции и работает больше на покрытие образованных девальвацией валютных долгов, нежели на приращение мощностей, - таковы издержки стартового периода.

В целом, подводя итог предыдущей деятельности Минэнерго и предстоящим задачам, можно сказать: ситуация объективно подведена к необходимости большого скачка.

Да, сейчас благодаря реновации мощностей имеется профицит генерации порядка 3,5 гигаватт, это очень солидный запас, почти как вся располагаемая мощность самой большой у нас ЭГРЭС-1. Но уже сейчас имеется дефицит так называемой маневренной, то есть способной быстро набирать и сбрасывать нагрузку в такт колебаниям суточного графика электропотребления, мощности. Энергосистема Казахстана всегда имела недостаток именно такого вида генерации, а ныне он приобретает все большую остроту. В том числе (нет худа без добра!) за счет быстрого наращивания мощностей возобновляемой энергетики.

Так, если в ходе нескольких лет подготовки к ЭКСПО-2017 "Энергия будущего" удалось ввести менее 400 мегаватт альтернативной генерации, то только в 2018 году на аукционах была разыграна 1000 мегаватт ветровых и солнечных мощностей, и в 2019-м - еще 255 мегаватт. В 2018 году доля возобновляемой энергетики в выработке электроэнергии составляла 1,3 процента, по итогам 2019 года будет порядка 2,0 процента. В стране запущены 100-мегаваттные солнечные станции в районе Капчагая недалеко от Алматы, в городе Сарань Карагандинской области, в поселке Бурное Жамбылской области. Сегодня работают 50-мегаваттная ветровая станция в Жамбылской области, 45-мегаваттная станция в городе Ерейментау, 42-мегаваттная станция в Мангистауской области. Первая очередь 100-мегаваттной ветровой станции введена в эксплуатацию недалеко от города Нур-Султана.

Все же такие ВИЭ работают не по электрическому, а "природному" графику – отсюда и растущая потребность в маневренных мощностях.

Плюс объективно назревший вывод безнадежно изношенного: порядка 50 процентов тепловых электростанций Казахстана имеют возраст более 30 лет. Исчерпали парковый ресурс уже 38 из 145 турбоагрегатов суммарной мощностью 2860 мегаватт, то есть порядка 26 процентов от общего количества установленных единиц оборудования. Дополнительно к этому в течение 5 лет еще 35 турбоагрегатов общей мощностью 4280 мегаватт, или порядка 24 процента от общего количества, тоже исчерпают свой парковый ресурс.

Наконец, если все будет хорошо, будут расти вытекающим из приказа министра Бозумбаева темпом по 380 мегаватт в год максимумы нагрузок. С тем чтобы от заложенного на 2020 год максимума в 16,4 гигаватта вырасти в 2025 году до 18,3 гигаватта.

И, кстати говоря, на тот же 2025 год предусмотрено создание общего рынка электроэнергии Евразийского экономического союза. К чему электроэнергетике Казахстана тоже предстоит серьезно готовиться.

В этом плане отрасли в какой-то мере повезло, что в таком непростом периоде жизни страны находился такой знающий и опытный менеджер, как Бозумбаев.

Итак, задел имеется, но впереди большой прыжок".

Петр Своик