Бурный рост зеленой энергетики стимулирует рост тарифов
Развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в Казахстане опережает государственные планы. Ветровые и солнечные электростанции, способствующие достижению целевых показателей по доле зеленой генерации в энергобалансе, привлекают значительные инвестиции. Этому способствует государственная поддержка и особые гарантии. Однако этот рост сопряжен с рядом серьезных вызовов.
Содержание:
Как менялась зеленая генерация в 2024 году
Цель по развитию зеленой энергетики РК до 2030 года
Как будет развивать маневренные мощности
Проекты ВИЭ с системой накопления энергии
Модернизация энергетической инфраструктуры
Сценарий «+19 ГВт к 2030 году»
Как менялась зеленая генерация в 2024 году
В минувшем году объекты ВИЭ произвели в общей сложности 7,6 млрд кВт⋅ч электроэнергии. Ветровые электростанции (ВЭС) выдали порядка 60% от всей генерации ВИЭ в РК, солнечные электростанции (СЭС) и малые гидроэлектростанции – 25% и 16% соответственно, и лишь 0,02% произвели БиоЭС.
Все станции возобновляемой энергии дополнительно сгенерировали 906 млн кВт⋅ч (или на 13,6% к 2023 году). Ветровые парки четвертый год подряд выступают основным источником прироста генерации: на этот раз их вклад в прирост генерации ВИЭ достиг 688 млн кВт⋅ч, что более чем втрое превышает результат прочих станций.
Два ветропарка, запущенные в течение 2023 года и полноценно функционирующие в 2024 году, стали основными источниками роста. Ветропарк «Шокпар» (установленная мощность 100 МВт) увеличил выработку с менее чем 1 млн кВт⋅ч в 2023 году до внушительных 327 млн кВт⋅ч в 2024 году. Генерации ВЭС «Джунгарские ворота» (50 МВт) выросла до 185 млн кВт⋅ч, показав рост на 274% относительно 2023 года. Вместе они дали половину прироста всей зеленой выработки.
Дополнительная выработка солнечных станций, напротив, оказалась крайне низкой – всего 35,5 млн кВт⋅ч (или +1,9%). Этот незначительный прирост скрывает снижение производительности большинства гелиостанций. Итоговый положительный результат обеспечила СЭС «Шаульдер» (50 МВт), которая была запущена осенью 2023-го и по итогам 2024-го дополнительно выдала в сеть 73 млн кВт⋅ч.
На этом фоне производственные показатели малых ГЭС выглядят куда более впечатляющими. Их прирост генерации составил 183,3 млн кВт⋅ч электроэнергии (или +18,6% к 2023). БиоЭС, напротив, снизили выработку до 1,6 млн кВт⋅ч (-41,7%).
Kursiv Research определил 20 крупнейших объектов ВИЭ по объему выработки электроэнергии за 2024 год. Три ранее упомянутых проекта вошли в этот список: ветропарк «Шокпар» занял 3-е место, ВЭС «Джунгарские ворота» — 8-е, а СЭС «Шаульдер» — 17-е.
В целом на топ-20 приходится 47% всей установленной мощности ВИЭ и 51% зеленой генерации. Ведущая роль ветропарков в казахстанской зеленой энергетике наглядно проявляется в этом ренкинге: 13 из 20 проектов в нем – ветровые электростанции.
Цель по развитию зеленой энергетики РК до 2030 года
Согласно Концепции по переходу РК к зеленой экономике, правительство намерено к 2030 году довести долю ВИЭ до 15%. Судя по текущей ситуации в отрасли и прогнозам аукционных торгов, ветер и солнце останутся главными источниками возобновляемой энергетики.
Однако нестабильность выработки – главный недостаток ветровых и солнечных станций. Производительность ВЭС резко падает во время штиля и когда облачно, СЭС, помимо зимнего снижения, не работают ночью. Между тем, для стабильной работы энергосистемы критичен баланс производства и потребления, нарушение которого приводит к сбоям работы Единой электроэнергетической системы и ее частей, и – как итог – к отключениям потребителей.
Дополнительной проблемой казахстанских ВИЭ является географическая концентрация: значительные объемы зеленых мощностей сосредоточены в удаленных от центров потребления регионах с высоким потенциалом ветровой и солнечной энергии. Ситуация усугубляется, если локальная сетевая инфраструктура не рассчитана на возросшие потоки.
Любые решения, компенсирующие недостатки зеленой генерации, требуют солидных инвестиций. Например, это строительство маневренных мощностей на традиционных источниках энергии для быстрого запуска в пасмурную и безветренную погоду.
С этого года инвесторов, выигравших право на строительство ВЭС мощностью от 499 МВт и выше, для продажи электроэнергии в сеть обязывают оснащать источники системами накопления, соответствующими не менее чем 30% установленной мощности объекта. Накопители позволяют сохранять избыточную энергию при благоприятных погодных условиях и отдавать ее в сеть, когда выработка возобновляемых источников падает ночью или в безветрие.
Еще одно решение – расширение магистральной сети для транспортировки электроэнергии из Северной зоны ЕЭС в энергодефицитные Южную и Западную.
Перечисленные меры реализуются в Казахстане для успешной интеграции дополнительных зеленых мощностей в рамках сценария достижения доли ВИЭ в общей генерации электроэнергии в 15% к 2030 году.
Как будут развивать маневренные мощности
Обновленный в марте 2025-го План мероприятий Министерства энергетики РК предусматривает ввод почти 18 ГВт мощностей на традиционных источниках энергии за счет новых объектов (включая АЭС) и модернизации действующих. Как сообщили Kursiv Research в KEGOC, порядка 7,7 ГВт мощностей из этого плана – газовая генерация, позволяющая маневрировать мощностью. Системный оператор не стал детализировать проекты, но сопоставление этих цифр с министерским планом показывает, что маневренный режим станет нормой почти для всех парогазовых установок (ПГУ), запланированных к вводу до 2030 года.
План мероприятий Министерства энергетики РК содержит общие сведения о 23 парогазовых установках (ПГУ): название проекта, мощность, год ввода и способ реализации. Информация о стоимости этих объектов отсутствует, однако ее можно найти на сайтах государственных органов и в публикациях казахстанских СМИ, ссылающихся на официальных лиц.
Оценочная стоимость известна по трем проектам из раздела «Строительство новой генерации» упомянутого Плана мероприятий Минэнерго РК. В январе 2024 года аким Кызылординской области Нурлыбек Налибаев сообщил о строительстве в Кызылорде новой ПГУ мощностью 240 МВт стоимостью 215 млрд тенге (или $458 млн; здесь и далее в скобках приводится расчетная стоимость по среднегодовому курсу за 2024 год). В апреле 2024 года портал LSM, ссылаясь на Минэнерго РК, информировал, что стоимость ПГУ мощностью 926 МВт в Туркестанской области оценивается в 689 млрд тенге (или $1,5 млрд). Тогда же акимат Шымкента и турецкая Aksa Energy подписали меморандум о строительстве ПГУ мощностью 500 МВт, указав её стоимость в $700 млн (или 328,6 млрд тенге).
Также известна стоимость четырех проектов из раздела «Модернизация, расширение и реконструкция». Национальный инфраструктурный план, утвержденный правительством в июле 2024-го, предусматривает ввод Жамбылской ГРЭС ПГУ мощностью 210 МВт и стоимостью 114,5 млрд тенге (или $244 млн). В июне 2024-го обнародована информация о создании «Актауской энергетической компании» казахстанским «Мангистауским атомным энергокомбинатом” и китайской Huadian Energy для строительства ПГУ на 160 МВт стоимостью $190 млн (или 89 млрд тенге). В августе стало известно, что открытый тендер на строительство под ключ ПГУ в рамках модернизации алматинской ТЭЦ-3 прошел на сумму 257 млрд тенге (или $547 млн). В декабре 2024-го Алмасадам Саткалиев, на тот момент министр энергетики РК, заявил, что стоимость перевода Алматинской ТЭЦ-2 на газ, включающего строительство новой ПГУ мощностью 557 МВт, оценивается в 388 млрд тенге ($827 млн).
Стоимость строительства различных ПГУ варьируется в зависимости от множества факторов: эффекта масштаба, готовности инфраструктуры, технологии и производителей оборудования, а также условий финансирования. Например, стоимость строительства 1 МВт установленной мощности в семи упомянутых проектах колеблется от $1 млн до $1,9 млн. Поэтому прямое сравнение затрат на отдельные проекты некорректно. Тем не менее для общего представления об ориентировочной стоимости 7,7 ГВт, можно использовать удельный показатель: стоимость 1 МВт. По расчетам Kursiv Research, суммарные 7,7 ГВт обойдутся примерно в $11 млрд.
Проекты ВИЭ с системой накопления энергии
Сейчас прорабатывается реализация пяти зеленых проектов, которые будут оснащены системой накопления электроэнергии (СНЭ). В четырех из них участвуют зарубежные партнеры: Masdar (ОАЭ) планирует запустить ветропарк на 1 ГВт; Total Energies (Франция) – ВЭС на 1 ГВт; China Power International Holding – ВЭС на 1 ГВт; China Energy – ВЭС и СЭС общей установленной мощностью на 800 МВт. С ними заключены прямые инвестиционные соглашения на уровне правительства или национальных компаний.
В пятом проекте принимают участие казахстанские инвесторы – Ораз Жандосов и Ерлан Кожасбай. Их компания Turan Wind Energy победила на аукционных торгах, состоявшиеся в середине апреля 2025-го, и заполучила контракт на гарантированную покупку электроэнергии у будущей ВЭС на 1 ГВт, которая должна будет оснащена СНЭ. До этого столь крупный проект с СНЭ ни разу не выставлялся на аукционные торги, которые функционируют в Казахстане как механизм отбора зеленых проектов с 2018 года.
Все эти проекты в масштабах возобновляемой энергетики Казахстана имеют право на приставку «мега-». Напомним, что из всех действующих объектов ВИЭ лишь семь имеют установленную мощность 100 МВт. Запланированные мегапроекты в 8-10 раз мощнее действующих. И если не учитывать наблюдаемое в последнее время удешевление самих технологий, то инвестиционная стоимость этих проектов будет выше соразмерно возросшим мощностям.
Обнародована инвестиционная стоимость двух мегапроектов. В январе 2024-го Сенат ратифицировал Специальное соглашение между правительствами Казахстана и Франции, в котором были зафиксированы ранее известные условия по проекту ВЭС «Мирный»: установленная мощность ветростанции составит 1 ГВт, она будет оснащена системой накопления энергии мощностью 300 МВт и с емкостью 600 МВт⋅ч. Сенатор Ольга Булавкина, представляя межправительственное соглашение на пленарном заседании верхней палаты парламента РК, озвучила инвестиционную стоимость – примерно $1,7 млрд, или 827 млрд тенге (хотя в 2022-2023 годы называлась сумма в $1,9 млрд).
Второй проект чуть дешевле. Пресс-служба Акорды в январе 2025-го сообщила по итогам встречи президента РК Токаева с исполнительными директором Masdar Аль-Рахмани, что инвестиционная стоимость ветроэлектростанции мощностью 1 ГВт составит $1,4 млрд. Строительство этой ВЭС было закреплено законом, подписанным президентом в мае 2025 года после ратификации Соглашения между правительствами Казахстана и ОАЭ. В документе детализирована первая очередь проекта: ветропарк на 500 МВт с системой хранения энергии (BESS) мощностью 150 МВт и емкостью 300 МВт⋅ч (вероятно, вторая очередь будет реализована по схожим техническим параметрам).
Зеленые проекты с СНЭ более капиталоемкие из-за дополнительных затрат на строительство и обслуживание накопителя. Сопоставление данных из открытых источников показывает, что стоимость таких объектов для казахстанской зеленой энергетики в среднем в 2-3 раза выше, чем у проектов без СНЭ. Например, средняя стоимость 1 МВт по двум вышеуказанным проектам составляет примерно $1,6 млн, или 728 млн тенге. Это в 2,5 раза дороже удельной стоимости мегаватта мощности ВЭС Sarkylmas Kuat – самого крупного зеленого проекта, запущенного в прошлом году, установленной мощностью 50 МВт и без СНЭ.
Большие вложения требуют хорошей инвестиционной отдачи. Согласно ратифицированным соглашениям, государство обязуется закупать электроэнергию у этих мегапроектов на протяжении 25 лет, что на пять лет дольше стандартного срока гарантированной закупки для победителей аукционных торгов. Более того, проекты с СНЭ получили на эти 25 лет еще и более высокий тариф.
Единая индикативная цена для ВЭС «Мирный», реализуемой французской Total Eren и казахстанским ФНБ «Самрук-Казына», составляет 4,25 цента за кВт⋅ч. Причем в соглашении представлена разбивка этой цены по технологическим компонентам: на выработку электроэнергии 3,075 цента (или 72% от тарифа), СНЭ – 0,97 цента (23%) и на подключение – 0,205 цента (5%). Тариф для Masdar установлен на уровне 4,49 цента за кВт⋅ч. В пересчете по среднегодовому курсу 2024 года, это 19,95 тенге для ВЭС «Мирный» и 21,07 тенге для ВЭС Masdar.
Сравним с аукционными ценами крупнейших ВЭС (мощностью от 100 МВт), отобранных в прошлом году. Из шести таких проектов наибольшая цена (15,93 тенге за кВт⋅ч) была у компании «Дамона» (100 МВт), а наименьшая (6,90 тенге) – у компании «ЭкоВайнд» (100 МВт). Средняя цена для всех шести проектов оставила 11,50 тенге – на 42–45% ниже, чем у двух проектов с СНЭ.
Модернизация энергетической инфраструктуры
Интеграция зеленой генерации в энергосеть Казахстана требует значительных затрат. Kursiv Research обратился в KEGOC с запросом об его текущих проектах, направленных на интеграцию дополнительного объема зеленой генерации (согласно сценарию «15% ВИЭ к 2030 году») без сбоев. Системный оператор перечислил шесть таких проектов, но их инвестиционной стоимости не была указана. Детали по двум из них доступны в открытых источниках.
Цель инвестпроекта “Объединение энергосистемы Западного Казахстана с ЕЭС Казахстана» состоит в том, чтобы задействовать маневренную генерацию Западной зоны для компенсации дисбалансов электроэнергии и мощности. Стоимость проекта оценивается до 201,8 млрд тенге. Из них 60,5 млрд тенге – собственные средства KEGOC, привлеченные через вторичное размещение акций в ноябре 2022-го. Оставшиеся 141,3 млрд тенге – заемные средства от Евразийского банка реконструкции и развития (109,3 млрд тенге) и Банка развития Казахстана (до 32 млрд тенге). После строительства воздушной линии электропередачи 500 кВ «ПС Ульке – РП Карабатан» (протяженностью 604,3 км) и после реконструкции/расширения РП «Карабатан» и ПС «Ульке (включая ОРУ-500 кВ) пропускная способность сети увеличится на 500 МВт.
В рамках инвестпроекта “Усиление электрической сети Южной зоны ЕЭС Казахстана» будут построены две воздушные линии по 500 кВ (общей протяженностью 475 км) между Шу, Жамбылом и Шымкентом. Также будет произведена реконструкция и расширение трех одноименных подстанций (по 500 кВ). Стоимость первого этапа проекта оценивается в 154,1 млрд тенге: 71,5 млрд тенге – собственные средства KEGOC (включая средства от SPO) и 82,6 млрд тенге – заемные средства, большую часть которых готов предоставить Азиатский банк развития. Среди прочего реализация проекта увеличит пропускную способность транзита «Север-Юг» на 440 МВт, а также будет способствовать интеграции газовой генерации и ВИЭ.
Кроме упомянутых на стадии разработки такие инвестпроекты, как «Усиление схемы внешнего электроснабжения города Астана» и «Повышение транзитного потенциала и пропускной способности ЕЭС РК (линии постоянного тока Север-Юг)». Также рассматривается возможность строительства воздушной линии 500 кВ по маршруту Караганда-Жезказган-Кызылорда-Шымкент, новых подстанций и линии (500 кВ) по маршруту Караганда-Астана.
В KEGOC подчеркнули, что реализация указанных проектов (включая двух крупных) способствуют интеграции запланированного объема ВИЭ.
Сценарий «+19 ГВт к 2030 году»
Развитие зеленой энергетики в Казахстане опережает темпы, запланированные правительством. Согласно действующей Концепции развития электроэнергетической отрасли РК, по итогам 2024-го доля электроэнергии от возобновляемых источников должна была составить 5,5% к концу 2024 года. Однако в прошлом году объекты ВИЭ, как уже упоминалось, произвели 7,6 млрд кВт⋅ч электроэнергии. Тем самым, доля зеленой генерации достигла 6,4% (против 5,9% в 2023 году).
Хотя в Концепции предусмотрено, что к 2030 году доля ВИЭ должна достичь 15%, по оценкам участников рынка, вклад ВИЭ к тому моменту, возможно, превысит 30%. Например, в декабре 2024-го председатель правления KEGOC Наби Айтжанов заявил: «По реализации заявленных объемов возобновляемых источников эта доля может достичь в ближайшем будущем 30% – уже в 2030 году мы оцениваем эту долю где-то в районе 34%».
Позже, в мае 2025-го, Айтжанов, выступая на форуме «Роль систем накопления энергии BESS в энергетике Казахстана», повторил свой тезис, уточнив некоторые детали. «Уже выданные технические условия на проекты, которые зашли по возобновляемым источникам энергии, в общей сложности составляют на сегодня 19 ГВт. И это проекты, которые потенциально возможны к реализации до 2030 года», – отметил глава KEGOC.
«Согласно проведенным оценочным расчетам, из-за ввода такого объема ВИЭ в перспективе пяти лет значительно увеличиваются риски нарушения балансовой устойчивости энергетической системы. Большие объемы нестабильной генерации ВИЭ могут привести к необходимости ограничения выработки электроэнергии ВИЭ, ограничения потребителей, снижению КИУМ угольных и газовых станций», – ответили в KEGOC на наш вопрос о последствиях ускоренного развития зеленой энергетики (при реализации сценария «+19 ГВт к 2030 году»).
Столь быстрое развитие зеленой энергетики отчасти объясняется тем, что благодаря господдержке в отрасли созданы более комфортные, чем в других секторах, условия для извлечения ренты. В первую за счет гарантированного выкупа зеленой генерации по заранее установленному тарифу, который ежегодно индексируется на инфляцию и колебания обменного курса. Вдобавок, государство и институты развития предоставляют инвестиционные преференции и финансовую поддержку, что заметно облегчает инвесторам запуск новых объектов ВИЭ.
На вопрос о том, какие решения потребуются для адаптации дополнительной генерации ВИЭ в случае реализации сценария «+19 ГВт к 2030 году», в KEGOC ответили: «Мы считаем, что необходимо развивать маневренную и базовую генерацию (угольные станции с высокой очисткой выбросов и другие виды альтернативных источников энергии), строить межсистемные и региональные линий электропередач для обеспечения пропускной способности и обменной мощности, развивать режимную автоматику для обеспечения сохранения устойчивости, внедрять ИИ для прогнозирования выработки ВИЭ и системы накопления энергии».
Впрочем, логика одного из предложений системного оператора выделяется из общей канвы перечисленных мер. В KEGOC предлагают также рассмотреть возможность изменения или отмены приоритетной диспетчеризации электроэнергии от объектов ВИЭ, предоставив системному оператору право снижать их выработку. Для этого необходимо пересмотреть Закон «О поддержке использования ВИЭ».
Такая корректировка закона, несомненно, положит начало изменению дизайна господдержки. Это будет сигналом для инвесторов: государство готово субсидировать новые объекты ВИЭ не просто по факту их существования, но с учетом ценности для энергосистемы.
Однако, судя по последним заявлениям представителей правительства, власти РК пока не готовы менять систему господдержки. В конечном итоге, все затраты — на сетевую инфраструктуру, повышенные тарифы для объектов ВИЭ с системами накопления энергии и запуск маневренных мощностей – ложатся на плечи потребителей. По всей видимости, корректировка дизайна господдержки не будет предпринята до тех пор, пока доля ВИЭ не достигнет или не превысит 15%.
