Электроэнергетика. В двух годах от кризиса?
Сергей Смирнов
Обеспечивая более 7% всего объема промышленного производства Казахстана, сегодня электроэнергетика является одним из важнейших секторов его экономики. Однако перспективы развития этой отрасли далеко не радужны. Как предрекают специалисты, уже начиная с 2008 года растущий спрос превысит возможности генерации электроэнергии. Это приведет к тому, что к 2009 году ее дефицит может составить 3 млрд кВт/ч, а к 2015 году достигнуть 14,5 млрд кВт/ч.
Для справки. В настоящий момент в Казахстане действуют 54 тепловые и 5 гидроэлектростанций общей установленной мощностью порядка 17 ГВт, а протяженность магистральных линий электропередачи составляет 23,5 тыс. км. 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), параллельно вырабатывающие тепло и электроэнергию. При этом 70% ТЭС работают на угле и лишь 15% – на газомазутном топливе. Таким образом, несмотря на значительные запасы углеводородов, основной ресурсной базой электроэнергетики республики остается уголь.
Поскольку угольные месторождения сосредоточены в Северном и Центральном Казахстане, то здесь же размещены и крупнейшие энергопроизводящие мощности (более 70% всех энергоисточников страны), и, соответственно, здесь же отмечается избыток электроэнергии. В то же время Актюбинская и Западно-Казахстанская области (при наличии собственных запасов углеводородного топлива) являются энергодефицитными и значительную часть (до 68%) своей потребности в электроэнергии покрывают за счет импорта из соседних регионов России.
Сложным остается и вопрос обеспечения электроэнергией юга страны. Этот регион не располагает достаточными первичными энергетическими ресурсами и нужды его электроэнергетики обеспечиваются за счет привозного угля и импортного газа. Кроме того, из-за недостатка генерирующих мощностей до 15% необходимой электроэнергии передается сюда из соседних стран. К сожалению, приходится констатировать, что связь между энергетически богатым севером и испытывающим дефицит югом достаточно слаба. По большому счету это одна ЛЭП-500 кВ, имеющая предельную пропускную способность 600 МВт.
За прошедшие полтора десятка лет существующие энергомощности казахстанской энергетики практически не развивались. А потому результат вполне закономерен. По словам президента АО «KEGOC» Каната Бозумбаева, предельный объем выработки электроэнергии к 2008 году не превысит 73 млрд КВт при уровне потребления в 74 млрд КВт и «в 2008 году нас ждут большие проблемы с дефицитом электроэнергии».
Причина этого понятна. Производство растет, а количество энергоисточников остается тем же. Так, по данным Минэнерго, в Южном и Западном регионах Казахстана дефицит собственных генерирующих мощностей в 2005 году составлял, соответственно, около 800 МВт и 300 МВт, а к 2015 году он возрастет до 2700 МВт и 1300 МВт. Негативные прогнозы дает и «Центр маркетингово-аналитических исследований», эксперты которого утверждают, что если не будут введены новые мощности, стабильный дефицит электроэнергии начнется уже в 2008 году и составит не менее 0,5 млрд кВт/ч. К 2015 году он вообще может достичь уровня в 14,5 млрд кВт/ч. Правда, с вводом планируемых новых мощностей нехватку энергии можно будет снизить до 2,1 кВт/ч.
Оптом и в розницу
Оптовый рынок, на котором сегодня в Казахстане заключаются практически все контракты на свободную электроэнергию, делится на два сегмента. Первый и основной – нецентрализованный рынок, работающий по схеме двусторонних контрактов между продавцом и покупателем. Второй сегмент – централизованный, где на виртуальной бирже происходит торговля на многосторонней основе. Оператором централизованных торгов является созданное в конце 2000 года АО «Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности» (КОРЭМ) со 100% участием в его уставном капитале государства. В настоящее время клиентами АО «КОРЭМ» являются порядка 100 субъектов оптового рынка электроэнергии Казахстана.
Как видно из графика 1, объемы продаж в этом сегменте рынка постоянно растут. На сегодняшний день в торговой системе зарегистрировано порядка 48 субъектов оптового рынка, при этом регулярно участвуют в торгах лишь 14 из них. В частности, здесь слабо представлены региональные станции, ведь их главная задача – обеспечение теплом.
Расширение числа участников рынка возможно через привлечение зарубежных поставщиков (субъектов из России, Кыргызстана, Таджикистана). Проблема заключается в существующем таможенном режиме – электроэнергию сначала нужно задекларировать. Поэтому требуются изменения таможенного законодательства в сфере организации полностью автоматизированного учета электроэнергии, перемещаемой за границу. Пока же уровень конкуренции на централизованных торгах далек от желаемого.
И все же, несмотря на сложности, биржевой рынок развивается. Если в 2004 году на торгах электрической энергией на средне- и долгосрочный периоды было заключено только 18 сделок, то в 2005 году – уже 89. Наибольшим спросом пользовались поставки электроэнергии на квартал, при том, что участники оптового рынка в качестве желаемой тенденции его развития видят увеличение доли долгосрочных контрактов. Еще одна проблема – посредники. Действуя как энергобиржа, КОРЭМ мог бы организовать прямые торги без их участия, что экономически выгодно и для продавца, и для покупателя. Пока же доля услуг посредников доходит до 30%.
По мнению специалистов, не позволяет создать действенный рыночный механизм и несовершенство законодательства. Так, во исполнение статьи 25 Закона РК «Об электроэнергетике» были созданы гарантирующие поставщики – из РЭКов (региональных электросетевых компаний) были выделены дочерние предприятия – энергоснабжающие организации (ЭСО), обеспечивающие энергоснабжение потребителей определенного региона и аффилированные с энергопередающими организациями (ЭПО). Однако поскольку ЭПО и ЭСО, как правило, создаются самими РЭКами (хотя и по разным схемам), выбора у потребителя нет. Таким образом, Минэнерго, выдав более 500 лицензий на право заниматься энергоснабженческой деятельностью, создало лишь видимость розничной конкуренции.
Большой проблемой остается и практикуемое Минэнерго периодическое (пере)распределение транзитных квот. В частности, приказом этого министерства частному предприятию «Казфосфат» была увеличена квота на дешевую «северную» электроэнергию (со 106 до 210 МВт) за счет ее сокращения для города Алматы (со 128 до 30 МВт). Южной столице компенсировать нехватку «рекомендовано» покупкой 250 МВт у Жамбылской ГРЭС.
Продавали – веселились, пришло время – прослезились...
В мае 1996 года была принята государственная Программа приватизации и реструктуризации отечественной электроэнергетики, результатом реализации которой стала практически полная приватизация генерирующих активов. ГЭС большой мощности были переданы в концессию; ТЭЦ промышленного назначения – во владение крупным промышленным комплексам; ТЭЦ общего назначения – преимущественно в коммунальную собственность.
Таким образом, к 2007 году в сфере генерации отечественной электроэнергетики сложилась следующая картина. Самым крупным производителем является корпорация AES (США), которой принадлежит бывшая Экибастузская ГРЭС-1 (AES Экибастуз), вырабатывающая 20% всей электроэнергии страны. Кроме того, AES имеет контракт на 30-летнюю аренду двух ГЭС (в Усть-Каменогорске и Шульбинске), а также четырех ТЭЦ (Согринской, Лениногорской, Усть-Каменогорской и Семипалатинской). Экибастузской ГРЭС-2, на которую приходится 10–12% от общего объема вырабатываемой электроэнергии, владеют на паритетных началах РАО «ЕС России» и Республика Казахстан. При этом государственный пакет на 10 лет передан в доверительное управление компании Access Industries.
Понятно, что именно от политики этих двух крупнейших игроков в первую очередь зависит обеспеченность нашей экономики электроэнергетическими ресурсами. В планах компании AES – поднять генерирующую мощность на Экибастузской ГРЭС-1 с 1,8 тыс. МВт до 4 тыс. МВт. Это будет сделано в течение восьми лет, с графиком восстановления – один блок каждые два года. На Экибастузской ГРЭС-2 разработано ТЭО строительства третьего и четвертого энергоблоков мощностью по 500 МВт. Однако все это лишь инвестиционные планы самих компаний, а потому государством они не регулируются и могут меняться как по содержанию, так и по срокам своего исполнения.
На сегодняшний день лишь некоторые из новых владельцев произвели крупную модернизацию и реконструкцию приобретенных предприятий. Остальные осуществляют свою деятельность в рамках существующих 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.
Результатом физического износа основного технологического оборудования электростанций (который оценивается в 60–80%) стал разрыв между установленной (18,5 тыс. МВт) и располагаемой (14,4 тыс. МВт) мощностью действующих электростанций.
Не является здесь исключением и электросетевое хозяйство. А ведь при эксплуатации изношенных электросетей возрастают и потери. И хотя услуги по передаче электроэнергии, отнесенные к сфере естественной монополии, сегодня составляют в среднем 20% от конечной стоимости электроэнергии, владельцы энергопередающих компаний отказываются вкладывать средства в реконструкцию сетей.
Особенно плохим состоянием отличаются энергетические сети в сельской местности – государство практически утратило здесь контроль над развитием электрификации. По словам экспертов, 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 суммарной мощностью более 4,3 млн кВт. Это позволит к 2015 году довести объемы потребления электроэнергии сельским хозяйством 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. Кроме того, единая энергетическая система Казахстана, о которой принято говорить как о свершившемся факте, еще только формируется, а потому глобальная задача здесь – сооружение ряда крупных межсистемных линий электропередачи, которые действительно позволят связать все регионы республики в единую систему.
Кроме того, по словам экспертов, в стране сегодня нет действенной политики энергосбережения. Из-за отсутствия автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии невозможно определить ее фактические потери при передаче, а также точно сформировать баланс потребления и производства. При таком раскладе компаниям выгоднее повышать тарифы, ссылаясь на ежегодно растущие (и давно превысившие все нормативы) потери электроэнергии, чем вкладывать инвестиции в реабилитационные мероприятия.
Таким образом, в настоящий момент не остановлено увеличение физического и морального износа основных фондов, а значит (учитывая растущее потребление электроэнергии и повышение нагрузок на оборудование) повышаются риски сбоев в работе энергосистем.
В поисках выхода
Безусловно, для покрытия энергетического дефицита определенные меры предпринимаются. В частности, в активной фазе реализации находится проект создания второй линии электропередачи 500 кВ «Север – Юг» общей протяженностью 1115 км, строительство которой завершится к 2010 году. Стоимость проекта составляет $330 млн, где $100 млн – это заем Всемирного банка, $148 млн – заем Европейского банка, $75 млн – кредит Банка развития Казахстана и около $9 млн KEGOC профинансирует самостоятельно. Магистраль позволит увеличить передачу мощности от экибастузских ГРЭС на юг Казахстана с 650 МВт до 1350 МВт, хотя она и не сможет полностью решить проблему энергодефицита.
Судя по планам правительства, решать ее будут за счет более сбалансированного распределения энергии по регионам путем создания дополнительных мощностей. Однако если учесть, что на проектирование крупной генерирующей станции требуется не менее трех лет и еще несколько лет уйдет на само строительство, то введение в строй новых энергомощностей не такая уж близкая перспектива.
Вершки и корешки «китайского» проекта
Большую активность в освоении казахстанского рынка электроэнергетики проявляет КНР. Так, сейчас в стадии разработки предварительного ТЭО находится проект энергомоста "Казахстан – Китай". Он включает строительство 12 энергоблоков для новой ГРЭС мощностью 7200 МВт в Экибастузе и экспортной линии электропередачи постоянного тока напряжением ±800 кВ, протяженностью около 4 тыс. км. Предполагается, что ежегодная выработка ГРЭС составит около 40 млрд кВт/ч электроэнергии. Общая стоимость проекта оценивается в $9,5 млрд, а поисками источника его финансирования занимается китайская сторона. В случае осуществления проекта суммарные энергомощности Экибастузского региона достигнут почти 13 тыс. МВт.
И все же реализация этого проекта имеет и отрицательные аспекты. Первый из них – экологический. Как известно, добываемый открытым способом уголь Экибастуза является высокозольным. Уже сегодня зольные терриконы вокруг двух действующих ГРЭС видны за 50 км. Частые сильные ветры превращают здешний воздух в сплошной зольный смог. Если уже сейчас очевидна необходимость незамедлительного решения этой проблемы, то что будет после запуска нового проекта, когда к имеющимся отвалам будут ежегодно добавляться еще десятки миллионов тонн золы?
Другой аспект – экономический. Учитывая, что участие казахстанских исполнителей в проекте строительства энергомоста будет незначительным (нет ни специалистов, ни опыта строительства, ни необходимого оборудования), львиная доля планируемых инвестиций пройдет мимо нашего государственного "кармана". В результате Казахстану могут достаться лишь корешки (горы золы), а Китаю – вершки (электроэнергия).
Альтернативы есть, но…
Правительством Казахстана одобрена Концепция развития гидроэнергетики страны до 2015 года, в рамках которой ожидается возведение около 20 гидроэлектростанций. Однако в проектах их создания много неопределенности. Пока акцент делается на маломощные пиковые ГЭС, самой крупной из которых должна стать Мойнакская ГЭС с предполагаемой мощностью 300 МВт и стоимостью проекта в $251 млн. Тем не менее, даже с учетом ввода Мойнакской и Кербулакской ГЭС, в 2020 году дефицит электроэнергии в Алматы и Алматинском регионе достигнет 1300 МВт.
Эту проблему можно решить за счет создания сети газотурбинных электростанций, работающих на попутном газе нефтедобывающих предприятий (из 10 млрд м3 газа можно произвести около 40 млн кВт/ч электроэнергии) и масштабной реализации проектов альтернативных источников энергии.
Потенциал ветроэнергетики Казахстана сегодня оценивается более чем в 1,8 трлн кВт/ч в год. В республике имеется около 15 районов, где среднегодовая скорость ветра превышает 3–5 метров в секунду. Среди них Джунгарские ворота, Шелекский ветрокоридор, Кордай, побережья Каспия и Балхаша.
Применение энергии ветра имеет очевидные преимущества перед традиционными источниками: возобновляемость ресурсов, доступность для малого и среднего бизнеса, экологическая чистота производства, сравнительно низкая себестоимость (в среднем не превышающая 3–4 тенге за кВт/ч). Однако, несмотря на перспективность использования энергии ветра, пока у нас в этой сфере реализуются лишь пилотные проекты.
Требуются инвестиции
Электроэнергетический сектор – отрасль капиталоемкая, масштабы ее инвестиционных потребностей весьма значительны. По расчетам KEGOC, объемы инвестиций в электроэнергетику в период до 2015 года должны составить около $10 млрд (в том числе $5,5–6 млрд – в генерирующие мощности, $3,5–4 млрд – в обновление сектора передачи и распределения электроэнергии).
Выбор источников финансирования для реализации этих планов невелик. Крупные недропользователи и металлургические комбинаты, приобретя в собственность электростанции, свои задачи уже решили, а потому проблемы коммунальных сетей регионов им неинтересны. Западные банки пойдут на это только в том случае, если срок возврата инвестиций не превысит 10 лет. При существующем же положении вещей вложенные средства могут окупиться лишь лет через 40–45.
Конечно, источником финансирования проектов может стать и государство. Но пойдет ли правительство на такой шаг? Сможет ли оно, скажем, взять деньги из Национального фонда, чтобы покрыть расходы по обеспечению энергонезависимости страны?
Как вариант: можно пересмотреть тарифы. Однако обеспечить выполнение инвестиционной программы только за счет их повышения весьма проблематично. Для этого рост тарифов должен быть не 4–5% в год, а на порядок выше, что при относительно низких доходах основной массы граждан Казахстана просто нереально. Кроме того, в этом случае резко возрастут и дотационные выплаты из бюджета социально незащищенным слоям населения.
В качестве альтернативных инструментов повышения инвестиционной привлекательности отрасли специалистами рассматривается выпуск и размещение на фондовых рынках акций электроэнергетических компаний, совершенствование системы налоговых льгот, включая продление сроков налоговых преференций, а также возможность предоставления государственных гарантий на получение заемных средств.
Таким образом, вопрос финансирования отрасли открыт, а энергетика ждет своего инвестора.
Список статей
Лидеры или аутсайдеры. Кем мы будем завтра? Редакционная статья
Мировые инвестиции. Еще один год роста Глобальный инвестиционный обзор
Слить и поглотить! Рынок M&A в Казахстане Юлия Феллер
Фондовый рынок. Взгляд изнутри Шолпан Айнабаева
Казахстан и Азербайджан: больше хороших проектов! Лятиф Гандилов.
Климатические фантазии. Новый бренд на рынке кондиционирования Станислав Угрюмов
Электроэнергетика. В двух годах от кризиса? Сергей Смирнов
Налоговые новости. Что год текущий приготовил Алия Абдирова