Казахстанская электроэнергетика росла даже в кризисный год. Просевшее потребление сектора услуг компенсировали крупные промышленные предприятия, для большинства которых год был отмечен ростом выпуска. В рейтинге крупнейших энергогенерирующих активов перестановок не наблюдается. Еще одно важное событие 2020 года – доля ВИЭ в генерации достигла 3%.
Рост выработки электроэнергии в Казахстане, по данным Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам РК, составил 2,5%. Расчеты, по оперативным данным Казахстанского оператора рынка электрической энергии и мощности (КОРЭМ), свидетельствуют о росте, близком к 2%.
Позитивная динамика вызвана несколькими факторами: на фоне сокращения потребления энергосбытовыми компаниями в крупных городах увеличились поставки некоторым промышленным предприятиям; кроме того, осенью электростанции выручил экспорт в страны Центральной Азии.
Улучшаются перспективы возобновляемых источников энергии (ВИЭ): по итогам минувшего года они показали рост выработки на 36%, под занавес года через аукционы доступ на рынок получили еще 16 производителей с мощностью, близкой к 150 МВт.
Однако отрасль все еще остается проблемной: восстановление объема инвестиций в сектор в 2020 году после некоторой коррекции тарифов не компенсировало удар, нанесенный снижением тарифов в 2018 году.
Дважды два с половиной
Стандартная реакция экономики на кризис – сокращение потребления электроэнергии. Но казахстанская экономика подчиняется этому правилу не строго. Если в 2015 году на фоне рецессии в экономике производство электроэнергии отреагировало сокращением на 3,3%, то в год 4,5-процентного роста экономики выработка упала на 0,7%. А в 2020 году, когда ВВП сократился на 2,6%, в электроэнергетике наблюдался рост на 2,5%, до 109,2 млрд кВт*ч – это данные БНС АСПР РК. Анализ оперативной информации КОРЭМ (ежемесячные отчеты) также подтверждает, что генерация электроэнергии выросла на 1,9% (107,9 млрд кВт*ч).
В структуре производства электроэнергии по-прежнему доминируют тепловые электростанции: их доля в структуре производства составляет 88% (включая газотурбинные электростанции), доля ГЭС – 9%, ВИЭ – 3%.
Устойчивых трендов два: рост выработки на ВИЭ, а также сокращение генерации на ГЭС, при том что угольные и газовые ТЭС продолжают наращивать производство: в 2020 году ТЭС выработали на 0,4% электроэнергии больше прошлогоднего, а ГЭС – на 4,3% меньше.
Анализ кривых производства и потребления электроэнергии по месяцам в 2020 и 2019 годах показывает, что карантинные ограничения оказали незначительное влияние на потребление весной, но были ощутимы летом.
В целом по году потребление оставалось ниже прошлогоднего уровня, но в несколько месяцев оно было ощутимо ниже (июль, август), причем снижение отмечалось во всех трех зонах национальной энергосистемы. Полное восстановление потребления (превышение показателей прошлого года во всех трех зонах) произошло в декабре.
Мейджоры в ударе
В рейтинг крупнейших энергопроизводящих предприятий Казахстана входят 14 организаций (отдельные станции или группы, представленные несколькими источниками), которые выделяются в оперативной статистике КОРЭМ. В 2020 году на эти 14 предприятий пришлось 65% всей производимой в стране электроэнергии, причем на топ-10 – 59%, а на топ-5 – 48%. Генерирующий сегмент казахстанской электроэнергетики с советского периода остается высококонцентрированным, степень зависимости от ряда энергоисточников предельно высока.
В рейтинге крупнейших энергопроизводящих предприятий за год изменений не произошло. Как и год назад, лидирует Экибастузская ГРЭС-1 (актив нацкомпании «Самрук-Энерго»; станция с установленной мощностью в 4000 МВт), объем производства на которой в 2020 году составил около 19,5 млрд кВт*ч, что на 6,4% выше уровня 2019 года. Последние пять лет были для станции периодом восстановления былого потенциала – произведен капремонт нескольких блоков, в результате чего средние темпы прироста генерации составили 23,7%. Станция обеспечивает электроэнергией энергодефицитные зоны страны (Юг и Запад), а также экспортирует.
Второй номер списка – Аксуская ГРЭС ЕЭК (энергетический актив ERG; Евразийская группа; установленная мощность – 2450 МВт), где выработка составила 14,0 млрд кВт*ч, увеличившись на 1,8%. Станция – яркий пример так называемой связанной генерации, она обеспечивает потребность крупнейших металлургических заводов Евразийской группы – Аксуского завода ферросплавов, Павлодарского алюминиевого завода и Казахстанского электролизного завода.
На третьем месте еще один актив «Самрук-Энерго» – Экибастузская ГРЭС-2 (установленная мощность – 1000 МВт) с 5,0 млрд кВт*ч и ростом на 0,9%. Четвертая в списке – ГРЭС Топар (бывшая Карагандинская ГРЭС-2; установленная мощность – 743 МВт), контролируемая корпорацией «Казахмыс» и призванная обеспечивать потребность горно-металлургических предприятий корпорации в Карагандинской области, сократила выработку на 1,6% (до 4,6 млрд кВт*ч).
Замыкает пятерку Карагандинская ТЭЦ-3 (входит в Казахстанские коммунальные системы; ККС; установленная мощность – 670 МВт), где, по оперативным данным КОРЭМ, выработка сократилась на 5,3%, до 4,2 млрд кВт*ч, однако в пятилетней ретроспективе станция наращивает производство в среднем на 4,6% в год.
Пять крупнейших станций в 2020 году увеличили выработку на 2,5%, динамика топ-10 энергопроизводящих предприятий – +1,7%.
Корпораты планируют рост
В «общекомандном зачете» первое место удерживает госхолдинг «Самрук-Энерго», на который приходится около 30% генерации (в 2020 году – 28,7%). Под контролем компании находятся обе экибастузские ГРЭС, а также электростанции «АлЭС», Мойнакская и Шардаринская ГЭС и Ерейментауская ВЭС (ТОО «ПВЭС»). У компании прочные позиции на рынке мощности: например, в 2020 году из 5179 МВт мощности, по которой проходили аукционные торги в Северной и Южной зонах энергосистемы РК «Самрук-Энерго», закрыла 2768 МВт (53%). Большая часть этого объема приходится на ЭГРЭС-1 и ЭГРЭС-2. «Самрук-Энерго» обеспечивает и экспорт электроэнергии: в 2020 году в Узбекистан и Кыргызстан было поставлено около 1,1 млрд кВт*ч.
Одно из важных событий для генерирующих активов нацкомпании в 2020 году – решение перевести ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 в Алматы с угля на газ. У компании уже готово технико-экономическое обоснование, а с источниками финансирования еще предстоит определиться. Еще один перспективный проект – восстановление энергоблока №1 на ЭГРЭС-1 (540 МВт) и строительство энергоблока №3 (636 МВт) на ЭГРЭС-2. Оба проекта будут реализованы в горизонте 2024–2025 годов. «Самрук-Энерго» планирует развивать и ВИЭ: наращивание мощности ПВЭС с 45 до 50 МВт, строительство ВЭС на 60 МВт в Алматинской области и на 50 МВт в Акмолинской области.
Для ЕЭК (Аксуская ГРЭС) год был отмечен завершением реконструкции энергоблока №5, капремонтом энергоблока №6, средним ремонтом энергоблока №2 и продолжением капремонта энергоблока №1 (все блоки с установленной мощностью по 325 МВт).
«Центрально-Азиатская электроэнергетическая корпорация» (ЦАЭК), контролирующая Павлодарские ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, а также Петропавловскую ТЭЦ-2 и Экибастузскую ТЭЦ (совокупная установленная мощность – 1218 МВт), в этом году получила нейтральные результаты: на павлодарских станциях генерация выросла на 4,2% (до 3,6 млрд кВт*ч), в Петропавловске снизилась на 4,7% (до 3,3 млрд кВт*ч).
В 2020 году компания была нацелена на сокращение эмиссий парниковых газов и твердых частиц. На Павлодарских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 отремонтировали батарейные эмульгаторы, золоулавливающие и аспирационные установки. Цель – обеспечить эффективность золоулавливания на уровне 99,5%. ЦАЭК, который детально отчитывается об эмиссиях CO2, фиксирует сокращение выбросов по павлодарским станциям на 10% (данные за январь – сентябрь 2020 года).
Зеленый марш
Доля ВИЭ в энергобалансе Казахстана в 2020 году достигла 3%, как и было запланировано в концепции по переходу к зеленой экономике. По данным Минэнерго РК, общий объем генерации на ВИЭ составил 3,2 млрд кВт*ч, увеличившись к предыдущему году более чем на треть. Наиболее динамичный рост фиксируется в сегменте солнечных электростанций (СЭС), генерация на которых за год выросла на 140% (до 1350 млн кВт*ч), а за пять лет – в 15 раз. Вчетверо за пятилетку увеличилось производство на ветроэлектростанциях (ВЭС) и по итогам 2020 года составило 1077 млн кВт*ч (+50% за год). Малые ГЭС дали 812 млн кВт*ч электроэнергии, что на 27% ниже результата 2019 года, но почти в полтора раза выше выработки в 2016 году.
В 2020 году прошло восемь аукционов по распределению мощности площадок под строительство источников возобновляемой энергетики, по итогам которых были определены 16 победителей, получивших возможность строить ВИЭ общей установленной мощностью в 148 МВт: три ветростанции на 65 МВт, четыре солнечные станции на 60 МВт и девять мини-ГЭС на 23 МВт. Средний тариф составил 15,80 тенге за 1 кВт*ч. Наиболее низкими были тарифы на ГЭС – от 13,48 тенге, минимальный тариф на солнечные электростанции составил 14,58 тенге, на ВЭС – 15,90. Большая часть одобренной в 2020 году мощности ВИЭ находится в энергодефицитной Южной зоне энергосистемы страны.
В минувшем году была предпринята попытка реформирования законодательства о ВИЭ. 7 декабря 2020 года был принят закон «О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты Республики Казахстан по вопросам поддержки использования возобновляемых источников энергии и электроэнергетики». В законе было предусмотрено стимулирование строительства маневренной мощности (потребность достигает 600–800 МВт, которая сейчас удовлетворяется за счет перетоков из РФ) через плату за поддерживаемую мощность. Выбор поставщика мощности будет осуществляться через аукционный отбор по цене.
Закон также устанавливает так называемый сквозной тариф на поддержку ВИЭ. Ранее традиционные источники (ТЭС) получали предельный тариф, куда включались операционные и инвестиционные затраты станций. Однако часть поступающего денежного потока им приходилось тратить за выкуп у расчетно-финансового центра (РФЦ) KEGOC электроэнергии с ВИЭ. Смысл новации в том, чтобы разделить потоки: предельный тариф, включающий затраты на производство и рассчитанную по определенной методике норму прибыли, и расходы на приобретение электроэнергии ВИЭ, за которые традиционным источникам положена надбавка сверх предельного тарифа.
Третья группа новаций – пакет стимулов для ВИЭ. РФЦ получит финансовую поддержку правительства, что позволит инвесторам в ВИЭ с большей вероятностью планировать операционный денежный поток. Сроки действия контрактов на покупку электроэнергии у ВИЭ увеличены с 15 до 20 лет. Удлинение сроков проектов должно стимулировать инвесторов снижать аукционные цены по новым проектам. Для ГЭС внедряется инструмент централизованной покупки-продажи паводковой электроэнергии. Обязательство по продаже электроэнергии, вырабатываемой во время природоохранных попусков воды, было сформулировано давно, и ГЭС продавали получаемые объемы трейдерам по низким ценам. Теперь эту электроэнергию будет выкупать РФЦ.
Тариф нынче низок
Минувший год продолжил период низких тарифов, который начался после завершения действия программы «тариф в обмен на инвестиции» в 2018 году (формально программа действовала с 2009 по 2015 год, но была продлена на два года с фиксацией инвестиционной составляющей на одном уровне до запуска рынка мощности в 2019 году), когда тарифы энергогенерирующих, передающих и распределительных компаний были снижены.
Первый сигнал о том, что низкие тарифы не позволяют энергетическим компаниям обеспечивать надежное энергоснабжение, пришел, когда в 2019 году произошла авария на подстанции «Левобережная» в Нур-Султане: без централизованного энергоснабжения осталась часть левого берега столицы, в том числе Акорда. В 2019 году тарифы и для генераторов, и для передающих и распределительных предприятий были пересмотрены с некоторым повышением.
По итогам 2019 года в секторе электроснабжения фиксировался рост инвестиций в основной капитал электроэнергетических предприятий (выработка и передача электроэнергии) на 64%; вероятнее всего, рост происходил по инерции – компании завершали крупные инвестпрограммы. В 2020 году произошло сокращение капзатрат на 20,5%. Как видно из информации крупных энергокомпаний о своих инвестиционных программах, предприятия не вводили новую мощность, ограничившись капремонтами. В том числе из-за недостатка средств было приостановлено строительство нового золоотвала на Павлодарской ТЭЦ-3.
2020 год и начало 2021-го были отмечены несколькими авариями на Топарской ГРЭС и Карагандинской ТЭЦ-2, обслуживающей «АрселорМиттал Темиртау». В июне 2020 года оценку ситуации дали в Минэнерго РК: на заседании правительства министр энергетики Нурлан Ногаев заявил, что проблемы с энерго- и теплоснабжением города Темиртау связаны с тем, что котлы станции в зимний период часто выводятся в аварийном порядке, а резерва мощности недостаточно для покрытия потребности города.
В 2017 году обсуждались проекты модернизации Карагандинской ТЭЦ-2 и ТЭЦ-ПВС, обеспечивающих потребности АМТ и города, однако соглашения с наиболее вероятным партнером – ЦАЭК – достичь не удалось (стоимость проекта тогда оценивалась в 83 млрд тенге), а после изменений в тарифы в 2018 году об инвестициях в генерацию пришлось забыть на несколько лет.
С июля 2020 года в РК вновь пересмотрели тарифы электростанций. Большей части, 34 из 44 групп, тариф повысили (ЭГРЭС-1 на 0,7%, ЭГРЭС-2 – на 18,1%, Аксуской ГРЭС – на 23,3%, Карагандинской – на 18,0%), девяти оставили на прежнем уровне (в том числе Карагандинской ТЭЦ-2 и ТЭЦ-ПВС, находящимся под контролем АМТ), одной (Шардаринская ГЭС) снизили.
Коррекцию объяснили ростом затрат на приобретение топлива, увеличением выработки на ВИЭ (этот объем выкупается по повышенным тарифам угольными ТЭС), ростом цен на услуги системного оператора, а также обязательными платежами в бюджет. Несмотря на рост, многие эксперты рынка считают тариф и плату за мощность недостаточными для восстановления инвестиций в новую мощность на крупных энергоисточниках, которая бы решила проблему накопившегося износа.
