НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ Энергетика и горнодобывающая промышленность Затянувшийся переход Опыт проведения реформ и новые вызовы в секторе электроэнергетики Казахстана Мирлан Алдаяров, Иштван Добози, Томас Николакакис ГРУППА ВСЕМИРНОГО БАНКА 1 © 2017 Международный банк реконструкции и развития / Всемирный банк 1818 H Street NW, Washington DC 20433 Телефон: 202-473-1000; Интернет: www.worldbank.org Отдельные права сохранены 1 2 3 4 20 19 18 17 Данная публикация является результатом работы сотрудников Всемирного банка с использованием материалов из внешних источников. Содержащиеся в ней выводы, толкования и заключения могут не отражать мнения Всемирного банка, его Совета исполнительных директоров или представляемых ими правительств. Всемирный банк не гарантирует точности данных, приведенных в настоящей публикации. Границы, цвета, деноминация и любая иная информация, содержащаяся на любой карте в данной работе, не предполагает какого-либо суждения со стороны Всемирного банка касательно правового статуса любой территории, а также соглашение с такими границами или их принятие Всемирным банком. Ничто в настоящем документе не является и не может считаться ограничением или отказом от привилегий и иммунитетов Всемирного банка, которые в полном объеме особо сохраняются за Банком. Права и разрешения Данная публикация доступна по лицензии Creative Commons Attribution 3.0 IGO (CC BY 3.0 IGO) http://creativecommons.org/licenses/by/3.0/igo. В соответствии с лицензией Creative Commons Attribution, разрешается свободно воспроизводить, распространять, передавать и перерабатывать данную публикацию, в том числе для коммерческих целей, с соблюдением следующих условий: Атрибуция - При цитировании просим указывать источник следующим образом: Алдаяров Мирлан, Иштван Добози, Томас Николакакис. 2017. Затянувшийся переход: Опыт проведения реформ и новые вызовы в секторе электроэнергетики Казахстана. Направления развития. Вашингтон, Округ Колумбия: Всемирный банк. doi:10.1596/978-1-4648-0971-2. Лицензия: Creative Commons Attribution CC BY 3.0 IGO Переводы – Если вы осуществили перевод данного документа, просим дополнить сведения об атрибуции следующей оговоркой: Данный перевод не был осуществлен Всемирным банком, и его не следует считать официальным переводом документа Всемирного банка. Всемирный банк не несет ответственности за содержание данного перевода или любые имеющиеся в нем ошибки. В случае противоречия, расхождения или несоответствия между английской версией и его переводом на русский язык, преимущество имеет текст отчета на английском языке и будет действовать для целей его исполнения, толкования и урегулирования разногласий. Переработка – Если вы осуществили переработку данного документа, просим дополнить сведения об атрибуции следующей оговоркой: Данный материал является переработкой исходного документа, подготовленного Всемирным банком. Содержащиеся в данном материале взгляды и мнения принадлежат исключительно его автору (авторам) и не высказываются с одобрения Всемирного банка. Части содержания, принадлежащие третьим лицам – Различные компоненты содержания данного документа не обязательно принадлежат Всемирному банку. В связи с этим Всемирный банк не может гарантировать, что использование какого -либо принадлежащего третьим лицам отдельного компонента или части содержания данного документа не будет нарушать права таких третьих лиц. Риск предъявления претензий вследствие такого нарушения возлагается исключительно на вас. Если вы желаете повторно использовать какой-либо компонент данного документа, вам следует определить, необходимо ли для такого повторного использования разрешение, и получить такое разрешение у обладателя авторских прав. Примеры таких компонентов включают таблицы, рисунки и изображения, но не ограничиваются ими. Все запросы относительно прав и лицензий следует направлять в Информационно-издательский отдел Всемирного банка: World Bank Publications, The World Bank Group, 1818 H Street NW, Washington, DC 20433, USA; факс: 202-522-2625; электронная почта: pubrights@worldbank.org. ISBN (бумажный): 978-1-4648-0971-2 ISBN (электронный): 978-1-4648-0972-9 DOI: 10.1596/978-1-4648-0971-2 Фотография на обложке: © Шынар Жетписова, Кубат Сыдыков. Воспроизводится с разрешения. Для повторного использования необходимо получить дополнительное разрешение. Оформление обложки: Дебра Нейлор, Naylor Design, Inc. Подан запрос о библиографической записи Библиотеки Конгресса США. 2 Содержание Выражение признательности 8 Сокращения 10 Глава 1. Введение 11 Общая информация 11 Главные проблемы сектора 12 Подход и методология 12 Примечание 14 Глава 2. Страновой контекст и экономические перспективы 15 Примечание 22 Использованные источники 22 Глава 3. Обзор электроэнергетического сектора и состояние 23 отраслевых реформ Общий электроэнергетический баланс 23 Институты электроэнергетического сектора 25 Структура возобновляемых источников энергии 41 Тарифное регулирование и субсидии 43 Примечания 49 Использованные источники 51 Глава 4. Отраслевая стратегия и реформы 53 Отраслевая стратегия и развитие рынка 53 Региональные связи на рынке электроэнергии: от чистого 62 импорта до чистого экспорта Высокая энергоемкость 65 Примечания 68 Использованные источники 69 Глава 5. Соотношение спроса и предложения и анализ наименьшей 70 стоимости Исследование по планированию наименьшей стоимости: цель и 70 подход Предложение и спрос 71 План расширения пропускной способности на 2015-2030 годы 75 Анализ планирования наименьшей стоимости на 2015-2045 годы 76 Результаты и обсуждения 88 Обзор и итоги анализа наименьшей стоимости 109 Примечания 112 Использованные источники 112 Глава 6. Основные выводы и новые вызовы 115 Обзор 115 Основные выводы 115 Главные задачи 116 Рекомендации 120 Использованные источники 123 Приложение A. Предельные тарифы на производство электроэнергии, 124 по группам энергетических компаний, 2016-2018 годы Приложение B. Описание модели расширения с наименьшей 126 стоимостью 3 Приложение C. Национальная энергосеть Казахстана 129 Рисунки 2.1 Производство первичных источников энергии 15 2.2 Доказанные запасы энергоресурсов 16 2.3 Уровень бедности в Казахстане, 2002-2014 годы 16 2.4 Уровень бедности, средний класс, коэффициент Джини, 2002 и 17 2014 годы 2.5 Цены на нефть и обменный курс 18 2.6 Производство нефти и ценовые предположения 19 2.7 Рост валового внутреннего продукта Казахстана, 2012-2017 годы 19 2.8 Годовое потребление энергии на душу населения 20 2.9 Структура бытового потребления на душу населения, по децилям 20 населения 2.10 Годовое потребление энергии на душу населения, по децилям 21 населения 2.11 Доля годового потребления на душу населения, по видам и 21 децилям 3.1 Электроэнергетический сектор Казахстана: институциональная 26 структура 3.2 Электроэнергетический сектор Казахстана: подсекторы 26 производства, передачи и распределения 3.3 Установленная мощность, по видам топлива и зонам 29 3.4 Мощности, эксплуатируемые на пониженном режиме, по видам 29 топлива и зонам 3.5 Сокращение соотношения предложения и спроса и резервы 31 мощности, 1993-2014 годы 3.6 Производство тепловой энергии, до 2030 года 41 3.7 Тарифы для населения, по регионам 46 3.8 Средний тариф для населения, 2007-2014 годы 47 4.1 Развитие и свертывание реформ, 1995-2016 годы 54 4.2 Существующая модель электроэнергетического рынка Казахстана 55 4.3 Новая модель электроэнергетического рынка Казахстана 56 4.4 Внутренняя торговля энергией, 2006-2014 годы 59 4.5 Энергопотребление на 1,000 долл. США валового внутреннего 66 продукта, некоторые страны, 2009 год 4.6 Энергоемкость валового внутреннего продукта Казахстана, 2005- 66 2014 годы 5.1 Историческая структура производства и спрос, 1990-2012 годы 71 5.2 Часовая нагрузка, по зонам, 28 ноября 2014 года 72 5.3 Прогнозы энергопотребления и пиковой нагрузки Казахстанской 73 компании по управлению электрическими сетями, до 2030 года 5.4 Базовый сценарий, сценарий с высоким потреблением и сценарий 74 с низким потреблением, 2001-2025 годы 5.5 Прогнозируемая структура производства, 2012-2030 годы 75 5.6 Рост энергопотребления и пиковой нагрузки, 2015-2045 годы 80 5.7 План по переменным возобновляемым источникам энергии в 82 период оптимизации, 2015-2045 годы 4 5.8 Кривая снижение однодневных капитальных затрат по солнечной 83 и ветровой энергии, 2015-2045 годы 5.9 График реконструкции / расширения / вывода из эксплуатации по 84 существующему производству электроэнергии, 2014-2045 годы 5.10 Рост энергопотребления в Казахстане в «зеленом» сценарии, 85 2015-2045 годы 5.11 Годовой внешний спрос на электроэнергию, 2015-2045 годы 86 5.12 Годовые внешние мощности, необходимые для экспорта 87 электроэнергии в Центральную Азию и Российскую Федерацию, 2015-2045 годы 5.13 Производство электроэнергии, по видам топлива (базовый 88 сценарий), 2015-2045 годы 5.14 Производство тепловой энергии, по видам топлива (базовый 89 сценарий), 2015-2045 годы 5.15 Производство электроэнергии, по видам топлива (базовый 89 сценарий), 2015-2045 годы 5.16 Производство электроэнергии, по видам топлива, в процентах от 90 общего производства (базовый сценарий), 2015-2045 годы 5.17 Установленная мощность по тепловой энергии, по видам 90 технологий и энергетическим зонам (базовый сценарий), 2019-2049 годы 5.18 Располагаемая мощность, по видам топлива и уровню резерва 91 мощности (базовый сценарий), 2015-2045 годы 5.19 Совокупные недисконтированные капитальные затраты 91 программы расширения производства (базовый сценарий), 2015-2045 годы 5.20 Предполагаемая потребность в инвестициях, 2015-2030 годы 92 5.21 Операционные затраты, по видам топлива (базовый сценарий), 94 2015-2045 годы 5.22 Выбросы углекислого газа и интенсивность выбросов во всей 94 системе (базовый сценарий), 2015-2045 годы 5.23 Производство электроэнергии, по видам топлива («зеленый» 95 сценарий), 2019-2049 годы 5.24 Производство тепловой энергии, по видам топлива («зеленый» 95 сценарий), 2015-2045 годы 5.25 Производство электроэнергии, по видам топлива, в процентах от 96 общего производства («зеленый» сценарий), 2015-2045 годы 5.26 Совокупные недисконтированные капитальные затраты 96 программы расширения производства (базовый сценарий), 2015-2045 годы 5.27 Совокупные недисконтированные капитальные затраты 97 программы расширения производства («зеленый» сценарий), 2015- 2045 годы 5.28 Операционные затраты, по видам топлива («зеленый» сценарий), 98 2015-2045 годы 5.29 Интенсивность выбросов углекислого газа и выбросы во всей 99 системе («зеленый» сценарий), 2015-2045 годы 5.30 «Зеленый» сценарий: сокращение выбросов углекислого газа по 99 сравнению с уровнем 2012 года, 2015-2045 годы 5.31 Производство электроэнергии, по видам топлива (сценарий с 101 региональным экспортом), 2015-2045 годы 5.32 Сравнение производства угольных и газовых электростанций 101 5 между сценарием с региональным экспортом и базовым сценарием, 2015-2045 годы 5.33 Установленная мощность по производству тепловой энергии, по 102 видам технологий (сценарий с региональным экспортом), 2015-2045 годы 5.34 Разница в установленной мощности между сценарием с 102 региональным экспортом и базовым сценарием 5.35 Потребности в мощности по межзональной передаче 104 электроэнергии, 2015-2045 годы 5.36 Производство электроэнергии, по видам топлива (сценарий с 105 наименьшей стоимостью), 2015-2045 годы 5.37 Сравнение производства угольных и газовых электростанций 105 между базовым сценарием и сценарием с наименьшей стоимостью, 2015-2045 годы 5.38 Производство электроэнергии, по видам топлива, в процентах от 106 общего производства (сценарий с наименьшей стоимостью), 2015- 2045 годы 5.39 Установленная мощность по производству энергии, по видам 106 технологий (сценарий с наименьшей стоимостью), 2015-2045 годы 5.40 Динамика совокупных операционных затрат, 2015-2045 годы 108 5.41 Совокупные выбросы в сценарии с наименьшей стоимостью и 109 базовом сценарии, 2015-2045 годы 5.42 Кривая предложения до 2020 года в базовом сценарии: 111 производство по сравнению с усредненной стоимостью электроэнергии B.1 Вводные и исходные данные программного обеспечения по 127 планированию расширения PSR Карты 3.1 Магистральные трубопроводы природного газа 24 3.2 Региональные зоны национальной электроэнергетической системы 27 3.3 Национальная сеть электропередачи Казахстана 35 3.4 Расположение региональных энергораспределительных компаний 38 3.5 Распределение производства централизованного теплоснабжения 40 по всему Казахстану: котельные, ТЭЦ и электростанции Таблицы 1.1 Сравнение четырех моделируемых сценариев 14 3.1 Средние подушевые и общие субсидии на ископаемые виды 48 топлива 3.2 Субсидии на ископаемые виды топлива, по видам топлива, 2011- 49 2013 годы 4.1 Торговля электроэнергией в Казахстане, 1990-2014 годы 64 5.1 Потребности в инвестициях 76 5.2 Инвестиции, по видам электростанций 76 5.3 Обзор основных допущений по каждому сценарию 77 5.4 Предполагаемые затраты по технологиям, используемым в 81 исследовании по расширению с наименьшей стоимостью 6 5.5 Стоимость программы реконструкции / расширения 83 5.6 Однодневные недисконтированные капитальные инвестиции в 93 проектах по производству электроэнергии, по зонам (базовый сценарий) 5.7 Однодневные недисконтированные капитальные инвестиции для 93 новых проектов по производству и реконструкции (базовый сценарий) 5.8 Разница в капитальных инвестициях между «зеленым» и базовым 97 сценариями 5.9 Цена на углеродные квоты в соответствии с руководством 100 Всемирного банка 5.10 Разница в недисконтированных капитальных инвестициях в 103 проектах по производству электроэнергии между базовым сценарием и сценарием с региональным экспортом 5.11 Общие капитальные инвестиции в новые технологии по 107 производству электроэнергии, электропередачу и реконструкцию (сценарий с наименьшей стоимостью) 5.12 Разница в капитальных инвестициях в технологии по 107 производству электроэнергии между сценарием с наименьшей стоимостью и базовым сценарием 5.13 Обзор затрат, по сценариям 110 B.1 Разбивка постоянных и переменных затрат плана расширения с 127 наименьшей стоимостью 7 Выражение признательности Данное исследование было выполнение командой Всемирного банка под руководством Мирлана Алдаярова (Старший специалист по сектору энергетики), в состав которой входили: Иштван Добози (Ведущий экономист по сектору энергетики , Консультант), Аксулу Кушанова (Консультант), Рафаэль Торкебью (Консультант), Данг Ким (Программный ассистент), и командой по системному моделированию: Дебабрата Чаттопадай (Старший специалист по сектору энергетики), Томас Николакакис (Специалист по сектору энергетики), Ронда Джордан (Специалист по сектору энергетики) . Большая работа по сбору данных была проведена Дарханом Курманбаевым и Дастаном Садвакасовым. Важные материалы были предоставлены сотрудниками Всемирного банка, включая Вивьен Фостер (Ведущий экономист, Глобальный руководитель, Рецензент), Хусама Мохаммеда Бейдса (Ведущий специалист по сектору энергетики, Рецензент), Сунила Хосла (Ведущий специалист по сектору энергетики ), Кари Найман (Ведущий специалист по сектору энергетики, Рецензент), Сароша Саттара (Старший экономист ). Значительные разделы по макроэкономике основаны на работе, проведенной Дорсати Мадани (Старший экономист) и Ильясом Сарсеновым (Старший экономист). Авторы признательны за сотрудничество с командой Международной финансовой корпорации: Эфстратиос Тавулареас (Старший координатор программ) и Педро Робио (Старший специалист по сектору энергетики). Ранджит Ламех (Менеджер практики) обеспечил сильное общее руководство и консультации по техническим и стратегическим вопросам. Управленческий обзор был проведен Людмилой Бутенко (бывший Постоянный представитель в Казахстане) и Франсисом Ато Брауном (Постоянный представитель в Казахстане). Отчет был отредактирован Марги Питерс-Фосетт и Эми Готам. При подготовке данного исследования, авторы использовали материалы, полученные в результате встреч с Министерством энергетики Республики Казахстан, АО «Казахстанской компанией по управлению электрическими сетями «KEGOC», АО «Самрук-Энерго», АО «Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности». В анализе по моделированию с наименьшей стоимостью были использованы результаты ранее проведенных исследований DNV GL (бывшая KEMA), которые финансировались Европейским банком реконструкции и развития, а также отчет Ассоциации «KazEnergy» за 2013 год – «Национальная энергетика». Предварительный отчет по исследованию обсуждался в г. Астане с Министерством энергетики Республики Казахстан, АО «Казахстанской компанией по управлению электрическими сетями «KEGOC», АО «Самрук-Энерго», АО «Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности» и другими в апреле-мае 2016 года. Исследование было выполнено при финансировании из Программы содействия в управлении электроэнергетическим сектором (ESMAP) и Программы развития водно- энергетических ресурсов Центральной Азии. Программа содействия в управлении электроэнергетическим сектором (ESMAP) – это целевой фонд в сфере глобальных знаний и технической помощи, администрируемый Всемирным банком, который помогает странам с низким и средним уровнем дохода в развитии научного и институционального потенциала для реализации экологически устойчивых решений в области энергетики, сокращения бедности и роста экономики. 8 Программа развития водно-энергетических ресурсов Центральной Азии – это многосторонний целевой фонд в сфере знаний и технической помощи, администрируемый Всемирным банком, который направлен на обеспечение энергетической и водной безопасности стран Центральной Азии – Казахстана, Кыргызстана, Таджикистана, Туркменистана, Узбекистана – через развитие регионального сотрудничества. С начала реализации в 2010 году, программа получила поддержку двусторонних и многосторонних доноров, включая Государственный секретариат по экономическим вопросам Правительства Швейцарии, Европейскую комиссию, Департамент международного развития Великобритании, Агентство США по международному развитию, Группу Всемирного банка. 9 Сокращения АРЕМ Агентство по регулированию естественных монополий CAPEX Капитальные затраты ЦАЭС Центрально-азиатская электроэнергетическая система CASA-1000 Центральная Азия – Южная Азия (1000 МВт) ПГТ Парогазовая турбина ТЭЦ Теплоэлектроцентраль CO2 Углекислый газ ЭЭ Энергоэффективность ОЭС Организация по электроснабжению ЕС Европейский Союз РФЦ Расчетно-финансовый центр ФТ Фиксированный тариф Гкал Гигакалорий ВВП Валовой внутренний продукт ГДж Гигаджоуль ПК Правительство Казахстана ГРЭС Государственная районная электростанция ГВт Гигаватт ГВт-ч Гигаватт-час ГЭС Гидроэлектростанция МЭА Международное энергетическое агентство «KazEnergy» Энергетическая ассоциация Казахстана АО «KEGOC» Казахстанская компания по управлению электрическими сетями АО «КОРЭМ» Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности кВт Киловатт кВт-ч Киловатт-час KZT Казахстанский тенге LCOE Нормированная стоимость энергии МТНЭ Миллион тонн нефтяного эквивалента МВт Мегаватт МВт-ч Мегаватт-час м3 Кубический метр ЭиТО Эксплуатация и техническое обслуживание ГТУОЦ Газотурбинная установка открытого цикла ОЭСР Организация экономического сотрудничества и развития OPEX Операционные расходы ДПЭ Договор о покупке электроэнергии ВИЭ Возобновляемый источник энергии РЭК Региональная электроэнергетическая компания SAIDI Индекс средней продолжительности перебоев в подаче электроэнергии SAIFI Индекс средней частоты перебоев в подаче электроэнергии МОП Модель одного покупателя ГСЭ Государственные советы по электроэнергетике 10 ТНЭ Тонна нефтяного эквивалента ТЭС Тепловая электростанция ТВт-ч Тераватт-час НДС Налог на добавленную стоимость ПВИЭ Переменный возобновляемый источник энергии Глава 1 Введение Общая информация Масштабное преобразование электроэнергетического сектора Казахстана после обретения независимости выразилось в переходе страны к либерализации рынка и внедрении отраслевого регулирования. Электроэнергетический сектор Казахстана одним из первых внедрил либерализованную многорыночную модель, включающую двухсторонний рынок, спот-рынок, балансирующий рынок, рынок системных услуг, рынок мощности. Сектор считается лидером рыночных реформ среди стран бывшего Советского Союза благодаря значительному улучшению соотношения предложения и спроса и повышению качества услуг. Оптовый рынок электроэнергии был либерализован и действовал, главным образом, на основе двухсторонних контрактов между генерирующими компаниями и крупными потребителями и региональными энергораспределительными компаниями по прямой продаже электроэнергии. Правительство Казахстана создало законодательную, техническую и организационную инфраструктуру для функционирующего спот-рынка электроэнергии, который все больше дополнял двухсторонние контракты, выполняя роль быстро реализуемой торговой площадки по краткосрочным операциям. Однако, несмотря на заметный прогресс, отраслевые реформы в своем большинстве еще не завершены. Излишек генерирующих мощностей, унаследованных от бывшего Советского Союза, в тот период, когда цены «исключительно энергетического» рынка были слишком низкими, чтобы привлечь серьезных инвесторов, скрыл необходимость рассмотрения долгосрочных перспектив производства электроэнергии в стране. Когда в середине 2000-ых годов развернулся кризис с нехваткой инвестиций, сразу же возникла растущая обеспокоенность, связанная с недостаточностью дополнительных мощностей существующего и планируемого производства для текущего и существенного увеличения спроса на электроэнергию. Вместо применения рыночных механизмов, допускающих рост цен, отражающий имеющийся разрыв между предложением и спросом, Правительство Казахстана отреагировало на эту проблему, приняв административно- контрольные меры, которые включали введение регулирования тарифов по производству энергии, повторную национализацию и олигополизацию производства электроэнергии, ограничения по операциям спот-рынка электроэнергии, отмену зональных тарифов на услуги по передаче электроэнергии, отсрочку введения балансирующего рынка в режиме реального времени. Настоящее исследование основано на многолетней работе Всемирного банка в электроэнергетическом секторе Казахстана и нескольких недавних мероприятий по техническому содействию и консультационной поддержке. Хотя Всемирный банк давно работает по проектам в электроэнергетическом секторе Казахстана, он еще не подготавливал комплексного отчета по оценке сектора. Цели исследования включают: (a) информирование Правительства Казахстана по вопросам политики, основываясь на объективном определении главных проблем в электроэнергетическом секторе, связанных 11 с его текущим переходным процессом, и разработке потенциальных вариантов политики ; (b) извлечение уроков из опыта Казахстана по отраслевым реформам для других стран. На основе обширного анализа, подробных интервью, системного моделирования, в исследовании моделируются различные сценарии развития сектора, оцениваются их затраты и выгоды, определяются главные проблемы отрасли и рекомендуются меры политики на будущее. Исследование включает общие вопросы сектора, включая долгосрочное планирование с наименьшей стоимостью; планирование электроэнергетической системы; балансирование предложения и спроса; установление тарифов; структуру рынка; интеграцию возобновляемых источников энергии. Хотя исследование сосредоточено на электроэнергетической системе, оно также включает ТЭЦ, учитывая их значительную долю в производстве электроэнергии. Главные проблемы сектора Электроэнергетический сектор Казахстана сталкивается с несколькими проблемами, которые описаны в Главе 6. Эти проблемы усугубляются недавним падением мировых цен на сырьевые товары и вызванным им сокращением промышленного производства и относительным спросом на электроэнергию. Главные проблемы, требующие решения, включают: (a) риск надежности электроснабжения, (b) непомерные потребности в инвестициях; и (c) необходимость эффективного регулировании и непрерывных реформ. • Высокая энергоемкость и нехватка генерирующих мощностей, при недостаточном резерве, представляют риски надежности энергоснабжения. Энергоемкость валового внутреннего продукта (ВВП) очень высока по сравнению с другими странами, что вызывает сильное давление потребления на электроэнергетическую инфраструктуру. Предельный запас мощности достиг высокой отметки, 53 процента, в 2000 году, когда потребление электроэнергии снизилось до рекордно низкого уровня после распада Советского Союза. После этого, предельный запас мощности быстро и неуклонно сокращался, достигнув опасно низкого уровня, 4 процента в 2012 году. • Внушительные потребности в инвестициях. Потребность в недисконтированных годовых капитальных расходах для удовлетворения растущего прогнозируемого спроса на электроэнергию составляет от 54,6 млрд. долл. США (сценарий с наименьшей стоимостью) до 96,2 млрд. долл. США («зеленый» сценарий) в течение 2015–2045 годов. Годовая потребность в инвестициях эквивалента 0,8-1,4 процента ВВП 2013 года. Нормированная стоимость энергии (LCOE)1 требует увеличения среднего тарифа для населения на 40-55 процентов, хотя анализ ценовой доступности подтверждает, что электроэнергия в целом является доступной. • Неэффективное регулирование и свертывание отраслевых реформ. Административные решения Правительства Казахстана с середины 2000-ых годов, по сути, привели к свертыванию нескольких рыночных реформ. Хотя в некоторых случаях эти действия давали краткосрочные результаты, отход от реформ существенно ухудшил долгосрочные перспективы в результате ухудшения инвестиционного климата, нарушения конкуренции, вытеснения частных инициатив. Эти проблемы связаны между собой. Хотя каждая проблема требует специального набора решений, некоторые из рекомендуемых решений являются общесистемными. Подход и методология 12 На основе обширного анализа, интервью с партнерами в Казахстане, системного моделирования, в данном исследовании разрабатываются несколько правдоподобных сценариев развития отрасли, оцениваются их затраты и выгоды, определяются главные проблемы сектора, предлагаются рекомендации по политике на будущее. Большинство выводов и рекомендаций основано на имеющихся данных за 2013 и 2014 годы. Анализ системного моделирования дает актуальную, обработанную информацию о структуре мощности и производства электроэнергии на 2015–2045 годы и обеспечивает основу для решений при выборе различных альтернативных технологий производства электроэнергии, их размеров и последовательности. В долгосрочном исследовании по инвестициям с наименьшей стоимостью использовалось программное обеспечение по планированию «Power System Research» (PSR), управляемое командой по Планированию электроэнергетических систем Глобальной практики Всемирного банка по энергетике и добывающим отраслям. Программное обеспечение PSR было разработано «PSR Inc.», глобальным поставщиком технологических решений и консультационных услуг в сфере электроэнергии и природного газа с 1987 года. При проведении анализа были использованы данные предыдущих исследований с прогнозами предложения и спроса и отраслевой информацией для создания математической модели электроэнергетической системы, содержащей последние, фактические данные и текущие сметы капитальных и операционных расходов. Было разработано четыре сценария: • Базовый сценарий. Наиболее вероятный сценарий, базовый сценарий, предусматривает оптимизацию производства и передачи электроэнергии с учетом существующей политики, целей, инвестиционных проектов, которые сейчас реализуются или, скорее всего, будут реализованы. • «Зеленый» сценарий. «Зеленый» сценарий предусматривает оптимизацию пути к «зеленому» росту в соответствии с концепцией перехода Казахстана к «зеленой» экономике, утвержденной Указом Президента в мае 2013 года (Концепция по переходу к зеленой экономике). Сценарий направлен на определение экономических затрат и выгод электроэнергетической отрасли, связанных с активной программой энергоэффективности по существенному сокращению роста потребления (особенно пикового потребления). • Сценарий с региональным сценарием. Сценарий показывает экономические выгоды и затраты в случае, если Казахстан инвестирует в дополнительные мощности для постепенного увеличения его экспортной деятельности при сохранении полной электроэнергетической независимости. Полная электроэнергетическая независимость – одна из главных целей Концепции развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан до 2030 года (Энергетическая концепция до 2030 года), утвержденной Правительством Казахстана в июне 2014 года. • Сценарий с наименьшей стоимостью. В качестве крайнего варианта разработан сценарий с наименьшей стоимостью, предусматривающий оптимизацию расширения мощности системы и ее эксплуатации, исключительно исходя из принципов наименьшей стоимости, без применения мер политики или целевых показателей (которые реализуются, только если они считаются экономически выгодными). Анализ чувствительности оценивает воздействие применения более высокой экономической стоимости природного газа (экспортная цена играет роль косвенного показателя) вместо более низкой фактической цены. Основные выводы показаны в Таблице 1.1. Большинство выводов и рекомендаций данного исследования основаны на данных за 2013 и 2014 годы. Таким образом, последние макроэкономические события, включая падение цен на нефть и большое снижение курса тенге, не отражены полностью. Хотя эти события могут иметь некоторые кратко- и среднесрочные последствия, они не оказывают 13 существенного влияния на долгосрочные результаты, поэтому основные выводы, сделанные на основе моделирования сценариев, остаются в силе. Главные проблемы, выводы и рекомендации данного исследования представлены в Главе 6. Таблица 1.1 Сравнение четырех моделируемых сценариев Показатель Базовый «Зеленый» Региональный Наименьшая сценарий сценарий экспорт стоимость Нормированная стоимость электроэнергии по всей системе (долл. США / МВт-ч) Общие недисконтированные годовые капитальные расходы (млрд. долл. США) Общие дисконтированные годовые капитальные расходы (млрд. долл. США) Общие операционные расходы (млрд. долл. США) Средние операционные расходы (долл. США / МВт-ч) Общие выбросы (млн. тонн CO2) Средняя интенсивность выбросов (тонн CO2 на МВт-ч электроэнергии) Сокращение CO2 по сравнению с уровнем 2012 год к концу периода планирования (%) Источник: Расчеты Всемирного банка. Примечание: CO2 = углекислый газ; МВт-ч = мегаватт-час; n.a. = не применимо. a. Значение в скобках означает нормированную стоимость электроэнергии, если учитывать выгоды глобальных внешних факторов, связанных с сокращением выбросов углекислого газа. b. Значение в скобках означает результаты варианта сценария с наименьшей стоимостью, учитывающего экономическую стоимость природного газа . Примечание 1. Традиционно, LCOE используется в качестве экономической оценки средней общей стоимости строительства и эксплуатации генерирующего актива в течение его жизненного цикла, разделенной на общее производство активом энергии в течение этого жизненного цикла. В данном исследовании LCOE «по всей системе» аналогична концепции, отражающей среднюю общую стоимость строительства, реконструкции и эксплуатации генерирующих активов во всей системе и межзональной высоковольтной передачи в течение определенного периода планирования, разделенную на общее производство энергии в системе в течение того же периода времени. Таким образом, LCOE по всей системе исключает передачу и распределение электроэнергии, но охватывает генерирующие активы и стоимость некоторых включенных в нее межзональных объединений. 14 Глава 2 Страновой контекст и экономические перспективы Казахстан – крупнейшая в мире страна, не имеющая выхода к морю, которая занимает девятое место с территорией 2 724 900 кв. км. Он граничит с Китаем, Кыргызстаном, Российской Федерацией, Туркменистаном, Узбекистаном и на большом расстоянии прилегает к Каспийскому морю. Казахстан, население которого в 2014 году составляло 17,5 млн. человек, занимает 61-ое место в мире по численности населения, хотя плотность населения – одна из самых низких, менее шести человек на кв. км. Казахстан занимает второе место среди стран бывшего Советского Союза по запасам нефти, а также второе место по производству нефти после России (Рисунки 2.1 и 2.2). Общее производство нефти в 2014 году составило 1,7 млн. баррелей в день, при этом дальнейший рост зависит от своевременной разработки Тенгизского, Карачаганакского и Кашаганского месторождений. Рост производства природного газа в течение прошлого десятилетия привел к увеличению нефтеотдачи (так как значительный объем природного газа закачивается обратно в нефтяные пласты) и снижению зависимости Казахстана от импорта природного газа. Однако потребление газа не изменилось, поскольку инфраструктура и расходы, необходимые для подключения широко разбросанного населения к производственным центрам на северо-западе, мешали проникновению газоснабжения. У Казахстана нет выхода к морю, и он находится вдали от крупных мировых нефтяных рынков. Транспортировка углеводородов страной до экспортных рынков осуществляется, главным образом, по трубопроводам. Казахстан является транзитной страной в экспорте природного газа из Туркменистана и Узбекистана. Потребление энергии в Казахстане в 2012 году составило 2,8 квадриллиона единиц тепла, при этом наибольшая доля приходится на уголь (63 процента). За ним следует нефть и природный газ, доли которых составляют 18 и 16 процентов, соответственно. Рисунок 2.1 Производство первичных источников энергии В миллионах тонн нефтяного эквивалента 15 Уголь Уран Нефть Природный газ Источник: Расчеты Всемирного банка на основе данных, опубликованных Комитетом РК по статистике. Рисунок 2.2 Доказанные запасы энергоресурсов В миллиардах тонн нефтяного эквивалента Уголь Уран Нефть Природный газ Источник: Расчеты Всемирного банка на основе данных, опубликованных Комитетом РК по статистике. Казахстан успешно использовал свои нефтяные ресурсы, сократив уровень бедности и повысив общее процветание1. Национальный уровень бедности в Казахстане, основанный на уровне доходов и прожиточном минимуме, снизился с более 44,5 процентов населения в 2002 году до 2,8 процента в 2014 году (Рисунок 2.3). В 2000-ых годах уровень бедности стабильно снижался. Рост доходов нижних 40 процентов населения систематически превышал рост среднего валового внутреннего продукта (ВВП) в течение этого периода времени, что выразилось в снижении коэффициента Джини с 0,28 в 2006 году до 0,26 в 2013 году. Сокращение бедности в этот период было вызвано, главным образом, ростом экономики. Несмотря на сокращение общего уровня бедности, сохраняются географические различия. В наиболее бедных регионах, которые почти исключительно относятся к сельским регионам, сокращение бедности в этот период было наименьшим. Рисунок 2.3 Уровень бедности в Казахстане, 2002-2014 годы 16 Национальный уровень бедности (%) Источник: Расчеты Всемирного банка на основе данных, опубликованных Комитетом РК по статистике. Рисунок 2.4 Уровень бедности, средний класс, коэффициент Джини, 2002 и 2014 годы В процентах Уровень бедности Средний класс Коэффициент Джини Источник: Расчеты Всемирного банка на основе данных, опубликованных Комитетом РК по статистике. Казахстан оказался в сложной внешней среде, образовавшейся в результате недавнего падения цен на нефть и экономических трудностей в России (крупнейшем торговом партнере страны), а также замедления роста в Китае (еще одном крупном рынке). Эта ситуация дает возможность для переориентирования повестки развития на усиление ненефтяной экономики, улучшение среды для частного сектора и снижение текущей чрезмерной роли государства в экономики. Правительство Казахстана подчеркнуло, что уменьшение зависимости от нефти и содействие развитию хорошо функционирующей ненефтяной экономики входят в число главных приоритетов. В этой связи, оно успешно управляло нефтяными ресурсами и проводило благоразумную макроэкономическую и налогово-бюджетную политику. Экономика Казахстана оправилась после мирового финансового кризиса 2008-2009 годов, но рост замедлился в 2014 году из-за снижения внешнего спроса и внутренней неуравновешенности. Реальный рост ВВП Казахстана в среднем составлял 6,5 процента в период между 2010 и 2013 годом на фоне высоких цен на нефть. Однако в 2014 году реальный рост ВВП снизился до 4,3 процента вследствие снижения внутреннего спроса 17 после значительного падения курса тенге в феврале 2014 году, отрицательного воздействия цен на нефть во второй половине года, уменьшения внешнего спроса на экспорт. Несмотря на падение цен на нефть и ослабление платежного баланса, Национальный банк поддерживал номинальный обменный курс в качестве валютного якоря до середины августа 2015 года, когда он перешел к плавающему курсу. Тенге сразу же потерял около 26 процентов стоимости (Рисунок 2.5), и курс казахстанского тенге (KZT) снизился с KZT188,4/US$1 до 254/US$1. Тенге продолжил падение примерно до KZT 330/US$1 до апреля 2016 года, включительно. Сложная внешняя среда будет и дальше влиять на среднесрочные экономические перспективы Казахстана. В долгосрочной перспективе, диверсификация экономики повысит ее устойчивость перед внешними шоками. В базовом сценарии, представленном в данном исследовании, цены на нефть останутся низкими до 2016 года включительно, и постепенно восстановятся в 2017 году, способствуя росту потребления и доверия инвесторов в среднесрочной перспективе. Рост ВВП останется на уровне около 1 процента в 2015 и 2016 году, но может повыситься до 3,3 процента в 2017 году. Рисунок 2.5 Цены на нефть и обменный курс Индекс, 2012 = 100 Номинальная цена на Номинальный нефть, Брент обменный курс Источник: Расчеты Всемирного банка на основе данных, опубликованных Национальным банком Казахстана. Примечание: H1 = первое полугодие, H2 = второе полугодие. Ожидается, что мировое предложение нефти превысит спрос в среднесрочной перспективе, сохраняя понижающее давление на цены на нефть. Согласно прогнозу Всемирного банка (базовый сценарий), средние цены на нефть (Брент -Дубай-Западно- техасская средняя) составит 52,5 долл. США за баррель в 2015 году, 51,4 долл. США за баррель в 2016 году, 54,6 долл. США за баррель в 2017 году (Рисунок 2.6). В этом контексте, предполагается, что темпы роста ВВП Казахстана будут ниже, если не повысятся цены на нефть и не увеличится производство (Рисунок 2.7). Неопределенные внешние перспективы будут сдерживать частные инвестиции, а сквозной эффект ослабления курса тенге будет снижать потребление домохозяйств, которое будет оставаться невысоким из-за текущей фискальной корректировки. Быстрое сокращение бедности способствовало тому, что электроэнергия остается относительно доступной для домохозяйств. На долю энергии в среднем приходится 5 18 процентов общих потребительских расходов (Рисунок 2.8), при этом население в менее обеспеченных децилях тратит пропорционально больше на энергию, чем более обеспеченное население, хотя и не намного. Расходы на электроэнергию составляют менее 2 процентов общего потребления. Расходы, связанные с жильем, как правило, составляют небольшую часть общего потребления (Рисунок 2.9). В наименее обеспеченном дециле населения, среднее связанное с жильем потребление домохозяйств составляет 15 465 тенге на душу населения. В наиболее обеспеченных 10 процентах населения потребление в этой категории выше – 71 056 тенге на душу населения. Потребление энергии является частью категории расходов на жилье в соответствии с Классификацией личного потребления по целям. Бедные тратят на энергию меньше, чем богатые, при этом есть различия в видах потребляемой энергии (Рисунок 2.10). Наименее обеспеченное население, как правило, потребляет энергию в виде твердого топлива. Среди богатого населения наиболее распространенным видом потребляемого топлива является электричество. Рисунок 2.6 Производство нефти и ценовые предположения В миллионах метрических тонн Долл. США за баррель Производство Цена в Цена в базовом (слева) пессимистичном сценарии сценарии Рисунок 2.7 Рост валового внутреннего продукта Казахстана, 2012-2017 годы 19 В процентах Пессимистичес Базовый кий сценарий сценарий Источник: Расчеты Всемирного банка на основе данных, опубликованных Национальным банком Казахстана. Примечание: Буква «p » означает «прогноз». Рисунок 2.8 Годовое потребление энергии на душу населения В процентах от общего потребления Децили населения Тепловая Твердое Жидкое Газ Электроэнергия энергия топливо топливо Примечание: Дециль 1 = наименее обеспеченные 10 процентов населения; дециль 10 = наиболее обеспеченные 10 процентов населения. 20 Рисунок 2.9 Структура бытового потребления на душу населения, по децилям населения Тенге 2013 г Децили населения Личное потребление в секторе общего Гостиницы и рестораны Жилье государственного управления Образование Одежда Личное потребление некоммерческих организаций, обслуживающих Отдых Алкогольные и табачные изделия домохозяйства Коммуникации Пищевые продукты Здравоохранение Транспорт Разное Мебель, бытовая техника Источник: Расчеты Всемирного банка с использованием данных Обследования бюджетов домохозяйств в Казахстане. Примечание: Дециль 1 = наименее обеспеченные 10 процентов населения; дециль 10 = наиболее обеспеченные 10 процентов населения. Энергия входит в категорию «Жилье». Рисунок 2.10 Годовое потребление энергии на душу населения, по децилям населения Тенге 2013 г Децили населения Тепловая Твердое Жидкое Газ Электроэнергия энергия топливо топливо Источник: Расчеты Всемирного банка на основе данных, опубликованных Комитетом РК по статистике. 21 Примечание: Дециль 1 = наименее обеспеченные 10 процентов населения; дециль 10 = наиболее обеспеченные 10 процентов населения. Рисунок 2.11 Доля годового потребления на душу населения, по видам и децилямВ процентах Тепловая Твердое Жидкое Газ Электроэнергия энергия топливо топливо Источник: Правительство Казахстана, 2014 г; Мадани и Сарсенов 2015 г. Примечание: Дециль 1 = наименее обеспеченные 10 процентов населения; дециль 10 = наиболее обеспеченные 10 процентов населения. Доля энергии в общем потреблении демонстрирует различия между децилями населения по уровню дохода (Рисунок 2.11). В наименее обеспеченном дециле населения потребление энергии составляет около 5,7 процента от общего потребления, в то время как в наиболее обеспеченном дециле населения оно составляет 4,1 процента. Примечание 1. Из различных источников, включая Мадани и Сарсенов (2015) и Обследование домохозяйств за 2014 год, Агентство РК по статистике (2014). Использованные источники Правительство Казахстана 2014. Обследование домохозяйств за 2014 год, Агентство РК по статистике. Мадани, Д, и И. Сарсенов. 2015. «Казахстан: адаптация к низким ценам на нефть, трудные времена впереди – Полугодовой экономический доклад (осень)». Всемирный банк, Вашингтон, Округ Колумбия. 22 Глава 3 Обзор электроэнергетического сектора и состояние отраслевых реформ Общий электроэнергетический баланс Более 50 процентов первичных энергоресурсов Казахстана приходится на отечественный уголь, две трети их которых используется электроэнергетическим сектором. Более 40 процентов общего снабжения первичных энергоресурсов используется для производства электроэнергии и тепла. Электроэнергия и тепло составляют одну треть общего конечного потребления. Энергетический баланс показывает, что соотношение общего конечного потребления и общего снабжения первичных энергоресурсов составляет менее 50 процентов по сравнению со среднемировым показателем – 69 процентов (Сарбасов и др., 2013). Разница между общим снабжением первичных энергоресурсов и общим конечным потреблением образуется за счет использования энергии отраслями, поставляющим традиционные виды топлива, для добычи первичных энергоресурсов, их транспортировки, преобразования во вторичные виды топлива, доставки конечным потребителям. В Казахстане эта разница равна 35 -39 миллионам тонн нефтяного эквивалента (МТНЭ) в 2007-2010 годах. Основные составляющие этой 23 разницы: (a) около 14-15 МТНЭ потерь от термодинамического преобразования, в основном на электростанциях; (b) около 4-5 МТНЭ потерь от распределения, в основном в системе централизованного теплоснабжения; и (c) около 15-20 МТНЭ от использования в энергической отрасли для собственных нужд, в основном при добыче нефти и газа. В 2012 году общий объем доказанных резервов первичных энергоресурсов составлял 34,9 млрд. тонн нефтяного эквивалента. На долю угля, урана, нефти, природного газа приходилось 45, 30, 15 и 10 процентов этого объема, соответственно. 85 процентов производства электроэнергии1 приходилось на долю угля, за которым следовал природный газ (7 процентов) и гидроэнергия (8 процентов). Около 72 процентов угля в стране производится в Павлодарской и Карагандинской областях, находящихся в северной и центральной частях страны2. Запасы угля в стране большие (34 млрд. тонн), и многие из них остаются неосвоенными. Однако большая часть производимого угля приходится на низкосортный черный лигнит и бурый уголь с относительно низкой теплотой сгорания и большим содержанием золы и влаги 3. Большая часть добычи угля осуществляется в восточной и северной частях страны, и почти отсутствует в западных и южных регионах. Наибольшая доля производства электроэнергии в западной и южной зонах приходится на природный газ. В 2010 году доказанные запасы природного газа составляли около 3,9 триллиона кубических метров (м3)4. Электроэнергетически изолированная западная зона практически полностью использует природный газ. Почти все остальные запасы природного газа находятся в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины на побережье Каспийского моря. Большая часть природного газа связана с добычей нефти. Сорок шесть процентов производства природного газа (40 млн. м3 в 2012 года) закачивается обратно в нефтяной пласт, при этом большая часть остального объема используется для собственных нужд добычи (электроэнергия производится газовыми турбинами). Часть электроэнергии, произведенной турбинами, отправляется в электрическую сеть. В 2012 году было произведено 11 млн. м3 обработанного товарного газа, 46 процентов которого было использовано электроэнергетической промышленностью. В настоящее время у южной и западной зон есть достаточный доступ к системе транспортировки отечественного природного газа, которая используется преимущественного для транзита российского и центрально-азиатского природного газа в третьи страны (включая Европейский Союз и Китай) и для транспортировки казахстанского газа, реализуемого Российской Федерации (Карта 3.1)5. Установки подготовки газа также находятся в южной и западной зонах. В результате, этот регион с низким потенциальным спросом обеспечивается казахстанским, российским и туркменским газом. Северный регион, включающий Актюбинскую и Костанайскую области, обеспечивается газом, поставляемым по газопроводу «Бухара- Урал» и с месторождения Жанажол. Южный, наиболее населенный и промышленно развитый регион, (Алматинская, Жамбылская, Южно-Казахстанская области) обеспечивается с перебоями и в недостаточных объемах газом из Узбекистана по газопроводу «Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы» («KazEnergy», 2013). Карта 3.1 Магистральные трубопроводы природного газа 24 Действующий трубопровод Строящийся (или проектирующийся) газопровод Источник: «KazEnergy», 2013 Вкратце, (a) добыча и потребление угля ограничиваются северной и восточной частями страны; (b) производство и потребление природного газа сосредоточены в западной и южной частях страны; и (c) запасы природного газа достаточно большие для обеспечения всех энергетических потребностей страны в течение многих десятилетий. Таким образом, переход к экономике, основанной на природном газе, главным образом, по экологическим мотивам, представляется возможным, если инфраструктура по транспортировке газа станет достаточно доступной по всей стране. Хотя есть такой план по расширению существующей инфраструктуры, дополнительные 67 000 километров трубопроводов представляют в настоящее время низкую финансовую привлекательность . Казахстан занимает второе место в мире по запасам урана (629 000 тонн извлекаемых запасов урана в 2012 году) и первое место по производству урана. Страна осуществляет обогащение урана еще с советского времени. Кроме того, у Казахстана есть опыт эксплуатации энергетического реактора БН-350, первого в мире промышленного быстрого реактора, бывшего в эксплуатации с 1972 до 1999 года. Восстановление мощности по обогащению урана и строительство мощности по атомной энергетике может быть стратегическим выбором страны для сокращения выбросов углекислого газа. В настоящее время есть планы по строительству атомной электростанции мощностью до 1 000 мегаватт (МВт) в восточной части страны. Институты электроэнергетического сектора Министерство энергетики Казахстана – орган, определяющий политику, который курирует электроэнергетический сектор. В августе 2014 года Президент Казахстана объявил о масштабной реорганизации правительства в целях создания более компактного и эффективного правительства. Количество министерств было сокращено с 17 до 12, было создано единое Министерство энергетики, на которое были возложены функции Министерства нефти и газа и часть функций Министерства индустрии и новых технологий и Министерства окружающей среды и водных ресурсов. Техническое регулирование осуществляется Комитетом атомного и энергетического контроля и надзора Министерства энергетики. На Рисунке 3.1 и 3.2 и карте 3.2 изображены 25 различные аспекты институциональных структур, существующих в электроэнергетическом секторе. Тарифное регулирование осуществляет Комитетом по регулированию естественных монополий и защите конкуренции Министерства национальной экономики. Государственная система регулирования развилась за последние двадцать лет, хотя в регулировании сектора все еще нет достаточной степени автономии, и оно подвержено политическим вмешательствам (на национальном и региональном уровне) и различным степеням «захвата регулятора» влиятельными действующими компаниями. Структура управления (включая условия назначения ключевых должностных лиц и источник бюджета) не соответствует передовой практике. В целом, существующая система регулирования является слабой стороной, требующей принятия мер со стороны правительства. Новая энергетическая стратегия (Энергетическая концепция 2030) уделяет мало внимания системе регулирования. Профессионально управляемый и достаточно автономный институт регулирования принципиально важен для: (a) улучшения деятельности сегментов естественной монополии в электроэнергетическом секторе, (b) поддержки конкуренции в состязательных сегментах рынка, (c) привлечения инвесторов в отрасль. Опыт других стран показывает, что хорошо разработанная, надежная система регулирования снижет стоимость частного капитала для электроэнергетического сектора. Это важное преимущество для существующей системы Казахстана с ограниченными мощностями. Недавний перевод Агентства по регулированию естественных монополий (АРЕМ) в структуру отраслевого министерства является отступлением от пути к более автономному, деполитизированному отраслевому регулированию, являющемуся важнейшим элементом привлекательного инвестиционного климата в электроэнергетическом секторе. Правительство Казахстана создало Фонд национального благосостояния «Самрук - Казына» в октябре 2008 года, объединив холдинг по управлению государственными активами «Самрук» и государственный фонд устойчивого развития «Казына». Объединенный фонд отвечает за обеспечение эффективного управления государственными активами, в том числе в электроэнергетическом секторе. В этой связи, холдинг владеет и контролирует АО «Самрук-Энерго», крупнейшего производителя электроэнергии, и Казахстанскую компанию по управлению электрическими сетями (АО «KEGOC»), национальную компанию по передаче электроэнергии и системного оператора. Кроме того, Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности, оператор спот-рынка, тоже является дочерней компанией холдинга «Самрук- Казына». Рисунок 3.1 Электроэнергетический сектор Казахстана: институциональная структура 26 Министерство Министерство энергетики Министерство по национальной экономики инвестициям и развитию Централизованное ТЭЦ, котельные > Гкал, Политика ЭЭ теплоснабжение ВИЭ, экология Комитет по Комитет по делам строительства, ЖКХ и Департамент по развитию Комитет по регулированию ест. индустриальному развитию управления земельными электроэнергетики монополий и защите и промышленной конкуренции ресурсами безопасности Установление тарифов Централизованное Электроэнергетический Политика ЭЭ теплоснабжение сектор АО «Центр ЖКХ» Департамент по ВОИ АО «Институт развития электроэнергии и Реализация ВОИ энергосбережения» централизованного Реализация ЭЭ теплоснабжения Муниципальные органы / Департамент по акиматы изменению климата Торговля квотами на Разрешения выбросы АО «Фонд национального благосостояния «Самрук- Казына» АО «Самрук-Энерго» АО «KEGOC» Генерирующие активы Передача, распределение, единый покупатель ВИЭ Примечание: ТЭЦ = теплоэлектроцентраль; ЭЭ = энергоэффективность; Гкал = гигакалорий; ЖКХ = жилищно-коммунальное хозяйство; АО = акционерное общество; KEGOC = Казахстанская компания по управлению электрическими сетями; ВИЭ = возобновляемые источники энергии. Рисунок 3.2 Электроэнергетический сектор Казахстана: подсекторы производства, передачи и распределения Производство Передача Распределение Продажа «Самрук-Энерго» «KEGOC» - 20 региональных Более 160 автономных (государственный) компания по энергетических компаний по управлению компаний (частично розничному снабжению национальной государственные) (частично сетью государственные) электропередачи и Более 100 мелких Евраз. корпорация оператор системы компаний по передаче природных ресурсов (государственный) электроэнергии «КазАтомПром» (гос.) Корпорация AES Другие (частично государственные) Примечание: KEGOC = Казахстанская компания по управлению электрическими сетями. Карта 3.2 Региональные зоны национальной электроэнергетической системы 27 Северная зона Западная зона Южная зона Условные обозначения воздушные линии 765-1,1159 кВ воздушные линии 500 кВ Национальная электроэнергетическая система разделена на три региона (операционные зоны): северный, южный и западный, последний из которых изолирован и отделен от остальной национальной системы (Карта 3.2). Корпоративное управление В результате недавно проведенной повторной национализации значительных генерирующих активов, роль государства в электроэнергетическом секторе снова стала очень сильной. Улучшение корпоративного управления6 государственных компаний по всей цепочке добавленной стоимости электроэнергии является одной из главных задач, но она еще не получила достаточного внимания правительства. Этот аспект, по большому счету, обделяется вниманием в Энергетической концепции 2030, несмотря на признаки значительных возможностей для улучшения по всем основным вопросам корпоративного управления. В качестве примера таких вопросов можно привести развитие эффективной нормативно-правовой среды, политику собственности, отражающую прозрачность и подотчетность, справедливое отношение к акционерам и связи с акционерами. Значительные свидетельства из опыта других стран показывают, что издержки отсутствия реформ в государственных предприятиях высоки, и для улучшения их деятельности необходимы настойчивые усилия государства. Для этого можно усовершенствовать политику приватизации и ввести рыночную дисциплину для государственных предприятий путем допуска новых частных компаний и выхода нежизнеспособных компаний и улучшения их управления (Кикери и Коло 2005). Еще одним важным компонентом инвестиционного климата страны является надлежащее корпоративное управление, включая вопросы прозрачности. Исследования показывают, что инвесторы готовы платить надбавку 10-12 процентов за акции компаний с заслуживающей доверие системой корпоративного управления (McKinsey & Company 2002). В этой связи, новая инициатива правительства по приватизации в энергетической отрасли может повысить качестве корпоративного управления. Система регулирования (которая слишком подвержена влиянию политики и не имеет достаточной автономии), мониторинг и контроль (которые не достаточно сильны) рыночной власти нуждаются в значительном укреплении. Еще одной важной проблемой корпоративного управления, требующей решения, является проблема коррупции, особенно если учитывать значительные недостатки в этом вопросе. 28 Производство электроэнергии Электроэнергия в Казахстане производится более 100 электростанциями общей установленной мощностью 20,8 гигаватт (ГВт) и располагаемой мощностью 15,2 ГВт (по состоянию на конец 2014 года; располагаемая мощность равна сниженная тепловая мощность + 30 гарантированной гидромощности). Общее чистое производство в Казахстане в 2015 году составило 90,8 млрд. киловатт-час (кВт-ч) электроэнергии, при этом более 81,6 процентов было обеспечено тепловым электростанциями (ТЭС), работающими на угле, 8,0 процентов – электростанциями, работающими на газе, 10,2 процентов – гидроэлектростанциями (ГЭС), менее 1 процента – возобновляемыми источниками энергии (включая гидроэлектростанции малой мощности). В 2013 году около 70 процентов установленной мощности считалось технически устаревшей. Средний срок службы ТЭС равнялся 28,8 годам (при этом 57 процентов из них действовали 36 лет). Их термический к.п.д. в среднем составлял 32 процента по сравнению с 42 процентами в ведущих западных электроэнергетических системах. Срок службы 57 процентов ГЭС превышает 30 лет. Экологические показатели большинства ТЭС низкие, несмотря на то, что 45 процентов атмосферного загрязнения связано с электроэнергетическим сектором («KazEnergy» 2015). Большая часть электроэнергии, производимой в Казахстане, обеспечивается угольными электростанциями, которые сосредоточены на севере страны возле угольных шахт (Рисунки 3.3 и 3.4). Крупнейшие ТЭС включают следующие: • Экибастузская государственная районная электростанция (ГРЭС) ГРЭС-1, • Экибастузская ГРЭС-2, • Электростанция Евроазиатской энергетической корпорации, • ГРЭС «Kazakhmys Energy» • Жамбылская ГРЭС. Крупнейшие ГЭС в основном используются для удовлетворения пикового спроса и включают следующие: • Бухтарминская ГЭС, • Усть-Каменогорская ГЭС, • Шульбинская ГЭС. Крупнейшие теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) включают следующие: • Карагандинская ТЭЦ-3 (Энергоцентр), • Темиртауская ТЭЦ-ПВС, ТЭЦ-2 («Arcelor Mittal»), • ТЭЦ ССГПО («ENRC Corporation») • Балхашская ТЭЦ и Жезказганская ТЭЦ («Kazakhmys Energy»), • ТЭЦ-1 («Aluminum of Kazakhstan» и «ENRC Corporation»). Рисунок 3.3 Установленная мощность, по видам топлива и зонам 29 Север Юг Запад Казахстан, всего Уголь Гидро Пиковый спрос в 2014 г Пр. газ ВИЭ Рисунок 3.4 Мощности, эксплуатируемые на пониженном режиме, по видам топлива и зонам Мегаватт Север Юг Запад Казахстан, всего Уголь Гидро Пиковый спрос в 2014 г Пр. газ ВИЭ Учитывая значительные урановые запасы в Казахстане, с давних пор были планы по строительству дополнительных атомных электростанций, хотя пока сделано очень мало. Правительство рассматривает вопрос о строительстве двух атомных электростанций возле города Курчатов на северо-востоке страны и на северном побережье озера Балхаш на юге страны. Согласно данным Министерства энергетики, установленная тепловая мощность составляет около 17,1 ГВт на 34 ТЭС, при этом располагаемая мощность равна 14,1 ГВт. Установленная мощность гидроэлектростанций равна 2,2 ГВт, при этом средний коэффициент мощности составляет 40 процентов. После обретения страной независимости почти все генерирующие компании были приватизированы и переданы местным и иностранным стратегическим инвесторам, в том числе несколько компаний – в рамках концессионных соглашений. Однако из-за ухода нескольких иностранных инвесторов уровень частной собственности значительно снизился. Постепенный процесс повторной национализации в последние годы ускорился в связи с активной стратегией поглощения, реализуемой АО «Самрук-Энерго», государственным холдингом, входящим в состав «Самрук -Казына». В настоящее время АО «Самрук-Энерго» принадлежит около 40 процентов генерирующих мощностей 30 страны, что представляет риск для сохранения конкурентных условий в этом подсекторе. Оптовый рынок претерпел стремительные изменения, которые привели к образованию олигополистической структуры. В 2014 году правительство инициировало «вторую волну приватизации». В рамках этой программы вывод инвестиций с передачей частному сектору планируется только в отношении двух генерирующих дочерних компаний АО «Самрук-Энерго». То, что АО «Самрук-Энерго» и АО «KEGOC» принадлежат одной и той же компании («Самрук- Казына»), увеличивает риск чрезмерной рыночной власти на оптовом уровне. Эта обеспокоенность обоснована, учитывая преобладающую в последнее время ситуацию с ограниченной мощностью. Проблема конкуренции усложняется тем, что несколько электростанций принадлежит и управляется крупными промышленными предприятиями в целях самостоятельной генерации7, и большая часть производимой электроэнергии не поступает на национальный оптовый рынок, что ограничивает сферу конкуренции между генерирующими компаниями. Большинство генерирующих компаний, даже небольшие ТЭЦ, считаются «доминирующими» на национальном или региональном уровне в соответствии с антимонопольным законодательством и включены в соответствующий реестр доминирующих компаний. Однако обеспечение исполнения антимонопольного законодательства является слабым. Кроме вреда конкуренции, потенциальным недостатком сильно сконцентрированного генерирующего рынка является то, что у компаний, обладающих рыночной властью, может не быть достаточных стимулов для инвестиций. На самом деле, сдерживание новых инвестиций может быть средством для увеличения цен и повышения прибыли доминирующими компаниями (МАЭ 2002). В течение значительного периода времени после обретения страной независимости, большое количество генерирующих компаний, многие из которых были частными, и наличие большого избытка генерирующей мощности, унаследованной от бывшего Советского Союза, создали плодотворную почву для острой, беспощадной конкуренции между генерирующими компаниями за клиентов, платящих наличными, на либерализованном оптовом рынке. В результате, а также из-за чрезвычайно низких цен на уголь, тарифы по производству электроэнергии были низкими и едва покрывали операционных расходы производства. В связи с этой ситуацией, было мало ресурсов для долгосрочной модернизации и замены активов, не говоря уже о систематическом расширении мощности для подготовки сектора к предстоящему резкому росту энергопотребления, начиная с 2010 года. В течение длительного времени производство застряло в режиме краткосрочного выживания. Политика правительства не могла найти правильного баланса между полной либерализацией и достаточным обеспечением генерирующих компаний ресурсами для модернизации и расширения. Кроме того, излишек мощности затмевал необходимость долгосрочного видения. На фоне очень непредсказуемой и несовершенной регулирующей и инвестиционной среды, рыночные цены, отражающие только стоимость энергии, были слишком низки для привлечения серьезных компаний, желающих инвестировать в производство8. Инвестиции были недостаточны даже для обычного технического обслуживания и реконструкции, не говоря уже об увеличении мощности . К концу 2000-ых годов, сильный рост потребления и отсутствие масштабных инвестиций в новое производство привели к практическому исчезновению большого излишка генерирующей мощности в стране. Казахстан столкнулся с проблемой надвигающегося дефицита мощности и связанным с ним риском дефицита электроэнергии во всей экономике. Такой дефицит мог бы ослабить экономику и вызвать рост тарифов и увеличение стоимости топлива, угрожая тем самым социальной стабильности и снижая конкурентоспособность энергоемкого экспорта на внешних рынках. На фоне неблагоприятной регулирующей среды, электроэнергетический сектор столкнулся с глубокой проблемой привлечения новых инвесторов. 31 Запас генерирующей мощности быстро и неуклонно сокращался, с 53 процентов в 2000 году до опасно низкого уровня, 4 процента в 2012 году (Рисунок 3.5)9. Особенно в период зимней пиковой нагрузки, электроэнергетическая система Казахстана сталкивается с тревожно низким запасом мощности и риском незапланированного отключения в отсутствие прерываемых контрактов с крупными потребителями, при наличии которых последние были бы готовы снижать потребление в критические периоды низкой резервной мощности10. Значительный риск аварий или вынужденных отключений, вызванных техническим износом и плохим обслуживанием большей части энергетического оборудования, еще больше повышает возможность аварийных мер, оперативного дефицита и отключений. Большинство электростанций очень неэффективны11, и значительная часть установленной мощности не доступна для эксплуатации. Кроме того, экологические показатели электростанций намного отстают от принятых международных норм. Что еще больше усложняет проблему, повторяющийся, масштабный, незапланированный «импорт» электроэнергии Узбекистаном из Казахстана в рамках синхронно объединенной Центрально-азиатской электроэнергетический системы еще больше напрягает и без того низкий резерв мощности. Рисунок 3.5 Сокращение соотношения предложения и спроса и резервы мощности, 1993-2014 годы Запас мощности (%) Мегаватт Установленная мощность (МВт) Запас мощности Располагаемая мощность (МВт) Пиковый спрос (МВт) На фоне тревожных перспектив деструктивной нехватки мощности перед правительством стоял выбор из двух главных вариантов решения долгосрочной проблемы надежности и безопасности электроэнергетической системы. Одним вариантом было проведение активной либерализации рынка, начавшейся в середине 1990 -ых годов, и допущение роста цен на электроэнергию в связи с разрывом между спросом и предложением. Это подход дал бы соответствующие сигналы рынку для привлечения инвесторов в ожидании высоких цен. Это было нормальным давлением рынка, вызванным фундаментальными факторами спроса и предложения. Однако правительство решило, что было бы слишком рискованно полагаться исключительно на рыночный механизм в ситуации, которая все больше воспринималась как национальное чрезвычайное экономическое положение, требующее быстрых результатов, которые рынок не смог бы обеспечить в нужные сроки. Кроме того, было сильное опасение, что электроэнергетический сектор мог стать плодотворной почвой для спекулянтов, ищущих возможности, чтобы «ограбить» систему и воспользоваться нарушением баланса между 32 предложением и спросом. Утверждалось, что некоторые собственники электростанций будут выводить все доходы, полученные от высоких цен, вместо осуществления инвестиций в сектор. Исходя из этих соображений, разработчики политики хотели создать систему, явный договор с генерирующими компаниями, которая бы одновременно вынуждала и стимулировала все крупные генерирующие компании делать необходимые инвестиции. В то же время, обеспечивалось бы, что растущие доходы от увеличения тарифов использовались только для осуществления крайне необходимых инвестиций в повышение надежности и мощности, а не утекали из сектора (KEMA 2013). В рамках этого второго варианта, учитывая отсутствие привлекательной инвестиционной среды и организованного рынка мощности, правительство спешно прибегло к двум подходам. Первый подход включал специальную модель привлечения инвесторов «Балхаш», в рамках которой корейским инвесторам на основе долгосрочного договора о покупке электроэнергии (ДПЭ) была предоставлена лицензия (без конкурсных торгов) на строительство угольной электростанции мощностью 1 320 МВт на озере Балхаш. Хотя эта модель называлась моделью независимой энергетической компании, этот подход явно был неустойчивым в долгосрочной перспективе. К тому же, эта модель не сработала даже для Балхашской электростанции12. Второй (массовый) подход предусматривал введение правительством административного регулирования тарифов на производство электроэнергии в 2009 году. Эта система предполагала введение верхних пределов (также называемых максимальными или «инвестиционными» тарифами) для всех крупных генерирующих компаний (включая частные) для осуществления новых инвестиций в модернизацию и расширение мощности. Эта система обязательств по инвестициям, управляемая государством, проходила под лозунгом: «повышенные тарифы для новых инвестиций». Она также включала жесткие ограничения по использованию прибыли от увеличения тарифов на производство электроэнергии. Была использована сложная и не полностью прозрачная система, по которой генерирующие компании были разделены на 13 «тарифных групп» по виду электростанции, виду топлива и расстоянию от источника топлива. В каждой тарифной группе был установлен растущий верхний лимит (предел) на период из семи лет, который ежегодно корректировался. Все генерирующие компании должны были в соответствии с законодательно установленным требованием разработать среднесрочную инвестиционную программу. Каждая генерирующая компания провела определенную инвестиционную программу взамен увеличения тарифов, которые не должны были превышать верхний предел по данной тарифной группе. Как и ожидалось, фактические тарифы повысились до уровня, относительно близкого к верхнему пределу. Например, верхний предел тарифа по крупной государственной районной электростанции, Экибастузской ГРЭС-1, верхний предел тарифа и фактический тариф составили 8,0 тенге / кВт-ч (или 4,4 цента США / кВт-ч) и 7,12 / кВт-ч (4,0 цента США / кВт-ч), соответственно, в 2014 году. За несоблюдение инвестиционных обязательств предусмотрены санкции. В соответствии с Законом об электроэнергии, эта система будет действовать до конца 2015 года. Разрешенное увеличение тарифов было существенным. Так, в Категории 1, которая включает три крупные угольные электростанции, составляющие большую часть производства электроэнергии на Экибастузе, было разрешено повышение почти в 2,5 раза (или на 25 процента в год) между 2008 и 2015 годом (см. Приложение A). Увеличение тарифа позволило генерирующим компаниям профинансировать почти половину их инвестиций из собственных ресурсов; остаток был профинансирован государством и, в небольшом объеме, за счет коммерческих займов13. Как и ожидалось, фактические тарифы были относительно близки к разрешенным максимальным тарифам. 33 Нужно отдать должное, эта государственная программа вызвала инвестиционный минибум, в среднем по 28 процентов в год в период между 2009 и 2015 годом, что стало резким увеличением по сравнению с предыдущим периодом. Инвестиции, сделанные в период между 2009 и 2014 годом, составили 2 230 млрд. тенге (около 14 млрд. долл. США по среднему обменному курсу) и привели к реконструкции около 5 000 МВт существующей мощности и дополнительным 1 700 МВт новой мощности. Модернизированная и расширенная генерирующая мощность повысила надежности системы. Так, количество аварийных отключений на крупных электростанциях национального значения уменьшилось с 131 в 2008 году до 39 в 2013 году, сократив тем самым продолжительность отключений с 3 200 до 900 часов в год. Разница между установленной и располагаемой мощностью сократилась на 20 процентов. Существовавший до этого дефицит мощности был устранен, и в 2014 году в казахстанской системе был излишек располагаемой мощности, равный около 1 600 МВт, что обеспечило предельный запас мощности 12 процентов – намного выше, ранее преобладавшего низкого предельного запаса мощности. Снижение темпов роста потребления на фоне недавнего спада экономики, связанного с ценами на нефть, еще больше уменьшило давление на сектор производства электроэнергии. В то же время, возникло обоснованная обеспокоенность по поводу эффективности, прозрачности и долгосрочной устойчивости этой инвестиционной тарифной программы. Хотя, на самом деле, были сделаны существенные новые инвестиции, программа все еще представляет собой неэффективную, непрозрачную систему, в которой можно торговаться и принимать решения по усмотрению. Некоторые казахстанские должностные лица и независимые эксперты считают программу неэффективной и слишком дорогой, а большое повышение тарифов – необоснованным. Государственный аудит программы за 2010-2014 годы установил несколько недостатков, включая «ненадлежащее использование» приростного дохода от тарифов, т.е. эти доходы не были полностью использованы для модернизации и расширения мощности. В некоторых случаях часть доходов использовалась для финансовых инвестиций или для увеличения дивидендов собственникам. На самом деле, верхние пределы привели к существенному увеличению тарифов по производству электроэнергии и сильному улучшению финансового положения некоторых генерирующих компаний в нескольких тарифных группах, хотя их уровни все еще низки осуществления коммерчески жизнеспособных крупномасштабных генерирующих проектов «с нуля». Очевидно, что верхние пределы тарифов произвольно отсекают некоторые обоснованные высокие цены (т.е. цены, которые правильно отражают базовый дефицит мощности). Таким образом, верхние пределы цен снижают поток доходов для генерирующих компаний, создавая тем самым недостаток общей прибыли по инвестициям. Существующая административная система тарифов не привлекательна для иностранных инвесторов. Кроме того, возникает вопрос об экономической эффективности осуществленных инвестиций (т.е. были ли они выполнены с наименьшей стоимостью или, по крайней мере, с разумной стоимостью). В 2009-2014 годах реконструкция и расширение мощности в целом обошлось довольно дорого, в среднем 2 100 долл. США на киловатт (кВт). Это сопоставимо с капитальными затратами на новое угольное производство электроэнергии. При этом лишь четверть мощности, прошедшей реконструкцию / расширение, было новой. Возврат к регулированию тарифов на производство электроэнергии путем введения верхних пределов цен в конкурентном сегменте электроэнергетической отрасли был большим шагом назад от ранее конкурентного развития казахстанского электроэнергетического рынка, который привел к чрезмерному контролю инвестиционного процесса государством. Маловероятно, что максимальные тарифы и инвестиционные обязательства, возложенные на каждую группу генерирующих компаний, были экономически эффективными. Верхние пределы тарифов по каждой 34 группе генерирующих компаний были основаны на оценке правительства, отражающей административный процесс необходимых или приемлемых уровней технического обслуживания, реконструкции, модернизации или нового строительства по каждой группе. В этом процессе торгуются две стороны. Собственники и операторы электростанций могут лучше принимать инвестиционные решения, не обосновывая их в бюрократическом процессе, где им приходится торговаться. Из-за этих недостатков и основополагающей несогласованности процесса с базовым принципом либерализованного электроэнергетического рынка, заявленным в числе целей новой отраслевой стратегии государства в Энергетической концепции 2030, система максимальных тарифов не обеспечивает эффективного решения для долгосрочных инвестиционных потребностей Казахстана. Тем не менее, правительство в 2015 году решило продлить систему предельных тарифов еще на семь лет (2016-2022 годы), увеличив при этом число тарифных групп до 16 и заморозив тарифы на весь новый период на уровне, установленном в 2016 году14. В качестве новой характеристики, в дополнение к тарифам на энергию были установлены тарифы по доступности мощности (в тенге / МВт / месяц) на тот же самый период, и эти тарифы были заморожены на уровне 2016 года. Таким образом, начиная с 2016 года, действует двухуровневый тарифный режим, включающий компонент по плате за мощность, в котором государство устанавливает предельные тарифы за энергию на среднесрочный период. Очевидно, что на фоне высокой инфляции, наблюдаемой в Казахстане после большого падения курса национальной валюты в августе 2015 года, замороженные тарифы не будут устойчивыми, и, скорее всего, произойдет возврат к их годовой корректировке. В связи с продлением предельных тарифов, введение рынка мощности было перенесено с 1 января 2016 года на 1 января 2018 года. Энергетическая концепция 2030 содержит очень серьезную задачу по мобилизации инвестиций в рамках амбициозного плана правительства по расширению мощности: 7 500 МВт новой мощности в период 2013-2030 годы, оценочная стоимость которых составит около 5,5 млрд. долл. США (325 млн. долл. США в год). Согласно прогнозу данного исследования (Глава 6), в базовом сценарии необходимы даже более высокие среднегодовые инвестиции – 820 млн. долл. США в течение 2015-2045 годов. Предусмотренные в настоящее время противоречивые механизмы рынка производства электроэнергии (верхние пределы цен и рынок мощности, вводимый с большой задержкой) могут вполне оказаться недостаточными для исполнения задач по инвестициям, не говоря уже об их реализации с наименьшей стоимостью и использовании преимущественного частного финансирования. Главным препятствием для участия частного сектора является очень неопределенный инвестиционный климат. Государство постоянно меняет инвестиционное законодательство – изменения вносились пять раз в 2011 году, 39 раз в 2012 году и 270 раз в период между 2014 и 2015 годом, что делает инвестиционную среду очень непредсказуемой. Правительство надеется, что вступление Казахстана во Всемирную торговую организацию в декабре 2015 года станет стимулом для инвесторов, чтобы они более положительно рассматривали электроэнергетический сектор страны. Новая программа правительства по «второй волне приватизации» в секторе производства электроэнергии слишком ограничена, чтобы дать обратный ход недавней тенденции по повторной национализации. Кроме политической воли, крайне необходимая масштабная приватизация зависит от значительного пересмотра нормативно-правовой основы сектора. Передача электроэнергии 35 Управлением национальной сетью электропередачи Казахстана (220 киловольт и выше) занимается АО «KEGOC», государственная компания в структуре холдинга «Самрук-Казына» (Карта 3.3). АО «KEGOC» отвечает за передачу электроэнергии и управление сетью. Карта 3.3 Национальная сеть электропередачи Казахстана Источник: Казахстанская компания по управлению электрическими сетями Кроме того, является системным оператором, АО «KEGOC» отвечает за центральное диспетчерское управление, безопасность системы и международные соединения. В результате масштабных инвестиций в реконструкцию и расширение мощности, надежность системы электропередачи значительно улучшилась15. Учитывая надежность системы и ограничения сети, существующая система центрального распределения, по сути, является системой самораспределения, осуществляемого генерирующими компаниями, по двухсторонним контрактам с клиентами. Недискриминационные права доступа третьих сторон к высоковольтной сети электропередачи – обязательное условие конкурентного электроэнергетического рынка и роста торговли электроэнергией. Законодательство (Закон о рынке электроэнергии и Сетевой кодекс) обеспечивает равный доступ к сети электропередачи (национальной или межрегиональной) для всех соответствующих требованиям участников рынка. Однако режим доступа не является совершенным, в нем нет четких и детальных процедур, протоколов, прозрачности и надежного механизма урегулирования споров. Эти обстоятельства являются одной из причин плохого инвестиционного климата в глазах потенциальных инвесторов казахстанского электроэнергетического рынка. Факторы неопределенности рынка, с которыми сталкиваются новые генерирующие компании, включают будущий спрос и цену, хотя, помимо этого, генерирующей компании необходима уверенность в получении открытого, недискриминационного доступа к соответствующей мощности по электропередаче для поставки электроэнергии покупателю. Вероятность того, что мощность по электропередаче может быть ограниченной (в том числе по усмотрению сетевого оператора), в результате чего не будет получен доступ к сети, является еще одним фактором неопределенности для потенциальной генерирующей компании. Такие ограничения могут возникнуть, по крайней мере, по двум причинам – перегрузка и стратегическое поведение16. В течение 36 последних двадцати лет, части казахстанской сети электропередачи, в особенности межсистемная линия Север-Юг, часто испытывали перегрузку. Такая перегрузка проявляется в большом количестве сбросов нагрузки. Учитывая неопределенность наличия мощности электропередачи в будущем, новая генерирующая компания будет включать в свои расчеты доходов некоторую степень риска того, что произведенная ей электроэнергия может не найти оптимального рынка. Таким образом, инвестиции в такую электростанцию будут требовать компенсации за риск, связанный с ограничением мощности электропередачи. Еще один элемент неопределенности в мощности по электропередаче связан с тем, что большая часть сети электропередачи в Казахстане принадлежит вертикально интегрированным компаниям17. Несмотря на требования об открытом доступе, звучат утверждения о предпочтениях для собственной электроэнергии и ограничениях по передаче электроэнергии других поставщиков. Такие действия приводят к увеличению вероятности нехватки мощности для передачи электроэнергии или ее наличия по недискриминационным причинам. Это тоже представляет барьеры для входа новых компаний. Исходя из этого, существующую систему можно описать как систему с «минимально открытым доступом», вмешательства в которой осуществляются больше по усмотрению и меньше – на основе правил рынка. Из-за ограничений, связанных с перегрузкой в определенных местах, у АО «KEGOC» время от времени появляется возможность принятия решений по своему усмотрению о том, какую операцию купли -продажи исполнять, и какую отклонять. В отсутствие опубликованных протоколов, отражающих такие непредвиденные обстоятельства, у АО «KEGOC» появляется значительное право усмотрения. В более совершенном режиме открытого доступа, в котором, например, есть узловые тарифы, и обеспечивается прозрачность в отношении наличия мощности по передаче в режиме реального времени, вопрос о том, какая сделка будет выполняться в случае перегрузки, решается самими сторонами, одна из которых соглашается платить ренту за перегрузку. Рынок, а не АО «KEGOC», решает, какая сделка пользуется преимуществом в очереди. Эффективные местные ценовые сигналы имеют большое значение для развития новой мощности по передаче электроэнергии. В настоящее время, в отсутствие значимых ценовых сигналов, издержки перегрузки сети неэффективно «социализируются» в результате применения так называемой методики «тарифа почтовой марки» по всей электроэнергетической системе. Практика социализации перегрузки и приростные издержки передачи создают более благоприятные условия для электроэнергетических ресурсов, отдаленных от центров нагрузки, таких как производство в северном Экибастузском хабе; и не вознаграждает надлежащим образом стратегическое месторасположение новых генерирующих компанией вблизи новых центров нагрузки. Управление перегрузкой сети – важная функция системного оператора, обеспечивающая, чтобы система электропередачи не нарушала его операционные лимиты (лимиты безопасности). Управление перегрузкой чрезвычайно важно в большой, сложной сети, такой как в Казахстане; в случае его ненадлежащего исполнения, могут возникнуть барьеры для торговли электроэнергией. Даже после недавнего существенного расширения высоковольтной сети, преимущественно в направлении Север-Юг, ограничения сети все равно время от времени создают проблемы в казахстанской системе, особенно в ситуации сильной пиковой нагрузки18. В идеале, эффективная система управления перегрузкой позволяет всем пользователям сети конкурировать за дефицитные мощности по электропередаче в равных условиях. Исторически, АО «KEGOC» использовало непрозрачную систему квот по распределению перегруженной мощности сети, балансируя систему в режиме реального времени, подвергаясь время от времени обвинениям участников рынка в субъективном, зависимом управлении ограничениями сети19. 37 Еще один вопрос, вызывающий обеспокоенность, - предоставление системных услуг, таких как регулирование напряжения, реактивная мощность, запуск генерации без питания от внешнего источника, т.д. В «режиме минимально открытого доступа» такие услуги оказываются на основе механизмов системного оператора, которые обычно не прозрачны, и объединяются в общую плату, взимаемую со всех пользователей сети. В настоящее время существующие механизмы и отсутствие прозрачности сильно ограничивают способность генерирующих компаний полностью заниматься предоставлением таких услуг. Это означает, что сеть электропередачи открыта для одних сделок, как правило, стандартных сделок купли-продажи, и закрыта для других. Распределение и розничная продажа электроэнергии Региональные сети (до 220 киловольт) эксплуатируются 20-ью региональными энергораспределительными компаниями (РЭК), которым также принадлежат генерирующие компании (преимущественно ТЭЦ) по передаче, распределению и поставке (дочерними компаниями) электроэнергии на своей территории обслуживания (Карта 3.4). Некоторые из них были приватизированы, тогда как другие принадлежат муниципальным органам или холдингу «Самрук-Энерго». Из-за непредсказуемой системы регулирования, которую некоторые участники рынка навязчивой, несколько солидных иностранных инвесторов ушли из подсектора распределения. Система распределения очень разрозненна. Например, в Акмолинской, Алматинской, Карагандинской областях действует более чем одна РЭК, при этом собственной этих компаний зачастую не прозрачна. Кроме того, в которых регионах многие мелкие энергораспределительные компании взаимодействуют напрямую с розничными клиентами. Так, в Карагандинской области действует 42 энергораспределительные компании. Большинство энергораспределительных компаний находятся в трудном положении, как технологическом, так и финансовом. В Казахстане нет систематического учета качества и надежности энергоснабжения на розничном уровне. Энергораспределительные компании не обязаны вычислять стандартные показатели, принятые на международном уровне, для оценки надежности снабжения: Индекс средней продолжительности перебоев в подаче электроэнергии и Индекс средней частоты перебоев в подаче электроэнергии. Однако неофициальные данные указывают на существенные проблемы с качеством и надежностью энергоснабжения, особенно в сельской местности. В 2004 году правительство, стремясь разбить вертикально интегрированную региональную монополию РЭК и ввести конкуренцию на розничном рынке, провело полное разделение системы распределения, выделив функцию снабжения из существующих РЭК и разрешив деятельность автономных энергоснабжающих организаций (ЭСО), на которые приходится большая часть продаж электроэнергии на розничном уровне. Это разделение означало полное юридическое и функциональное разделение (т.е. сетевые, генерирующие и снабжающие компании являются юридически обособленными субъектами). Однако компании могут принадлежать одному собственнику (например, РЭК) в рамках холдинговой структуры. Сетевые компании не могут заниматься покупкой и продажей электроэнергии, не считая покупки электроэнергии для покрытия своих сетевых потерь. В соответствии с законодательством, РЭК должны обеспечивать недискриминационный доступ к своим сетям, считаются естественными монополиями и подлежат регулированию. Карта 3.4 Расположение региональных энергораспределительных компаний 38 Всего действует около 180 ЭСО, многие из которых находятся в частной собственности, при этом 40 процентов достаточно большие и относятся к естественным монополиям, подлежащим регулированию. Некоторые из них поставляют электроэнергию населению, в то время как другие сосредоточены на обслуживании коммерческих и промышленных клиентов. В розничном секторе потребители, потребляющие 1 МВт электроэнергии или больше, имеют право покупать электроэнергию напрямую на оптовом рынке – у генерирующих компаний или на спот-рынке, или у ЭСО. Многие крупные потребители пользуются этой возможностью выбора, поэтому сегмент снабжения крупных потребителей – относительно конкурентный. Тем не менее, мелкие потребители, которые, хоть могут менять своего поставщика в соответствии с законодательством, остаются, по сути, привязанными к местным ЭСО. Во многих регионах местная ЭСО контролирует почти 100 процентов соответствующего рынка. В этом сегменте розничного рынка выбор потребителя существует преимущественно только на бумаге. Отсутствие автоматизированных промышленных измерительных и коммуникационных систем делает розничный доступ технологически очень трудным. Это обстоятельство также не дает региональным ЭСО войти на национальный оптовый рынок и другие региональные рынки через систему электропередачи АО «KEGOC». Еще одним фактором, ограничивающим розничный выбор, является фактическое отсутствие прозрачных и осуществимых правил доступа к сети на уровне распределения, несмотря на законодательно разрешенный открытый доступ. Из-за чрезмерной разрозненности, зачастую непрозрачной структуры собственности, политического влияния на установление тарифов, сильной нехватки средств для модернизации и неэффективной эксплуатации, распределение стало самым слабым звеном в электроэнергетическим секторе Казахстана. Это находит отражение в высокой доле (57 процентов) морально устаревшего оборудования и чрезмерно больших потерях сети, которые в среднем составляют 13 процентов («KazEnergy» 2013). В течение последних двадцати лет подсектор находился в затруднительном финансовом положении и практически в режиме выживания. 39 Хотя жалоб на качество услуг много, разрозненный характер сектора распределения только усложняет проблему. Конечные потребители имеют договорные отношения только с ЭСО, которые не могут владеть низковольтным оборудованием (например, распределительные линии, трансформаторы, счетчики) и эксплуатировать его. Это оборудование принадлежит РЭК. Однако РЭК не взаимодействуют напрямую с потребителями и не несут каких-либо договорных обязательств по решению этих жалоб. Из-за этого разделения обязанностей между РЭК и ЭСО конечные потребители зачастую остаются незащищенными и получают низкое качество услуг. Еще один недостаток розничного рынка – это то, что несколько ЭСО тесно связаны с генерирующими компаниями, являясь их дочерними компаниями по реализации, и поэтому не заинтересованы сильно в поиске самой дешевой электроэнергии на национальном рынке, что ограничивает конкуренцию. Сейчас рассматривается вопрос о внедрении интеллектуальных электросетей и счетчиков20. Учитывая новый упор правительства на Концепцию «зеленой экономики», включая более активное использование богатых ресурсов страны по возобновляемой энергии, направленный сдвиг в строну децентрализованного производства кажется неизбежным. Интеллектуальные электросети особенно хорошо подходят для местного, мелкомасштабного производства электроэнергии на основе возобновляемых источников энергии и его двухсторонней интеграции с электросетью. Централизованное теплоснабжение Значительная часть электроэнергии в Казахстане производится ТЭЦ, общая установленная электроэнергетическая мощность которых составляет 7 ГВт (Карта 3.5). Некоторые ТЭЦ находятся в частной собственности, но большинство – в государственной и муниципальной собственности. Сорок процентов тепловой энергии в стране поступает с ТЭЦ и через сети централизованного теплоснабжения в крупных городах. Большая часть существующей мощности ТЭЦ в стране была построена в период между 1960 и 1980 годом. В связи с этим, эксплуатационные характеристики (надежность и тепловая мощность) – низкие. Так, располагаемая мощность по производству электроэнергии составляет всего лишь 83 процента от проектной мощности. Эта разница еще выше в производстве тепла – 23,4 процента («KazEnergy» 2014, 164). Из-за масштабного технического износа, сектор ТЭЦ сталкивается с огромной необходимостью модернизации и списания устаревшего оборудования. В соответствии с энергетической стратегией правительства, ТЭЦ останутся важной частью энергоснабжения в стране. В настоящее время около 80 процентов мощности ТЭЦ работает на угле. Это болезненный экологический вопрос, потому что ТЭЦ находятся возле (или внутри) городов и не оборудованы в достаточной мере для контроля выбросов. В связи с этим, стратегической целью может стать переход производства ТЭЦ в будущем от угля к газу. В 2013 году общее производство тепла составило 111,7 млн. гигакалорий (Гкал), при этом 30 процентов приходится на долю промышленных заводов. Из оставшихся 77,8 млн. Гкал примерно 50 процентов было произведено ТЭЦ, 20 процентов – другими угольными ТЭС, 30 процентов – котельными. Из 111,7 млн. Гкал произведенного тепла, 12,4 млн. Гкал было использовано для производства электроэнергии, 16,0 млн. Гкал – для собственных нужд. Между тарифами на тепло и электроэнергию происходит существенное перекрестное субсидирование, при котором доли расходов на топливо и эксплуатационные расходы, относимые на счет электроэнергии, непропорционально высоки. Согласно прогнозу «KazEnergy», потребности тепла в Казахстане будут расти на 1,7 процента в год до 2030 года (Рисунок 3.6). 40 Карта 3.5 Распределение производства централизованного теплоснабжения по всему Казахстану: котельные, ТЭЦ и электростанции Тепло, произведенное Тепло, произведенное ТЭЦ котельными Примечание: Гкал = гигакалории Нормативно-правовая основа деятельности ТЭЦ не обеспечивает согласованной и благоприятной среды для их оптимального развития. Хотя цена побочно производимого тепла, относящегося к услугам естественной монополии, регулируется, цена электроэнергии определяется на конкурентном оптовом рынке электроэнергии. На теплоэлектроцентрали сложно разделить стоимость электроэнергии и стоимость тепла. В рамках преобладающей процедуры регулирования, регулирующий орган, по социальным причинам, как правило, относит большую часть общих затрат на производство электроэнергии. Производство тепла, как правило, является убыточным из -за регулируемых тарифов для конечных потребителей, которые сохраняются на низком уровне. Более того, если электрическая нагрузка не достаточна, что обычно происходит в теплые периоды, ТЭЦ приходится переключаться на конденсационный режим, который очень малоэффективен по сравнению с обычными конденсационными электростанциями. Происходящее в результате этого перекрестное субсидирование производства тепла за счет производства электроэнергии приводит к завышению фактической стоимости электроэнергии, что делает ТЭЦ менее конкурентоспособными на оптовом рынке электроэнергии. В результате этих факторов, сектор ТЭЦ испытывает сложности с привлечением инвесторов для новых объектов. Тем не менее, крупнейшие ТЭЦ были включены в государственную программу по электроэнергетическому сектору «Тарифы для инвестиций», которая предусматривает ежегодное повышение предельных тарифов ТЭЦ в 2009-2015 годах, включая компонент по доходам на инвестиции, согласованный с правительством. 41 Рисунок 3.6 Производство тепловой энергии, до 2030 года Гкал, млн. Поставки ТЭС Поставки другими Спрос городских источниками потребителей на тепло тепла Источник: «KazEnergy 2013» Примечание: ТЭС = теплоэлектростанция Структура возобновляемых источников энергии Организационная и договорная структура Организационно-договорной механизм продажи электроэнергии от возобновляемых источников энергии в Казахстане отличается от оптового рынка. В то время как структура последнего основана на двухсторонних контрактах между генерирующими компаниями и крупными потребителями, а также ЭСО, законодательство в отношении продажи электроэнергии от возобновляемых источников энергии предусматривает продажу и покупку электроэнергии через единого покупателя, Расчетно-финансовый центр (РФЦ). РФЦ обязан покупать не только электроэнергию от возобновляемых источников энергии, но и всю электроэнергию операторов возобновляемых источников энергии в рамках 15- летних договоров о покупке электроэнергии. РФЦ затем смешивает электроэнергию от возобновляемых источников энергии для последующей продажи обычным генерирующим компаниям (условным потребителям). Однако если какие-либо из этих потребителей отменяют покупку по какой-либо причине, платежи РФЦ за электроэнергию от возобновляемых источников энергии должны быть перераспределены между оставшимися условными потребителями за весь объем необходимой возобновляемой энергии. Для достижения справедливого и равного распределения затрат между всеми клиентами, условные потребители продают электроэнергию от возобновляемых источников энергии крупным потребителям и ЭСО вместе со своей собственной энергией. Принимая во внимание регулирование предельных тарифов обычных генерирующих компаний, нужно учитывать стоимость передачи электроэнергии конечному потребителю путем включения дополнительных затрат, хотя в настоящее время нет такого явного требования со стороны регулирующих органов. Продажа и покупка электроэнергию от возобновляемых источников энергии через единого покупателя не является необычной практикой; она происходит регулярно для образования пулов рынка. Однако в Казахстане два фактора делают договорную структуру нетипичной и, в некоторой степени, сложной: 42 • Отсутствие рынка «единого покупателя», на котором электроэнергия обычно продается по прямым двухсторонним контрактам. Таким образом, РФЦ является структурой, покупающей электроэнергию от возобновляемых источников энергии, и, в отличие от других единых покупателей, которые обычно являются государственными предприятиями (например, Украина) или входят в структуру системного оператора (например, бывшая югославская республика Македония и Сербия), это слабая организация без истории и не интегрированная в достаточной степени в рыночную структуру. У РФЦ нет необходимой кратко- и долгосрочной репутации, необходимой для заключения долгосрочных договоров о покупке электроэнергии с международными банками. • Участие условных потребителей (т.е. обычных генерирующих компаний) в цепочке платежей и на этапах планирования, распределения и балансирования электроэнергии от возобновляемых источников энергии не имеет аналогов в других странах. В Казахстане посчитали, что будет легче взимать тариф по поддержке возобновляемых источников энергии с обычных генерирующих компаний, чем напрямую с крупных потребителей и ЭСО. Хотя у этой модели могут быть преимущества, она отражает недопонимание структур электроэнергетического рынка и приводит к проблемам во взаимодействии между рынком возобновляемых источников энергии и оптовым рынком. Организационно-договорная структура продажи электроэнергии от возобновляемых источников энергии на казахстанском рынке представляет множество проблем. Необходимо рассмотреть вопрос о внедрении дополнительных мер по интеграции рынка, пересмотре юридической структуры РФЦ или обеспечении дополнительных гарантий. Тарифы на поставку электроэнергии в сеть Тарифы на поставку электроэнергии в сеть, называемые в Казахстане «фиксированные тарифы» и используемые для стимулирования инвестиций, основаны на подходе бенчмаркинга, в котором фиксированные тарифы устанавливаются на основе тарифов на поставку электроэнергии в сеть, действующих в выбранных странах с похожими условиями. Хотя непрозрачный характер широко используемых фиксированных тарифов вызывает вопросы некоторых инвесторов и экспертов, они признаются международными финансовыми учреждениями. Период действия фиксированного тарифа составляет 15 лет, что соответствует мировой практике. К разным видам технологий (например, ветровая энергия, солнечная энергия, гидроэнергия, биогаз) применяются отдельные фиксированные тарифы, которые ежегодно корректируются с учетом инфляции после введения установки в эксплуатацию. Фиксированные тарифы не зависят от размера проекта или наличия ресурсов, т.е. они не учитывают ни экономию от масштаба проектов разного размера, ни более низкую удельную стоимость в более привлекательных месторасположениях. Однако на начальном этапе введения системы фиксированных тарифов, наличие небольшой степени дифференциации не является необычным. Система фиксированного тарифа в Казахстане в настоящее время не содержит ограничений по соответствию требованиям. Энергетические проекты, отвечающие базовым условиям регистрации, добавляются в перечень проектов системы фиксированного тарифа. Обеспокоенность правительства слишком быстрым и высоким притоком проектов по возобновляемым источникам энергии может привести к пересмотру и / или ограничениям, хотя это еще не подтверждено. Тем не менее, правительство признало, что по некоторым проектам фиксированные тарифы не были подходящими, и произвольно утвердило отдельные фиксированные тарифы по местным солнечным и ветровым электростанциям, связанным с ЭКСПО 201721. Хотя эти специальные фиксированные тарифы невысоки по объему (37 МВт по местной солнечной энергии и 100 МВт по ветровой энергии), они существенно выше 43 обычных фиксированных тарифов по этим видам технологий, примерно в три раза. Такие высокие фиксированные тарифы вызывают обеспокоенность, так как они носят специальный и, следовательно, дискриминационный характер. Законность этих специальных фиксированных тарифов тоже вызывает сомнения. Подключение возобновляемой энергии к сети В принципе, существующее законодательство обеспечивает гарантированное подключение к сети, предусматривает, что сетевые компании обязаны подключать производителей возобновляемой энергии в любом месте, и устанавливает, что необходимость модернизации не является веской причиной для отказа. Более того, производители возобновляемой энергии должны платить только за подключение своей установки к «ближайшей точке подключения» в сети и не отвечают за другие расходы (т.е. «поверхностное ценообразование» в литературе). На практике, однако, при подключении казахстанских производителей возобновляемой энергии возникают значительные проблемы: • Несмотря на то, что затраты по принципу поверхностного ценообразования, необходимые для модернизации, должны покрываться за счет сетевого тарифа и производителей возобновляемой энергии, на практике это не может быть обеспечено сетевой компанией из-за существующих требований законодательства. • В настоящее время необходимо официальное соглашение о подключении, и договор о покупке электроэнергии не включает право подключения. • В Сетевом кодексе нет конкретных технических правил по возобновляемой энергии, что позволяет сетевым компаниям принимать невозможные требования. Эти проблемы подключения возобновляемой энергии не банальны и представляют реальное препятствие для развития возобновляемой энергии в Казахстане. Хотя установленные законодательством права операторов возобновляемой энергии по подключению беспрецедентно благоприятны, на практике сетевые компании не могут исполнять свою правовую обязанность. Планирование, распределение и балансирование На производителей возобновляемой энергии должны распространяться те же сроки планирования, как и на других производителей. Правила централизованной покупки и продажи РФЦ предусматривают, что производители возобновляемой энергии должны предоставлять месячные, дневные и часовые графики поставки электроэнергии на следующий месяц, задолго до фактического производства. Хотя производители возобновляемой энергии не несут ответственность за точность прогноза, они, тем не менее, предоставляют дневные прогнозы. Поскольку РФЦ несет обязательство по покупке и распределению произведенной электроэнергии, производители возобновляемой энергии в соответствии с законодательством должны пользоваться приоритетом при распределении электроэнергии. Однако распределение больше является подразумеваемым понятием, чем явной обязанностью системного оператора и сетевых операторов. Это понятие усиливается отсутствием в договорной структуре подходящих отношений между оператором возобновляемой энергии и системным оператором и сетевыми операторами. В существующей нормативно-правовой среде генерирующие компании обычно заключают так называемые диспетчерские контракты, а не контракты на подключение, хотя первые не подходят для возобновляемой энергии и не касаются приоритетного распределения или гарантированной реализации. В связи с этим не ясно, как приоритетное распределение будет действовать в сети при обычных обстоятельствах или нестандартных условиях (например, перегрузка сети). Нет четких процедур на случай снижения и 44 перераспределения возобновляемой энергии или в отношении степени компенсации возобновляемой энергии. Освобождение операторов возобновляемой энергии от прямых затрат балансирования является конкретной частью казахстанской системы поддержки возобновляемой энергии. В связи с этим, необходимо покрывать дополнительные затраты балансирования, которые несет система или другие участники рынка. Тарифное регулирование и субсидии Тарифное регулирование раньше осуществлялось отдельным АРЕМ. В 2015 году АРЕМ было преобразовано в Комитет по регулированию естественных монополий и защите конкуренции Министерства национальной экономики. Государственная система регулирования развилась за последние двадцать лет. Однако в отраслевом регулировании еще нет достаточной степени автономии, и оно сильно подвержено политическому влиянию на национальном и региональном уровне, а также разным степеням «захвата регулятора» влиятельными действующими компаниями и политическими структурами22. В вопросе тарифного регулирования Энергетическая концепция 2030 уделяет непропорционально много внимания сдерживанию роста тарифов вместо фиксированного по времени плана перехода к разумной, профессиональной нормативно-правовой основе, включая ориентированное на результат тарифное регулирование. Профессионально управляемый и разумный автономный регулирующий орган чрезвычайно важен для: (a) улучшения деятельности сегментов естественной монополии электроэнергетического сектора; (b) поддержки конкуренции в состязательных сегментах рынка; (c) привлечения инвесторов в сектор, в том числе в перспективный сектор возобновляемой энергии. Передовая мировая практика показывает, что хорошо разработанная и заслуживающая доверия система регулирования снижает стоимость частного капитала для электроэнергетического сектора. Это важно преимущество для сложившейся в Казахстане ситуации с ограниченной мощностью. Тарифы на электроэнергию лучше всего служат общественным интересам, когда они устанавливаются в рамках прозрачного, подотчетного процесса с участием заинтересованных сторон. Процедурная ясность включает определение нормативно - правовой основы; ключевых лиц, принимающих решения, и процедур установления и пересмотра тарифов; процедур и площадок, позволяющих потребителям и другим заинтересованным сторонам участвовать в принятии решений, обжаловать решения, требовать удовлетворения жалоб. Казахстану еще нужно многое сделать для создания такой тарифной системы. Исторически, тарифная система действовала по традиционному принципу «затраты плюс». Хорошо известным недостатком этого метода является то, что он снижает стимулы регулируемых компаний для минимизации затрат и повышения качества услуг. Этот недостаток наблюдается в Казахстане по всей цепочке добавленной стоимости электроэнергии. Хотя в некоторых сферах регулирование работает достаточно хорошо (например, установление тарифов на передачу электроэнергии), в других сферах оно остается слабым (например, регулирование розничных тарифов и мониторинг / обеспечение недискриминационного доступа третьих сторон к сетям), допуская тем самым возможность усмотрения в регулировании и политического вмешательства. Некоторые важные аспекты регулирования, такие как стандарты качества услуг, мониторинг рыночной власти, перекрестное субсидирование между регулируемыми и конкурентными услугами, урегулирование споров, все еще не получили достаточного внимания, в том числе в Энергетической концепции 2030. АРЕМ, укомплектованный кадрами с недостаточной технической квалификацией и в ограниченном количестве, сталкивался с большими проблемами регулирования23. 45 Регулирование тарифов на производство электроэнергии: шаг назад в прошлое Тарифы на производство электроэнергии регулируются в административном порядке с 2009 года на основе верхних пределов (т.е. максимальных или «инвестиционных» тарифов). Была использована сложная и не полностью прозрачная система, по которой генерирующие компании были разделены на 13 тарифных групп по виду электростанции, виду топлива и расстоянию от источника топлива. В каждой тарифной группе был установлен растущий верхний лимит (предел) на период из семи лет (2009-2015 годы), который ежегодно корректировался. Все генерирующие компании должны были в соответствии с законодательно установленным требованием разработать среднесрочную инвестиционную программу. Каждая генерирующая компания провела определенную инвестиционную программу взамен увеличения тарифов, которые не должны были превышать верхний предел по данной тарифной группе. Как и ожидалось, фактические тарифы повысились до уровня, относительно близкого к верхнему пределу. В 2015 году эта система была проделана еще на семь лет, и было добавлено еще три тарифные группы (Приложение A). Регулирование тарифов на передачу электроэнергии Тариф на передачу электроэнергии утверждается регулирующим органом на основе «обоснованные затраты плюс», включая стоимость утвержденных правительством новых инвестиций. Теоретически, тариф приблизительно равняется долговременным предельным издержкам. Тариф частично и прозрачно делится на транзит, распределение и некоторые (но не все) системные услуги. В рамках проекта по передаче электроэнергии «Север-Юг», который финансировался Всемирным банком, Казахстан внедрил современные зональные тарифы, приближенные к разной финансовой стоимости оказываемых услуг по передаче электроэнергии. Зональные тарифы должны были дать правильные сигналы о месторасположении новых мощностей по производству и передаче электроэнергии и способствовать конкуренции между генерирующими компаниями на фоне существующего дефицита и излишков электроэнергии в электроэнергетических регионах страны. Такие тарифы особенно хорошо подходят для больших и разрозненных электроэнергетических систем, таких как в Казахстане. Однако вместо усовершенствования концептуально правильной системы ценообразования, АРЕМ отменило ее (после закрытия проекта Всемирного банка), утверждая, что расширение сети (включая строительство второй межсистемной линии «Север-Юг») сделало зональные тарифы излишними. Был снова введен национальный единый тариф (воплощающий неэффективный принцип «почтовой марки»). Регулирование розничных тарифов Розничные тарифы сложны и отличаются существенно в зависимости от региона, категории потребителей, времени и объема потребления. Старая система (до 2013 года) чрезмерно регулировалась, не была достаточно обоснована с рыночной точки зрения и не всегда последовательно применялась во всех региональных филиалах АРЕМ, которые были особенно сильно подвержены политическому давлению и «захвату регулятора». Кроме тарифов для населения, регулируются тарифы для всех потребителей на уровне распределения, которые покупают электроэнергию к ЭСО. Для населения действует простое ценообразование из двух частей в зависимости от времени потребления (дневные и ночные тарифы), для юридических лиц действует ценообразование из трех частей (с добавлением пиковых тарифов). Регулируемые розничные тарифы дифференцируются в 46 зависимости от региона с учетом значительной разницы в базовой стоимости (Рисунок 3.7). В январе 2013 года тарифное регулирование РЭК перешло с принципа «затраты плюс» на модель бенчмаркинга, чтобы усилить операционные и финансовые результаты, которые в целом тогда были плохими. Для бенчмаркинга РЭК использовались финансовые и операционные показатели подобных компаний. Каждой РЭК была дана задача по повышению эффективности деятельности с включением затрат инвестиционных проектов в тарифы компании, которые утверждались на трехлетний период с возможностью ежегодной корректировки. По разным причинам, в том числе из -за сложностей с поиском правильного «лидера» подсектора для бенчмаркинга, произвольных решений регулирующего органа о коэффициенте эффективности («коэффициент X»), отсутствия значимого инвестиционного компонента в конечном тарифе, и низких общих финансовых результатов большинства РЭК, в августе 2015 года правительство решило отменить систему бенчмаркинга как неуспешную. Таким образом, в январе 2016 года тарифы на распределение электроэнергии перешли с методики бенчмаркинга к противоречивой системе «предельный тариф плюс инвестиционные обязательства», которая действовала в секторе производства электроэнергии с 2009 года. Рисунок 3.7 Тарифы для населения, по регионам В центах США / кВт-ч, без НДС Источник: Министерство энергетики По ЭСО, относящимся к естественным монополиям, регулирующий орган применяет надбавку за поставку. Однако, преимущественно по социальным причинам, регулирующий орган часто и произвольно замораживает розничные тарифы, даже когда цены растут на оптовом рынке24. Это вредит конкуренции в розничном секторе и угрожает ЭСО банкротством25. При ставке около 2,3 центов США / кВт-ч, наценка распределения сокращается, что в большой степени объясняет низкие финансовые результаты подсектора26. Недавнее сильное падение курса тенге еще больше ослабило кредитные профили нескольких РЭК из-за валютной разницы между их долгом и доходами и отсутствия хеджирования по снижению валютного риска. Динамика среднего розничного тарифа для населения показана на Рисунке 3.8. Рисунок 3.8 Средний тариф для населения, 2007-2014 годы 47 В центах США / кВт-ч, без НДС Источник: Министерство энергетики Главными задачами регулирования, требующими решения в будущем, являются следующие: • Пересмотр общей институциональной структуры в целях формирования упрощенной и эффективной системы регулирования, способствующей привлечению крайне необходимых инвестиций и международных экспертных знаний в электроэнергетический сектор. Необходимо значительно усилить регуляторный потенциал и повысить автономию регулирующего органа для повышения доверия среди участников рынка. Структура управления регулирующего органа (условия занятости ключевого персонала, структура правления, бюджет) должна быть усовершенствована в соответствии с передовой практикой. • Введение стимулирующего (ориентированного на результат) регулирования по всей цепочке добавленной стоимости электроэнергии вместо регулирования стоимости услуг. • Введение перспективных географических (узловых или зональных) сигналов цен на передачу электроэнергии для правильного отражения стоимости поставленной энергии и недопущения «социализации» стоимости компенсации ограничений сети (как это происходит в настоящее время в рамках национального единого тарифа за передачу электроэнергии). Узловое ценообразование предусматривает более высокие цены на электроэнергию при поставке в перегруженные участки. • Восстановление баланса в тарифной структуре путем более точного согласования регулируемых розничных тарифов со стоимостью оптовой электроэнергии. Регулирование должно избегать замораживания розничных тарифов, которое подвергает распределительные компании неустойчивому давлению на поток денежных средств, когда растущая оптовая стоимость приближается (или даже превышает) фиксированные розничные тарифы. • Отмена регуляторного установления розничных тарифов, начиная с небытовых потребителей, после формирования зрелого, конкурентного розничного рынка. • Введение динамичного (полностью дифференцированного по времени использования) ценообразования на розничном уровне, сначала для крупных 48 потребителей, потом для населения, при условии обязательной установки почасовых цифровых счетчиков (интеллектуальные счетчики). • Внедрение системы мониторинга и эффективных механизмов контроля рыночной власти по всей цепочке добавленной стоимости сектора. • Разработка соответствующих механизмов социальной защиты (например, тарифы на электроэнергию для наименее обеспеченных потребителей) на основе передовой практики для контроля социальных последствий перебалансирования тарифов. • Составление подробной дорожной карты реализации по возобновляемым источникам энергии, включая выделение реальных финансовых ресурсов для расходов по поддержке возобновляемой энергии, а также окончательное отражение этих затрат, включая инвестиции в систему электропередачи, в розничные тарифы. Решение проблемы неопределенности кредитоспособности РФЦ и осуществимости договоров о покупке электроэнергии между разработчиками проектов по возобновляемой энергии и РФЦ. Субсидии по ископаемому топливу В 2013 году средний уровень субсидирования энергии в Казахстане составлял 32,8 процента; субсидии на душу населения были равны 359 долл. США; общий размер субсидий составлял 2,8 процента валового внутреннего продукта (ВВП) (Таблица 3.1). Объем субсидий по ископаемому топливу сократился с 9,1 млрд. долл. США в 2011 году до 6,1 млрд. долл. США в 2013 году (Таблица 3.2), и он сопоставим с объемом субсидий в других нефтяных странах (Иран, Ливия, Мексика, Нигерия, Россия) и некоторых странах - импортерах нефти (Аргентина, Индия, Украина, Узбекистан). В Казахстане большинство субсидий направляются на нефть (2,1 млрд. долл. США) и уголь (2,4 млрд. долл. США), при этом электроэнергия и газ получают менее чем по 1 млрд. долл. США. Косвенные бюджетные субсидии по энергии являются значительными и широко используются, хотя прямая бюджетная поддержка потребителей электроэнергии и тепла была почти полностью прекращена. Однако поддержка предоставляется косвенно, путем регулирования тарифов на электроэнергию и тепло. Все еще существуют верхние пределы цен по топливу, вызывая существенные искажения на рынке. Хотя согласно оценке Международного энергетического агентства в Казахстане предоставляются относительно высокие общие косвенные субсидии по энергии (2,8 процента ВВП), свидетельств того, что электроэнергетический сектор является крупным получателем этих субсидий, мало. Большая часть производств по добыче угля находится в частной собственности, и уголь по понятным причинам обходится дешево для генерирующих компаний, находящихся в Экибастузском генерирующем хабе. Уголь является коммерческим сырьевым товаром с равновесной ценой в Казахстане. Единственной существенной проблемой является невключение в стоимость значительных отрицательных экологических последствий угольной промышленности и угольного производства электроэнергии. Таблица 3.1 Средние подушевые и общие субсидии на ископаемые виды топлива Средний уровень Субсидии на душу населения Общие субсидии в процентах субсидирования (%) (долл. США / чел) от ВВП (%) Казахстан 32,8 359 2,8 Источник: МЭА 2013 Примечание: Средний уровень субсидий представлен в виде доли полной стоимости поставки. ВВП = валовой внутренний продукт. Таблица 3.2 Субсидии на ископаемые виды топлива, по видам топлива, 2011 - 2013 годы 49 2011 2012 2013 Нефть 2,5 1,7 2,1 Электроэнергия 2,5 2,4 0,7 Газ 0,9 0,8 0,8 Уголь 3,2 2,8 2,4 Всего 9,1 7,7 6,1 Источник: МЭА 2013 Примечания 1. Разбивка тепловой электроэнергии: уголь – 84 процента, газ – 14 процентов, нефть – 2 процента. 2. Примерно 90 процентов достоверных запасов угля сосредоточено в северной и центральной частях страны. 3. Средняя зольность казахстанского угля – 29 процентов. Средняя теплота сгорания в Экибастузском бассейне – 3 900 ккал / кг; в Карагандинском бассейне – 5 200 ккал / кг. 4. Письмо-одобрение по Генеральной системе газификации Казахстана на 2015-2030 годы, представленное Премьер-министром Каримом Масимовым и утвержденное Постановлением Правительства Республики Казахстан в 2014 году. 5. Всего лишь 20 процентов всего газа, транспортируемого в Казахстане, потребляется в Казахстане; остальное отправляется в Китай и Россию через сеть, включающую Туркменистан и Узбекистан. 6. Сфера корпоративного управления включает наличие кодекса корпоративного управления, внутренний устав, регулирующий деятельность ключевых органов управления (общее собрание акционеров, совет директоров, исполнительный орган), процедуры по борьбе с мошенничеством и коррупцией. 7. Это включает Аксускую электростанцию, принадлежащую Евроазиатской энергетической корпорации, Темиртаускую электростанцию, принадлежащую «Arcelor Mittal», Актюбинскую электростанцию, принадлежащую «Kazchrome», Бухтарминскую ГРЭС, принадлежащую «KazZink». 8. В международной профессиональной литературе идут споры о том, могут ли либерализованные рынки с ценами, отражающими только стоимость энергии, давать достаточные, своевременные сигналы для мобилизации необходимых инвестиций при сокращении предельных запасов мощности. Различные мнения по этому вопросу стали причиной расхождения во мнениях о достаточности предельного запаса мощности. Опыт стран-членов Организации экономического сотрудничества и развития показал, что хорошо работающие рынки, на которых сигналы не искажаются благодаря эффективной либерализации рынков, и у компаний есть стимулы для инвестиций, могут обеспечить надлежащие и своевременные сигналы для инвестиций в новое производство электроэнергии. Однако на некоторых рынках (например, в Онтарио, Канада, в 2002-2003 годах, в Виктории, Австралия, в 2000 году), где неопределенность политической и нормативно-правой среды затмевала ценовые сигналы для инвесторов на электроэнергетическом рынке, наблюдалась нехватка инвестиций, дефицит снабжения и скачки цен. В масштабных, инженерных системах даже временный период неопределенности может произвести более сильный эффект, чем на других сырьевых рынках, из-за длительного времени реализации и инвестиционных рисков, связанных с планированием и строительством новых производств (МЭА 2005; RAE 2013). 9. Запас генерирующей мощности означает превышение располагаемой мощности над пиковым спросом (в процентах от располагаемой мощности). 50 10. Например, зимой 2008-2009 года, ограничения энергоснабжения составляли 230- 360 МВт в южном Казахстане, при высоком дефиците электроэнергии в части страны. 11. Например, средняя эксплуатационная эффективность казахстанских угольных конденсационных электростанций, которая составляет 32 процента, очень низка по сравнению с 42 процентами в наиболее эффективных системах других стран. 12. Первая установка мощностью 660 МВт должна была быть введена в эксплуатацию в 2015 году. Однако из-за множества проблем в середине 2016 году строительство электростанции не началось в полном объеме. 13. См. http://ranking.kz/infopovody/nergetika_kazahstana_perezhivaet_investicionnyj _podem, 25 мая 2015 года. 14. Неофициально государственные служащие отметили в середине 2016 года, что продленная программа предельных тарифов не будет включать инвестиционные обязательства со стороны части генерирующих органов, и что ограничения по использованию прибыли будут отменены. Если это действительно будет так, тогда предельные тарифа станут просто фактическим инструментом против инфляции. Очевидно, что это шаг в правильном направлении. 15. Например, из-за масштабных инвестиций в модернизацию и расширение мощности, реализованных при поддержке Всемирного банка, частота серьезных отключений системы электропередачи снизилась с 29 в 2009 году до 4 в 2013 году. Общая продолжительность отключение в год сильно упала, с 111 до 2 часов в течение того же самого периода времени. 16. В громком деле по открытому доступу АО «KEGOC» пришлось заплатить существенную компенсацию крупной иностранной генерирующей компании, пожаловавшейся на отсутствие недискриминационного доступа для выхода на экспортные рынки через национальную сеть. В отсутствие надлежащего внутреннего механизма урегулирования споров (включая санкций, налагаемых на АО «KEGOC» в доказанных случаях дискриминационного управления доступом), генерирующей компании пришлось обратиться в международный арбитраж. Позднее компания вывела инвестиции из производства тепловой энергии в Казахстане. 17. АО «KEGOC» передает менее половины электроэнергии (45 процентов в 2013 году), произведенной в Казахстане. Существенная доля электроэнергии передается в рамках вертикально интегрированных региональных систем. 18. Ограничения в системе электропередачи включают переток по линиям, напряжение в шине, оценку оборудования, например, лимиты отпайки трансформатора, лимиты производства электроэнергии по активной и реактивной мощности, прочее. 19. Особенно для иностранных генерирующих компаний, это чувствительный вопрос, потому что в некоторых национальных системах, особенно в вертикально интегрированных, наблюдалось, что системные операторы могли предоставлять предвзятую оценку наличия мощности электропередачи в режиме реального времени, производить сомнительные сокращения услуг электропередачи по причине безопасности системы или сохранять за собой чрезмерные мощности электропередачи. 20. Термин «интеллектуальная сеть» здесь означает комбинирование дифференцированных по времени цен на электроэнергию с информационными технологиями, которые могут быть установлены пользователями для автоматического регулирования собственного потребления и / или самопроизводства в целях снижения расходов на электроэнергию и получения других преимуществ, например, повышения надежности системы в целом. 21. ЭКСПО 2017 – международная выставка, проведение которой запланировано на период с 10 июня 2017 года до 10 сентября 2017 года в г. Астане, Казахстан. 22. В Казахстане социальная защита привязана к ценам на коммунальные услуги. Если цены на электроэнергию повысятся, и стоимость коммунальных услуг превысит определенный процент дохода малообеспеченных семей, местным исполнительным 51 органам придется выплачивать дополнительные социальные пособия. В связи с этим, ценовой контроль, по сути, переносит часть издержек социальной защиты на коммунальные предприятия, что не является устойчивым в долгосрочной перспективе. Некоторый, ограниченный объем социальной защиты предоставляется в рамках двухкомпонентной системы бытовых тарифов, в которой тарифы по базовому уровню потребления устанавливаются на уровне немного ниже компонента, превышающего базовый уровень. 23. Мониторинг «рыночной власти» (или «антимонополия» в казахстанской терминологии) в электроэнергетическом секторе осуществляется другим органом – Агентством по защите конкуренции (известное как Антимонопольное агентство). В агентстве не достаточно квалифицированных кадров для тщательного расследования злоупотреблений на рынке во всей национальной экономике. Кроме того, в последнее время, кажется, агентство было сосредоточено на наблюдаемых «спекулятивных» действиях на рынке вместо предотвращения структурного возникновения рыночной власти, которое потенциально может привести к неправомерному антиконкурентному поведению. 24. Объем субсидий по электроэнергии, предоставляемых косвенно путем регулирования тарифов на электроэнергию, которые держатся на уровне ниже полной стоимости оказания услуг, оценивается в 2,5 млрд. долл. США в 2011 году, 2,4 млрд. долл. США в 2012 году и 0,7 млрд. долл. США в 2013 году (МЭА 2014). 25. ЭСО не контролируют более 90 процентов стоимости электроэнергии, приобретаемой на конкурентном оптовом рынке у генерирующих компаний . 26. Оценка за 2014 год на основе района обслуживания г. Астаны, который обслуживается Экибастузом (исключая НДС): Стоимость производства (Экибастуз): 4,3 центов США / кВт-ч Маржа за электропередачу: 1,1 центов США / кВт-ч Маржа за распределение (разделена между РЭК в г. Астане и ЭСО): 2,3 центов США / кВт-ч Розничный тариф в г. Астане: 7,7 центов США / кВт-ч. Использованные источники DNV GL. «Совершенствование нормативно-правовой и институциональной среды для инвестиций в возобновляемые источники энергии в Казахстане». DNV GL, Казахстан. Правительство Казахстана. 2014. «Энергетическая концепция 2030». Концепция развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан до 2030 года. МЭА (Международное энергетическое агентство). 2002. «Решение проблем инвестиций в сфере производства электроэнергии в странах-членах МЭА». ОЭСР, Париж, Франция. МЭА (Международное энергетическое агентство). 2005. «Опыт либерализованных электроэнергетических рынков». МЭА, Париж, Франция. МЭА (Международное энергетическое агентство). 2013. «Перспективы развития мировой энергетики 2013». ОЭСР, Париж, Франция. _______. 2007. «Решение проблем инвестиций в сфере производства электроэнергии в странах-членах МЭА». МЭА, Париж, Франция. _______. 2013. «Перспективы развития мировой энергетики 2013». ОЭСР, Париж, Франция. _______. 2014. «Перспективы развития мировой энергетики 2014». ОЭСР, Париж, Франция. «KazEnergy». 2013. «Национальный энергетический доклад «KazEnergy» 2013», Астана, Казахстан. 52 «KazEnergy». 2013a. «Национальный энергетический доклад «KazEnergy». Презентация (обновленная). Астана, Казахстан. _______. 2013b. «Национальный энергетический доклад «KazEnergy». Астана: «KazEnergy». KEMA. 2010. «Дорожная карта производства электроэнергии в Казахстане: Компонент 2: Концептуальное решение. Анализ принятой модели рынка мощности и описание ее функционирования». Астана, Казахстан. KEMA. 2013. «Дорожная карта производства электроэнергии в Казахстане: Компонент 2: Концептуальное решение. Анализ принятой модели рынка мощности и описание ее функционирования», март. Кикери, Сунито и Айшету Фатима Коло. 2005. «Приватизация: тенденции и последние события». Рабочий документ Всемирного банка по исследованию политики № 3765. Всемирный банк, Вашингтон, Округ Колумбия. McKinsey & Company. 2002. «Перспективы корпоративных финансов и стратегии». RAE (Королевская инженерная академия наук Великобритании ). 2013. «Предельный запас электроэнергетической мощности в Великобритании: доклад Королевской инженерной академии наук Великобритании для Комитета по науке и технологиям». RAE, Лондон. Сарбасов, Ербол, Айымгуль Керимрай, Дияр Токмурзин, Джанкарло Тосато и Рокко Де Миглио. 2013. «Система энерго- и теплоснабжения в Казахстане: изучение путей повышения энергоэффективности». Energy Policy 60 (C): 431–44. Глава 4 Отраслевая стратегия и реформы 53 Отраслевая стратегия и развитие рынка После обретения независимости Казахстан стал одной бывших республик Советского Союза, принявшей рыночную стратегию преобразования плохо работающего и находящегося в трудном положении электроэнергетического сектора. Казахстан быстро стал лидером в поэтапных отраслевых реформах. Кардинальные рыночные реформы, по большому счету, были вызваны глубоким финансовым и операционным кризисом на фоне развала Советского Союза и объединенной электроэнергетической системы. В рамках рыночной стратегии, старая вертикально интегрированная государственная монополия была разделена на отдельные сегменты производства, передачи и распределения электроэнергии. Большая часть производства электроэнергии и значительная часть ее распределения были приватизированы, и был создан высококонкурентный оптовый рынок, пользующийся огромным излишком генерирующей мощности, образовавшимся в результате падения энергопотребления. Однако в течение затяжного периода большого излишка мощности в отраслевой стратегии правительства Казахстана не было достаточного предвидения одного важного направления: качество нормативно-правовых процессов. Это направление стало серьезным препятствием для инвестиций во всей цепочке электроэнергии, не считая государственного сегмента высоковольтной передачи. В этом сегменте инвестиции в модернизацию и расширение мощности финансировались, главным образом, за счет гарантированных государством займов международных финансовых учреждений, включая Всемирный банк. Из-за неблагоприятного инвестиционного климата несколько солидных иностранных стратегических инвесторов ушли из сектора (например, «AES Corporation» и «Tractabel»), в то время как в производстве и распределении электроэнергии не было осуществлено практически никаких крупных инвестиций в модернизацию и расширение мощности . Прогнозируемый запас мощности сократился до опасно низкого уровня в середине 2000-ых годов. Перед правительством стояла важная дилемма: или (a) сохранить повестку реформ по либерализации и полностью открыть весь сектор, включая распределение, для реализации настоящих структурных нормативных и ценовых реформ, создав тем самым достаточно сильные финансовые стимулы для инвесторов; или (b) перейти к централизации, повторной национализации, жесткому регулированию и государственному контролю во всей цепочке добавленной стоимости, включая производство, для обеспечения достаточного и безопасного снабжения. Среда с высоким уровнем инфляции в этот период решила эту дилемму, так как правительство было особенно обеспокоено неблагоприятным эффектом потенциального роста цен на электроэнергию, который он мог произвести на уровень инфляции и конкурентоспособность экспорта, на фоне сильного сокращения соотношения между предложением и спросом на электроэнергию. Отреагировав чрезмерно на сигналы надвигающейся критической ситуации в производстве электроэнергии, стратегия правительства переориентировалась с либерализации рынка на вмешательства и чрезмерный контроль государства. Особенно после поправок, внесенных в 2008 году в Закон о рынке электроэнергии, многие важнейшие реформы были свернуты (например, приватизация, разукрупнение сектора, либерализация оптового рынка, спот-рынок, зональное ценообразование электропередачи) или перенесены на более поздний срок (например, балансирующий рынок и тарифы на распределение) (Рисунок 4.1). Отнеся вопросы нехватки инвестиций в производство электроэнергии и дефицита мощности, имеющие потенциальные подрывающие последствия для национальной экономики, к наиболее важным, правительство внесло важнейшие поправки в Закон о рынке электроэнергии в 2008 году. Это стало переломным моментом. После этого правительство упорно сосредоточилось, в ущерб отраслевых реформ, на достижении резкого роста 54 инвестиций в реконструкцию и расширение производства электроэнергии. Власти объяснили эти чрезвычайные меры как неизбежные и среднесрочные, как максимум. Энергетическая концепция 2030 и более новые программы и меры политики1 предусматривают то же самое, т.е. продление активного управления сектором с ведущей ролью государства. После принятия Энергетической концепции 2030, начало макроэкономического кризиса, связанного с падением мировых цен на нефть в середине 2014 года, и последующее сильное снижение курса национальной валюты могут подтолкнуть правительство к дальнейшему ужесточению административного и регуляторного участия в секторе на фоне роста инфляции и социальных проблем. Рисунок 4.1 Развитие и свертывание реформ, 1995-2016 годы 1995-1997 1998-2000 2001-2008 2008-Настоящее • Вертикально • Создание • Создание • Введение более высоких интегрированная регулирующего органа конкурентного предельных тарифов для электроэнергетическая для образования оптового рынка, стимулирования инвестиций система, управляемая электроэнергетического включая ликвидный в производство Министерством рынка спот-рынок электроэнергии энергетики, • Потребление • Потребление растет • Программа предельных переживает достигает самой низкой по мере улучшения тарифов способствовала операционный и отметки, ~46 ТВт-ч, экономики увеличению запаса финансовый кризис после распада СССР • Уменьшается мощности • Разукрупнение • Высокий запас проблема неплатежей • Запас мощности в 2010 производства мощности, >50% • Запас мощности году: 7,7%; в 2014 году: 11% электроэнергии сокращается • В 2015 году предельные • Падающее • Введение системы тарифы были продлены до энергопотребление зональных тарифов. 2020 включительно, были достигает 50 ТВт-ч, по Однако низкие тарифы также введены верхние сравнению с 90 ТВт-ч в начальные годы не пределы по тарифам на в 1990 году стимулируют распределение • Сильное ухудшение инвестиции электроэнергии активов • Ухудшение отраслевых активов из- за нехватки инвестиций Источник: Сотрудники Всемирного банка Примечание: ТВт-ч = тераватт-час В Энергетической концепции 2030 правильно отмечается, что текущий низкий уровень конкуренции в производстве электроэнергии, преимущественно из -за высокой доли государственной собственности и собственного производства крупными промышленными холдингами, является сильным препятствием для улучшения эффективности сектора. В связи с этим, Энергетическая концепция 2030 предусматривает «систематическую либерализацию и развитие конкуренции». Однако дорожная карта реализации еще не разработана полностью. Некоторые недавно объявленные меры и политики полностью противоречат принципам либерализации рынка и конкуренции, например, перенос сроков введение рынка мощности до 2019 года, применение противоречивых верхних пределов по тарифам на производство электроэнергии. В Энергетической концепции 2030 главной целью правительства является обеспечение энергетической независимости и уменьшение дефицита мощности в 55 производстве электроэнергии. Однако наблюдения на сегодняшний день указывают на то, что правительство планирует реализовать эту цель, по сути, путем административных мер и продолжения чрезмерного вмешательства. В результате, высок риск отхода от объявленной правительством стратегии стимулирования конкуренции и пути расширения производства с наименьшей стоимостью. На Рисунке 4.2 показана структура существующей модели электроэнергетического рынка; новая предполагаемая модель Энергетической концепции 2030 показана на Рисунке 4.3. Рисунок 4.2 Существующая модель электроэнергетического рынка Казахстана Производство Передача и Потребление распределение РЭК Крупные потребители Генерирую Розничные щие потребители компании Другие Поставщики энергопередающие энергии организации Двухсторонние Двухсторонние договоры договоры централизованная торговая площадка Источник: «Самрук-Энерго» 2014. Примечания: KEGOC = Казахстанская компания по управлению электрическими сетями; KOREM = Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности; РЭК = региональная энергетическая компания. Рисунок 4.3 Новая модель электроэнергетического рынка Казахстана 56 Совет по Национа Электростанции рынку льный оператор На рынке На рынке Российской Федерации Все генерирующие Действующие Действующие Новые генерирующие компании генерирующие компании, генерирующие компании не нуждающиеся в компании, нуждающиеся модернизации в модернизации Краткосрочный Долгосрочный рынок мощности Электроэнергетический рынок рынок мощности Двухсторонние Централизованная Централизованная Долгосрочные договоры Инвестиционные соглашения спот-торговля спот-торговля по результатам соглашения конкурсов Системный оператор Оптовые Энергопередающие Поставщик энергии Розничные потребители потребители организации Источник: «Самрук-Энерго» 2014. Концептуальной разницы между двумя моделями нет. Две новые характеристики новой модели: создание рынка генерирующей мощности (первоначально предполагалось введение в 2016 году, но потом было перенесено на 2019 год) и образование национального оператора электроэнергии при «Самрук-Энерго» со следующими функциями: (a) строительство социально значимых электроэнергетических объектов в случае неуспешного проведения соответствующих государственных конкурсов , (b) централизованное осуществление экспорта и импорта электроэнергии, (c) строительство электроэнергетических объектов заграницей. Не ясно, почему эти функции (в особенности, последние две) выделены из сферы полномочий назначенного оператора в, по сути, рыночной и частично приватизированной электроэнергетической системе. Международную торговлю и иностранные инвестиции в электроэнергетической сфере следует рассматривать как обычные деловые операции, которые допускаются для осуществления всеми соответствующими требованиям участниками электроэнергетического сектора. То, что национальный оператор будет относиться к «Самрук-Энерго», крупнейшей вертикально интегрированной организации в секторе, еще больше увеличивает и без того значительную рыночную власть компании и потенциально может навредить конкуренции. Энергетическая стратегия правительства в Концепции развития «зеленой экономики» по целевым показателям возобновляемых источников энергии очень амбициозна – 30 и 50 процентов от производства электроэнергии в 2030 и 2050 году, соответственно. Однако эти высокие цифры не соответствуют желанию правительства сдерживать будущий рост тарифов в целях поддержания конкурентоспособности 57 энергоемких товаров, преобладающих в экспорте, на мировых рынках. Если высокая стоимости возобновляемой энергии не будет полностью включаться в розничные тарифы, как будут финансироваться подразумеваемые объемные субсидии для производителей возобновляемой энергии? В Концепции развития «зеленой экономики» ничего не говорится по этому вопросу, не считая упоминания о необходимости «сглаживать» увеличение тарифов при помощи неопределенных субсидий. Структура электроэнергетического рынка: свертывание реформ на фоне дефицита генерирующей мощности В настоящее время существующая многорыночная модель, состоящая из двухстороннего рынка, балансирующего рынка, рынка системных услуг, рынка мощности, очень неполная. Даже те части рынка, которые раньше работали хорошо, (двухсторонние контракты и спот-рынок) пострадали от чрезмерного государственного контроля и вмешательств, проводимых с середины 2000-ых годов. Частичный рынок системных услуг управляется АО «KEGOC» в непрозрачном порядке. Введение крайне необходимого балансирующего рынка уже долго откладывается, поэтому АО «KEGOC» «вручную» балансирует систему в реальном режиме. Рынок мощности уже разработан, хотя в нем есть существенные недостатки, которые могут повредить его эффективности при введении в 2019 году. Начиная с середины 2000-ых годов, Казахстан из одного из наиболее либерализированных энергетических рынков бывшего Советского Союза неуклонно менялся в сторону олигополистической структуры производства, доминирует в которой государственный холдинг, «Самрук-Энерго». Повторная национализация и укрупнение (интеграция) проходят параллельно. Возвращение горизонтальной и вертикальной интеграции вызывает обоснованное опасение о возможном злоупотреблении рыночной властью. Навязчивое и несамостоятельное отраслевое регулирование допустило серьезный регресс с введением тарифного регулирования производства на основе предельных тарифов. В результате, электроэнергетический рынок Казахстана сейчас не привлекателен для иностранных стратегических инвесторов. Все крупные иностранные инвесторы фактически ушли из сектора. Конкуренция на оптовом рынке более ограничена, чем раньше, несмотря на то, более эффективное использование существующих активов в результате конкуренции является одним из способов отсрочки необходимости в новых генерирующих мощностях. Поскольку эффективная конкуренция подталкивает компании к более эффективному использованию мощности и осуществлению инвестиций «точно в срок», она может способствовать уменьшению запаса мощности без вреда для надежности системы. Рынок двухсторонних контрактов После обретения Казахстаном независимости оптовый рынок был полностью либерализирован на основе проведения двухсторонних операций купли -продажи между генерирующими компаниями и крупными потребителями, а также региональными электроэнергетическими компаниями и энергоснабжающими организациями (ЭСО), по ценам, согласованным между сторонами. Если у крупных потребителей есть доступ к сети передачи / распределения (потребление > 1 МВт в день), они могут зайти на рынок и приобретать электроэнергию. Эти прямые потребители могут заключать контракты с генерирующими компаниями и АО «KEGOC» для обеспечения своих потребностей в энергии, не действуя через какую-либо распределительную компанию. Двухсторонние контракты составляют примерно 90 процентов торгуемых объемов и, как правило, работают довольно хорошо. Эти контракты, которые заключаются обычно на год, должны содержать согласованный почасовой график. Для таких контрактов, особенно в отсутствие эффективных балансирующих механизмов, обязательство по почасовому 58 графику представляет значительные трудности для обеих сторон. До недавнего времени, генерирующие компании обычно предлагали соблюдать график нагрузки своих клиентов и розничных поставщиков. Однако в связи с неуклонно уменьшающимся запасом мощности, некоторые генерирующие компании начали вводить больше ограничений в своих контрактах. В последнее время диапазон гибкости, заявляемый некоторыми генерирующими компаниями, составляет всего лишь +/−5 процентов. Двухсторонние контракты, заключаемые потребителями и розничными поставщиками на юге и генерирующими компаниями на севере, иногда содержат ограничения по мощности электропередачи по межсистемной линии «Север-Юг». АО «KEGOC» применяет непрозрачную систему квот по распределению перегруженной мощности. Большим недостатком рынка, основанного исключительно на двухсторонних контрактах, является отсутствие организованных механизмов по управлению дисбалансом, возникающим в случае разницы между фактическим производством и / или фактическим потреблением и объемами, предусмотренными контрактами. Кроме того, двухсторонние контракты не могут обеспечить поддержание надежности сети и удовлетворение спроса с наименьшей стоимостью. До 2008 года цены контрактов на децентрализованном рынке устанавливались в процессе свободных переговоров и были конфиденциальными. Поправка, сделанная в 2008 году в Законе о рынке электроэнергии, о введении верхних пределов по тарифам на производство электроэнергии в корне изменили рынок двухсторонних контрактов. Цены, согласованные в контрактах, сейчас не могут превышать регулируемые максимальные тарифы, устанавливаемые Министерством индустрии и торговли (сейчас – Министерство энергетики), а не отраслевым регулятором. В результате введения дополнительного серьезного ограничения, в отличие от других рынков без посредников, была запрещена торговля генерирующими компаниями и торговля между поставщиками. Спот-рынок Для устранения недостатков двухсторонних контрактов, в 2004 году при значительной поддержке Всемирного банка в рамках Проекта по передаче электроэнергии и реконструкции с АО «KEGOC», была образована электронная торговая площадка, управляемая Казахстанским оператором рынка электроэнергии и мощности (KOREM), по краткосрочным операциям, включая сделки в течение суток, на сутки вперед и другие краткосрочные и среднесрочные операции. Участие на рынке стабильно росло до 2008 года – число зарегистрированных участников рынка превысило 100, и около 15 процентов всей электроэнергии реализовывалось на рынке KOREM, обеспечивая важные ценовые сигналы об оптовом рынке, включая быстрое уменьшение соотношения предложения и спроса. KOREM стал наиболее ликвидным организованным краткосрочным рынком электроэнергии на территории бывшего Советского Союза (Рисунок 4.4). Рисунок 4.4 Внутренняя торговля энергией, 2006-2014 годы 59 Доля централизованной торговли (%) Оптовое снабжение (тераватт-час) Централизованная Общее оптовое торговля снабжение Источник: KOREM. Примечание: Централизованная торговля означает операции на спот-рынке KOREM. В 2009 году росту KOREM помешала серия решений правительств, включающих запрет участия торговцев и операций между ЭСО на рынке, а также установлении верхнего предела (10 процентов) по объему электроэнергии, реализуемой на спот -рынке генерирующими компаниями, в рамках системы максимальных тарифов, что едва не уничтожило спот-рынок. В последние годы KOREM немного восстановился, и в 2014 году его доля на рынке составляла 7,4 процента. Мировой опыт показывает, что хорошо управляемый и ликвидный спот-рынок является важнейшим элементом всего оптового рынка, в том числе для корректировки графиков покупки и продажи, привлечения частных инвестиций в производство электроэнергии без специальных государственных гарантий, интеграции возобновляемых источников энергии с оптовым рынком (как, например, в Германии). Балансирующий рынок Балансирующий рынок, в режиме реального времени управляющий разницей между предложением и спросом, которая естественным образом возникает в результате действия двухсторонних контрактов, был полностью разработан и управлялся АО «KEGOC» в демонстрационном режиме, начиная с 2008 года. Правительство привело следующие причины долгой отсрочки оперативной эксплуатации: (a) нехватка гибкой генерирующей мощности, которую можно было использовать (следование за нагрузкой); (b) отсутствие усовершенствованного автоматизированного измерительного оборудования в генерирующих компаниях, предоставляющих балансирующие услуги; (c) воспринимаемый риск недостаточной мощности следования за нагрузкой, вызывающий чрезмерные скачки цен балансируемой энергии на рынке, полностью основанном на ценовых предложениях. Хотя в Казахстане наблюдается дефицит пиковой электроэнергии, существующая система не может установить репрезентативную ценовую разницу между базовой электроэнергией и пиковой электроэнергией, чтобы установить реальную рыночную стоимость последней. В отсутствие балансирующего рынка, основанного на ценовых предложения, АО «KEGOC» осуществляет балансирующую функцию вручную, что не эффективно и не прозрачно. Главным способом балансирования является использование объединенной 60 энергосети, преимущественно, с Российской Федерацией. На внутреннем рынке, АО «KEGOC» может попросить любого участника рынка, который отклонился от своего графика в течение суток (или часа), намеренно отклониться от графика следующих суток в противоположном направлении. Если необходимо, АО «KEGOC» может обеспечить исполнение таких отклонений, например, ограничив потребление клиента, который превысил потребление в течение предыдущих суток, для «возврата» «заимствованной» электроэнергии в систему России, или для компенсации другому клиенту, который получил меньше электроэнергии в течение предыдущих суток . В отсутствие на балансирующем рынке операций в реальном режиме, «ручное» балансирование АО «KEGOC» не обеспечивает ценовых сигналов участникам рынка, стимулирующих их сохранять баланс. Концепция «заимствования» электроэнергии за сутки (час) и ее «возврата» обременительна, непрозрачна и носит произвольный характер. Рынок системных услуг Модель рынка в Энергетической концепции 2030 предусматривает приобретение системных услуг системным оператором у участников рынка. Организованного рынка по системным услугам еще нет. Хотя этот рынок – состязательный по своему характеру, АО «KEGOC» управляет им, по сути, без регулирующего надзора. Таким образом, рынок системных услуг только называется «рынком», потому что АО «KEGOC» привлекает всего лишь несколько оперативных резервов. Правительство предполагает, что в будущем АО «KEGOC» на договорной основе будет приобретать системные услуги двух видов: оперативные резервы и регулирование частоты. Что касается других системных услуг, например, регулирование реактивной мощности для регулирования напряжения или возможности автономного пуска, они не предусматриваются как явная часть будущего рынка системных услуг. Тем не менее, они должны предоставляться в обязательном порядке, в соответствии с процедурами, установленными Сетевым кодексом. В частности, больше внимание следует уделить рыночной системе оплаты за реактивную мощность, чтобы существенно сократить потери электроэнергии в сети, которые в настоящее время высоки. Высокое потребление реактивной мощности типично для многих промышленных предприятий. Таким образом, компенсация реактивной мощности является важным вопросом, потому что реактивный компонент отвечает за часть потерь в сети. В настоящее время потребители платят только за активную мощность, хотя именно реактивная мощность ведет к частичным потерям в сети. Следовательно, эффективная система оплаты должна поощрять потребителей на поиск путей для компенсации реактивной мощности, что приведет к снижению общих потерей электроэнергии, стабилизации напряжения и увеличению мощности электропередачи в сетях. Рынок мощности Вопрос достаточности доходов или «недостающих денег» стал серьезной проблемой на многих организованных оптовых рынках электроэнергии в мире. Проблема «недостающих денег» возникает, когда ожидаемые чистые доходы от реализации энергии и системных услуг по рыночным ценам дают недостаточные стимулы инвесторам для создания новых мощностей. Есть множество причин, объясняющих, почему рынки, основанные только на энергии, зачастую не дают надлежащих стимулов для инвестиций в достаточные мощности. Эти причины включают наличие верхних пределов цен, которые не достигают равновесных уровней, даже в условиях дефицита, и нерыночные действия государственных органов и системного оператора. В Казахстане эти проблемы усугубляются большим избытком генерирующей мощности, унаследованной от бывшего Советского Союза, который привел к жесткой конкуренции между генерирующими компаниями за клиентов, платящих наличными. В течение долгого времени это позволяло 61 покрывать только краткосрочные предельные затраты производства электроэнергии. Учитывая большие потребности Казахстана в модернизированном и приростном производстве электроэнергии, введение организованного рынка мощности является правильной институциональной мерой для стимулирования масштабного расширения генерирующей мощности с наименьшей стоимостью. Большим преимуществом рынка мощности для инвесторов является то, что он позволяет покрывать капитальные расходы новой мощности путем ее реализации (резервирования) покупателям (ЭСО и крупные потребители) и получения оплаты за мощность, помимо покрытия переменных затрат через реализацию энергию. После полного внедрения рынка мощности, он должен обеспечить экономически выгодный доход с инвестиций, а также стимулы для строительства новых генерирующих активов или для расширения существующей мощности. Успешно работающий рынок мощности, скорее всего, усилит кредитные профили производителей электроэнергии. Правительство планирует ввести рынок мощности в 2019 году, еще не решены важные вопросы (например, правила рынка и расчетные механизмы). Согласно последней известной версии концепции рынка, АО «KEGOC» будет оператором рынка мощности, выполняя функцию единого покупателя и продавца мощности, а ЭСО и крупные потребители будут законодательно уполномочены покупать мощности для удовлетворения своих прогнозируемых потребностей. Однако в модели рынка есть несколько недостатков. Она слишком сложная и содержит два подрынка: краткосрочный (на год вперед) рынок существующей мощности и долгосрочный рынок для новой мощности. По определению, рынок мощности должен быть сосредоточен на долгосрочной перспективе; таким образом, необходимость краткосрочного подрынка – под вопросом. Более того, существующая модель предусматривает продолжение использования противоречивых предельных тарифов на производство электроэнергии, что ведет к чрезмерно администрируемым и обременительным механизмам, подрывающим целостность рынка мощности как механизма, основанного на ценовых предложениях без микровмешательств государства2. Кроме того, потенциально чрезмерные финансовые обязательства оператора рынка (АО «KEGOC») в рамках Договоров о покупке мощности вызывают обоснованные опасения 3. В связи с этим, необходимы дополнительные положения и меры для защиты финансовой жизнеспособности оператора рынка. Модель единого покупателя? Хотя Энергетическая концепция 2030 не предполагает в прямой форме введения модели единого покупателя (МЕП), недавние заявления правительства указывают на растущий интерес к этой модели4. Исходя из обширного мирового опыта с МЕП, этот выбор политики не подходит для Казахстана. Согласно общепринятому пониманию, в МЕП уполномоченная организация покупает электроэнергию у конкурирующих генерирующих компаний, обычно наделяется существенной монополией по электропередаче, продает электроэнергию распределительным компаниям и крупным потребителям электроэнергии, не конкурируя с другими поставщиками5. Хотя в других странах МЕП принимала различные организационные формы и, несомненно, имела некоторые преимущества6, общий опыт в целом был, в основном, отрицательным по нескольким причинам. МЕП способствует коррупции, ослабляет платежную дисциплину, потенциально приводит к большим условным обязательствам государства (преимущественно в рамках Договоров покупки электроэнергии), создает финансовые убытки для единого покупателя при реализации электроэнергии по регулируемому тарифу, не покрывающему стоимость электроэнергии,7 плохо реагирует на падение спроса, например, при спаде экономики, мешает развитию трансграничной торговли электроэнергией, оставляя ее на единого покупателя (который, 62 как правило, является государственной организацией) без сильного стимула для получения прибыли. Несколько стран, которые ввели МЕП, впоследствии отказались от этой модели из-за преимущественно неблагоприятных общих результатов. Например, Великобритания отменила свой обязательный конкурентный пул, наиболее продвинутую форму МЕП. Украина, которая внедрила энергетический пул единого покупателя по модели Великобритании в 1990-ых годах, внесла поправки в Закон о рынке электроэнергии в 2013 году в целях полномасштабной либерализации оптового электроэнергетического рынка путем постепенного перехода от существующей плохо работающей модели МЕП к рынку двухсторонних договоров, спот-рынку на сутки вперед, балансирующему рынку и рынку системных услуг. Региональные связи на рынке электроэнергии: от чистого импорта до чистого экспорта В составе бывшего Советского Союза Казахстан участвовал в интегрированной Центрально-азиатской энергетической системе (ЦАЭС) вместе с Кыргызстаном, Узбекистаном, Таджикистаном, Туркменистаном. Вода и электроэнергия были неразрывно привязаны в ЦАЭС. Для органов центрального планирования Советского Союза главным обоснованием ЦАЭС было разделение водных ресурсов, а не обмен электроэнергией. Главной целью регулирования потоков рек Амударья и Сырдарья в республиках выше по течению (Кыргызстан и Таджикистан) было обеспечение надежного водоснабжения для сельского хозяйства в республиках ниже по течению (Казахстан и Узбекистан) в течение ирригационного сезона. Производство электроэнергии в расположенных выше по течению гидроэлектростанциях играло второстепенную роль . Электроэнергия производилась преимущественно в течение ирригационного сезона, когда сбрасывались большие объемы воды. Предоставление компенсирующего энергоснабжения (топливо и электроэнергия) организовывалось в центральном порядке Москвой для республик, расположенных выше по течению, чтобы они могли накапливать речные стоки в водохранилищах осенью и зимой. Это было центрально управляемой системой распределения квот между пятью республиками, включающей водоснабжение и компенсирующие поставки топлива в рамках интегрированной региональной системы. Вода и топливо обменивались между республиками как бесплатный и общий товар. Эта система работала довольно хорошо, пока пять стран входили в состав Советского Союза. Однако она начала терять свою эффективность после 1991 года, когда новые независимые государства начали отстаивать конкурирующие национальные интересы в отсутствие регулирования со стороны Москвы. Двухсторонние переговоры и соглашения по обмену воды на топливо регулярно срывались, и каждый из участников, по сути, нарушал базовые условия соглашений. Не было явного признания обязанности стран, расположенных ниже по течению, платить за услуги годового и многолетнего хранения воды, предоставляемые странами, расположенных выше по течению, с существенными экономическими затратами. Межгосударственное, геополитическое соперничество, особенно между Казахстаном и Узбекистаном, долгая история недоверия, отсутствие политического сотрудничества усложняло эту проблему еще больше. Из пяти первоначальных участников, в настоящее время только Казахстан, Кыргызстан и Узбекистан остаются синхронно объединенными. Практика оперативной координации, действовавшая в регионе в прошлом, изменилась с ростом уровня дезинтеграции. Роль технически устаревшего Единого диспетчерского пункта ЦАЭС, расположенного в Ташкенте, сменилась с прямого оперативного регулирования и подчинения (как в Советское время) на преимущественно консультационную роль (включая обмен данными) для национальных диспетчерских пунктов ЦАЭС. Потоки электроэнергии ЦАЭС, которые в последнее время были очень ограниченными, не распределяются на региональном 63 уровне. Нет взаимно признанных правил регулирования трансграничного обмена электроэнергией. Так, Узбекистан, учитывая его стратегическое расположение как ключевой транзитной страны, граничащей с четырьмя другими участниками, часто требует высокую плату за транзит, превышающую рыночные тарифы, что мешает прибыльности установленных механизмов обмена электроэнергией, или произвольно прерывает транзит в своей национальной сети. Координация казахстанской электроэнергетической системы с работой российской и центрально-азиатской систем основано на простых соглашениях о чистых месячных потоках с Россией и согласованных часовых графиках передачи с центрально-азиатскими партнерами. Вопросы планирования в центрально-азиатской системе сложны, они связаны с вопросами управления водными ресурсами, и требуют решения и согласования с участием всех заинтересованных стран. Из-за этих сложностей и разных интересов стран, а также фактических погодных условий, заключение годовых соглашений, регулирующих работу центрально-азиатской сети, представляется сложным, и их результаты могут быть неопределенными. В ЦАЭС больше наиболее проблематична двухсторонняя торговля электроэнергией между Казахстаном и Узбекистаном, что наглядно отражает недостатки оперативной координации и обеспечения безопасности системы в ЦАЭС. Вместо сдерживания внутреннего потребления электроэнергии в периоды пикового спроса, когда спрос превышает пиковую мощность, «УзбекЭнерго» (национальная энергокомпания Узбекистана) время от времени проводит массивную незапланированную передачу электроэнергии из казахстанской системы, вызывая иногда перегрузку казахстанской линии Север-Юг, активизируя тем самым автоматическую систему регулирования защиты и приводя к обширным отключениям в южном Казахстане. Из-за несбалансированной работы электроэнергетической системы Узбекистана, осенний и зимний периоды в 2011 и 2012 годах были особенно проблематичными для двухсторонних связей. Так, в сентябре 2011 года, не в период высокой нагрузки, незапланированный, несогласованный «перерасход» Узбекистана от Казахстана составил 500 МВт (немногим меньше мощности электропередачи второй линии Север-Юг Казахстана) в вечерние пиковые часы. Этот перерасход привел к перегрузке линии, которая автоматически закрылась, вызвав обширные отключения в южном Казахстане, длившиеся часами 8. В 2014 году незапланированный импорт Узбекистана из Казахстана составил в целом 652 млн. кВт-ч, или почти 1 процент от общего производства. После сложных переговоров с АО «KEGOC» по условиям оплаты (включая цену «перерасходованной» электроэнергии), даже когда «УзбекЭнерго» согласилось платить с запозданием, эти события нанесли серьезный ущерб региональному сотрудничеству. В случае повторения, ситуация такого рода может подтолкнуть Казахстан к официальному исключению от Узбекистана, что станет концом ЦАЭС, как это известно. В последние годы АО «KEGOC» и казахстанские власти поднимали вопрос о возможности постоянного отключения двух электроэнергетических систем, если Узбекистан продолжит практику масштабной незапланированной передачи электроэнергии, нарушая тем самым принятые и юридически обязательные нормы одновременной, объединенной эксплуатации9. Серьезные аномалии в ЦАЭС и связанные с ними межгосударственные конфликты лишь усилили стремление правительства Казахстана к полной электроэнергетической независимости. В отличие от Узбекистана, Казахстан может уйти из ЦАЭС, не понеся недопустимо большого ущерба для стабильности и надежности системы. В целом, национальная сеть находится в хорошем техническом состоянии и довольно хорошо соединена внутри страны по принципиально важному направлению север-юг, а мощность производства электроэнергии начала расти в последние годы. Что более важно, сильное и множественное соединение с Россией, составляющее почти 11 000 МВт, в итоге обеспечивает операционную стабильность и безопасность казахстанской системы. 64 Учитывая планируемое строительство третьей линии Север-Юг, Казахстан еще больше усилит свою систему, реализовывая большой потенциал возобновляемой энергии (особенно гидроэнергии и ветровой) в северной и восточной частях страны. Это снизит частичную зависимость страны от Кыргызстана в плане регулирования частоты и поставки электроэнергии во время зимней пиковой нагрузки. В результате длительной дезинтеграции взаимная торговля электроэнергией в ЦАЭС упала до незначительного объема – с 25 ТВт-ч в 1990 году до 2-3 ТВт-ч в последние годы. Это десятикратное сокращение указывает на то, что в ЦАЭС на смену создания торговли пришло уклонение от торговли на фоне стремления к энергетической независимости и переориентирования торговли на новых партнеров за пределами ЦАЭС. Единая ЦАЭС постепенно исчезает. Таблица 4.1 показывает, что казахстанский импорт электроэнергии от партнеров по ЦАЭС (преимущественно из Кыргызстана и Узбекистана) резко упал, с почти 9 ТВт-ч в 1990 году до незначительного уровня в 2014 году. Импорт из России тоже сильно снизился. В долгосрочной концепции правительства Казахстана по энергетической независимости, чистый импорт электроэнергии на 2018-2025 годы не прогнозируется (Правительство Казахстана 2014). Казахстан, кажется, не проявляет интереса к возобновлению ЦАЭС в ее первоначальной модели из пяти стран, считая, что ЦАЭС теперь поглотили новые события, происходящие в регионе и за его пределами. Следовательно, ЦАЭС больше не обеспечивает эффективную основу для продвижения обмена электроэнергией в регионе. Казахстан активно ищет пути для достижения и поддержания полной электроэнергетической независимости – главной цели Энергетической концепции 2030. Как видно в Таблице 4.1, начиная с 2013 года, страна является чистым экспортером электроэнергии. Так, в течение последних двух лет Казахстан экспортировал около 3 ТВт- ч электроэнергии в год, преимущественно в Россию. Правительство Казахстана планирует модернизировать существующие электроэнергетические объекты и построить новые электростанции, не только для удовлетворения внутреннего спроса, но и для увеличения потенциала страны по экспорту электроэнергии. Эти планы основаны на наличии обильных дешевых ресурсов угля и экспортных ценах, намного превышающих внутренние цены, рост которых правительство, согласно Энергетической концепции 2030, будет допускать лишь на небольшом уровне в долгосрочной перспективе. Энергетическая концепция 2030 предусматривает значительный нетто-экспорт, 1 500 – 1 900 МВт, или около 11-13 ТВт-ч, к концу этого десятилетия, что является довольно высокой, если не чрезмерно амбициозной целью (Правительство Казахстана 2014). Согласно более поздней оценке казахстанских чиновников, потенциал страны по экспорту электроэнергии достигает 2 100 МВт (или 15 ТВт-ч), что примерно в пять раз выше уровня экспорта в 2013-2014 годах10. Таблица 4.1 Торговля электроэнергией в Казахстане, 1990-2014 годы (ГВт-ч) Импорт Российская Федерация Центральная Азия Экспорт Российская Федерация Центральная Азия Чистый поток (экспорт-импорт) Российская Федерация Центральная Азия Источники: KOREM; за 1990 год – KEGOC. 65 Казахстан, как и его партнеры по ЦАЭС, активно ищет возможности для увеличения своего экспорта электроэнергии, главным образом, за пределами Центральной Азии, ориентируясь на Афганистан, Беларусь, Китай, Пакистан, Россию в качестве главных направлений для излишков электроэнергии. Кроме того, есть планы по увеличению экспорта в Центрально-азиатские страны, испытывающие стабильный дефицит электроэнергии, такие как Кыргызстан и Узбекистан. Казахстан проявил интерес к программе CASA-1000, предусматривающей передачу электроэнергии из Центрально- азиатских стран (главным образом, Кыргызстана и Таджикистана) в Южную Азию (Афганистан и Пакистан). Цены на электроэнергию в Южной Азии, которые намного выше внутренних и российских тарифов, дают казахстанским экспортерам электроэнергии сильные стимулы для участия в программе CASA-1000. После завершения к концу этого десятилетия третьей линии Север-Юг, которая проходит относительно близко к казахстанско-китайской границе на востоке Казахстана, откроет новый возможный «энергетический мост» к западным китайским рынкам, страдающим от нехватки электроэнергии11. Кроме того, есть планы по созданию единого регионального электроэнергетического рынка в рамках Евразийского экономического союза и Таможенного союза с участием Армении, Беларуси, Казахстана, Кыргызстана и России. Этот рынок позволить осуществлять беспрепятственный экспорт дешевой казахстанской электроэнергии на эти важные рынки. Однако еще не разработана модель единого электроэнергетического рынка. Высокая энергоемкость Казахстан входит к десятку самых энергоемких экономик мира. Потребление энергии на единицу валового внутреннего продукта (ВВП) (по паритету покупательской способности) в три раза выше, чем в среднем в странах Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР) (Рисунок 4.5). Высокая энергоемкость также находит отражение в высоком уровне углеродоемкости – Казахстан занимает четвертое место в мире. В Казахстане, где в 2008 году на один доллар США ВВП приходилось 1,4 кг выбросов двуокиси углерода, углеродоемкость более чем вдвое выше, чем в среднем в регионе Европы и Центральной Азии, и более чем втрое выше, чем в среднем в ОЭСР. Энергия в Казахстане используется очень неэффективно, что отражает наследие Советского периода. Экономика характеризуется высокой энергоемкостью и преобладанием добывающих отраслей и промышленности с низким уровнем переработки. Более того, устаревшая и неэффективная инфраструктура, низкие цены на энергию, связанные с большими ресурсами ископаемого топлива в стране и искаженным ценообразованием, и отсутствие целенаправленной политики энергоэффективности и благоприятной институциональной среды способствуют неэффективному использованию энергии. Опубликованные в открытом доступе данные показывают, что энергоемкость ВВП снизилась на 18,6 процента в 2013 году, опередив цель 2015 года (Рисунок 4.6). Однако последние данные Комитета по статистике показывают, что энергоемкость ВВП значительно увеличилась в 2014 году и была всего лишь на 1,7 процента ниже, чем в базовом 2008 году. Высокая энергоемкость ВВП в Казахстане связана, главным образом, с: (a) высокой долей энергоемких отраслей, включая энергетический и добывающий сектор, в ВВП; (b) низким уровнем энергоэффективности ключевых отраслей- потребителей энергии; (c) неблагоприятным климатом. Факторы, которые способствовали увеличению энергоемкости в 2014 году, были вызваны, главным образом, зависимостью казахстанского ВВП от нефтяных ресурсов и глобальным падением цен на нефть. 66 Рисунок 4.5 Энергопотребление на 1,000 долл. США валового внутреннего продукта, некоторые страны, 2009 год Килограмм нефтяного эквивалента: постоянные доллары США на основе ППС 2005 г Примечание: BRICS = Бразилия, Российская Федерация, Индия, Китай, ЮАР; OECD = Организация экономического сотрудничества и развития. Рисунок 4.6 Энергоемкость валового внутреннего продукта Казахстана, 2005 - 2014 годы Энергоемкость ВВП (тонн нефтяного эквивалента / тыс. долл. США, 2000) Источник: Комитет по статистике Казахстана. Примечание: ВВП = валовой внутренний продукт. Высокая энергоемкость создает значительные издержки для страны в сфере экономической конкурентоспособности, здоровья населения и окружающей среды. Сравнение с другими странами показывает, что промышленный сектор Казахстана намного более энергоемкий, чем в большинстве других стран. Это отрицательно сказывается на конкурентной позиции казахстанской продукции на международных рынках, особенно в энергоемких категориях металлургической продукции. Неэффективное использование электроэнергии способствует дефициту электроэнергии, особенно на фоне сокращения соотношения между предложением и спросом, и неблагоприятно влияет на региональное экономическое развитие и социальное благополучие. Загрязнение, связанное с использованием энергией, - одна из причин появления нескольких экологических «горячих точек» в стране, где локальные 67 загрязняющие вещества (например, моно-оксиды азота, оксиды серы, выбросы твердых частиц) представляют существенную угрозу здоровью населения. Исторически, энергоемкость не была приоритетным вопросом правительством Казахстана. Закон об энергосбережении был принят в 1997 году, но он остался, по сути, декларативным по характеру из-за отсутствия конкретных национальных целей по повышению энергоэффективности и осуществимых планов действий. В последние годы правительство все больше уделяет внимания вопросу энергоэффективности как стратегическому приоритету для предотвращения серьезного дефицита энергии, замедляющего экономический рост, повышения промышленной конкурентоспособности и экологических результатов и смягчения социальных последствий недавнего быстрого роста внутренних цен на энергию. В марте 2010 года Президент Казахстана поставил цель по снижению энергоемкости национальной экономики на 10 процентов до 2015 года и на 25 процентов до 2020 года (по сравнению с уровнем 2008 года). Конкретные барьеры для инвестиций в повышение энергоэффективности Изобилие возможностей для прибыльных инвестиций в повышение энергоэффективности контрастирует с ограниченным количеством успешных проектов по энергоэффективности и низким объем фактических инвестиций, особенно в государственном секторе. Причиной этого несоответствия являются информационные, технические, финансовые, институциональные, политические / процедурные барьеры, мешающие продвижению и проникновению на рынок идей энергоэффективности. Это включает следующее: • Ценообразование энергии. Тарифы на энергию определяют финансовую осуществимость инвестиций в повышение энергоэффективности. Несмотря на существенное повышение в последнее время, регулируемые государством розничные тарифы на электроэнергию и тепло все еще считаются значительно более низкими, чем уровень окупаемости затрат. Более того, в большинстве случаев счета за услуги теплоснабжения выставляются на основе регулируемых норм, а не на основе потребления, что не стимулирует конечных пользователей на энергосбережение. Это серьезный фактор, который снижает финансовую осуществимость проектов по энергоэффективности . • Финансовые барьеры. Нехватка легко доступного и недорогого долгового финансирования и / или хорошего финансового механизма (-ов) по энергоэффективности является существенным барьером для реализации проектов по энергоэффективности на государственных объектах. Коммерческие банки, как правило, не знакомы с финансовыми и техническими вопросами, связанными с проектами по энергоэффективности, и банки воспринимают риски кредитования муниципальных и других государственных органов, а также транзакционные издержки таких проектов, как высокие. Чрезмерное уклонение банков от рисков, высокие требования по залогу, отсутствие жизнеспособных механизмов исполнения тоже ограничивают возможности финансирования для проектов по энергоэффективности. С одной стороны, как и во многих постсоветских странах, нет культуры муниципального финансирования и кредитования, и многие государственные организации полагаются на бюджетное финансирование для покрытия большей части, если не всех, расходов, и сталкиваются с ограничениями по заимствованию. С другой стороны, потенциально есть возможность получить государственное финансирование для повышения энергоэффективности в муниципальных и государственных организациях, но для этого необходимо развить систему финансирования. • Нехватка информации и слабые технические возможности. Нехватка технических навыков, информации и осведомленности снижает спрос на энергоэффективные продукты и услуги. Зачастую у потенциальных спонсоров проектов нет возможностей по развитию качественных, приемлемых для банков инвестиционных предложений по энергоэффективности, или они скептично относятся к фактическим энергосбережениям. В 68 связи с этим, конечные потребители, особенно в государственном секторе, не желают инвестировать, если они не уверены, что операционные сбережения покроют требуемые инвестиции. Рынок энергоэффективности в настоящее время не развит из-за слабых технических возможностей и низкого спроса на энергоэффективные продукты и услуги . Например, есть несколько компаний по энергоаудиту, местных и международных компаний, но почти нет энергосервисных компаний, действующих на рынке. • Институциональные и нормативные барьеры. Несмотря на недавние меры политики, принятые правительством, институциональная и нормативно -правовая среда в сфере энергоэффективности по-прежнему разрознена, и большинство элементов еще не внедрено. Хотя был принят новый закон об энергоэффективности, нужно еще разработать и ввести подзаконные акты и правила, в том числе по бюджетированию, закупкам, системам сертификации, аудиту, бенчмаркингу. Кроме того, в государственном секторе есть множество процедурных барьеров, от бюджетирования до закупок, которые обычно жестки по своему характеру и мешают реализации многих мер по повышению энергоэффективности. Примечания 1. Включая, помимо прочего, поправки в Закон о рынке электроэнергии (вступили в силу 5 мая 2015 года) и «100 конкретных шагов», принятых Президентом Н. Назарбаевым для реализации пяти институциональных реформ, 20 мая 2015 года. 2. В соответствии с измененным Законом о рынке электроэнергии, верхние пределы цен будут распространяться на рынок мощности и на энергетический рынок. Верхние пределы будут отличаться по группам электростанций. Предполагается, что будут созданы разные группы для верхних пределов цен на мощность и верхних пределов цен на энергию. Это означает, что две электростанции могут быть в той же группе по верхним пределам цен на мощность, но в разных группах по верхним пределам цен на энергию . 3. В этих договорах фиксируется тариф, объем и продолжительность предоставления мощности. 4. 5 мая 2015 года Президент Н. Назарбаев отметил: «В электроэнергетическом секторе – высока доля устаревшего оборудования и инфраструктуры. Проблемы усугубляются непрозрачной системой тарифов. Для эффективного решения этих проблем будет введена модель единого плательщика. Централизованная закупка электроэнергии позволит сократить разницу в тарифах между нашими регионами и сдерживать рост тарифов». Единый оптовый тариф не является разумной, экономически обоснованной целью для такой большой страны, как Казахстан, в котором есть огромные региональные различия по нескольким аспектам. Тарифы в регионах должны отражать значительные базовые отличия в стоимости поставленной энергии. Например, нет экономического обоснования для одинакового оптового тарифа для имеющего избыток энергии Экибастузского региона на севере и испытывающего дефицит энергии Алматинского региона на юге. 5. Например, согласно некоторым предложениям, поддерживаемым некоторыми казахстанскими экспертами, централизация всей торговли электроэнергией будет реализована в виде обязательных аукционов по электроэнергии, для участия в которых только генерирующие компании будут подавать ценовые предложения на разные периоды времени (от суток вперед до года вперед) по совокупному национальному спросу. Опыт других стран с такими административно сложными «общими пулами» не был положительным. 6. Примеры включают следующее: более легкое балансирование предложения и спроса на уровне системы, единая оптовая цена (которая упрощает тарифное регулирование), защита сторон, финансирующих производство электроэнергии, от рисков 69 рынка и регулирования, сохранение полномочий отраслевого министерства по крупным инвестициям в генерирующие мощности и сектор в целом. 7. Например, это относится к Республике Корея, где национальная энергокомпания, «KEPCO», несет постоянные убытки как единый покупатель из-за регулируемой цены продажи электроэнергии, которая не покрывает ее стоимость. 8. Еще большая системная катастрофа была вызвана Узбекистаном в январе 2011 года, когда незапланированный «перерасход» Узбекистана в 300 МВт привел к перегрузке двух крупных кыргызстанских линий электропередачи, соединенных с каскадом гидроэлектростанций, которые пришлось закрыть. «Перерасход» привел к общему закрытию большой мощности 800 МВт в синхронно интегрированной системе ЦАЭС и, помимо прочего, трижды вызывал автоматическое аварийное закрытие казахстанской линии Север-Юг и связанное с этим отключение электроэнергии в течение нескольких часов. 9. Учитывая неспособность генерирующей системы Узбекистана удовлетворять зимний пиковый спрос и отсутствие прямых связей электропередачи с Россией, конечным стабилизатором системы в регионе, Узбекистан пострадает несоразмерно больше, чем Казахстан, в случае возможного отсоединения. В связи с этим, Узбекистан должен быть заинтересован в поиске разумного, долговременного решения для незапланированного импорта электроэнергии, чтобы не допустить сильного и дорогостоящего снижения внутреннего потребления. Одна из возможных альтернатив, которую можно рассмотреть, - это направление незапланированного спроса страны на электроэнергию на организованный краткосрочный рынок, например, на уже функционирующий казахстанский спот-рынок, KOREM, который открыт для иностранных торговцев, включая «УзбекЭнерго», как зарегистрированных участников рынка. Вместо того чтобы прибегать к подрывной незапланированной передаче (т.е. импорту) электроэнергии, «УзбекЭнерго» мог бы предоставлять заявки через торговую площадку KOREM в сети Интернет на квартальной, месячной, недельной основе, за сутки вперед, в течение суток. Учитывая растущую генерирующую мощность Казахстана и возможность российского импорта через Казахстан, KOREM мог бы на конкурсной основе привлекать поставщиков для выполнения заявок из Узбекистана. Из-за давнего соперничества между двумя странами, Узбекистан может посчитать этот механизм политически неприемлемым. Политически более привлекательным вариантом является создание организованной краткосрочной биржи электроэнергии в Узбекистане и ее привязка к KOREM. Такая привязка рынка между национальными биржами широко и успешно работает в Европе, где в большинстве стран, особенно в небольших, действуют относительно малоликвидные национальные электроэнергетические биржи. Главной целью привязки рынка является максимизация общего экономического излишка участников: более дешевая электроэнергия в одной стране может удовлетворить спрос и снизить цены в другой стране. Цены уравниваются в прилегающих странах с достаточной мощностью трансграничной передачи, что может произойти и в случае Казахстана и Узбекистана. 10. См. htpp://www.primeminister.kz/news/show/24/Kazakhstan-gotov-eksportirovat- bolee-2-tys-mvt-elektroenergii-a-bekenov/02-04-2015. 11. В Китае оптовая цена электроэнергии в 5-10 раз выше, чем в Экибастузском генерирующем хабе. В течение некоторого времени уже рассматривается вопрос о строительстве линии электропередачи из Экибастуза до Китая. Использованные источники Правительство Казахстана. 2014. «Энергетическая концепция 2030». Концепция развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан до 2030 года. «Самрук-Энерго». 2014. Годовой отчет «Самрук-Энерго» за 2014 год. Глава 5 70 Соотношение спроса и предложения и анализ наименьшей стоимости Исследование по планированию наименьшей стоимости: цель и подход Анализ по моделированию системы дает актуальную, обработанную информацию о мощности и структуре производства электроэнергии в Казахстане на период 2015-2045 годы для принятия решения в выборе альтернативных технологий производства, их масштабов и последовательности. Для анализа долгосрочных инвестиций наименьшей стоимости использовалось программное обеспечение по планированию «Power System Research» (PSR) (см. Приложение B с описание модели расширения наименьшей стоимости), управляемое Командой по планированию электроэнергетических систем Глобальной практики Всемирного банка по энергетике и добывающим отраслям. Программа PSR была разработана «PSR Inc.», глобальным поставщиком технологических решений и консультационных услуг в сфере электроэнергии и природного газа с 1987 года. При проведении анализа использовались данные прошлых исследований, содержащих прогнозы по предложению и спросу, а также отраслевая информация, предоставленная для создания математической модели электроэнергетической системы с применением последних фактических цифр и обновленных оценок капитальных расходов (CAPEX) и операционных расходов (OPEX). Данная глава содержит количественный анализ: • Текущего подробного соотношения предложения и спроса на электроэнергию, на основе использования, наличия существующих генерирующих мощностей и прошлых тенденций потребления; • Плана расширения с наименьшей стоимостью по генерирующей и передающей мощности на 2015-2030 годы, для определения наиболее экономичного набора новых электростанций, линий электропередачи, межсистемных линий, а также сроков и связанных с ними потребностей в инвестициях; и • Оценки результатов исследования наименьшей стоимости. При прогнозировании спроса в анализе, в основном, использовались данные «Дорожной карты развития конкурентного генерирующего рынка в Казахстане от 2010 года», подготовленной KEMA для Министерства энергетики и минеральных ресурсов. Этот анализ включает обновленную информацию о капитальных расходах и ценах на топливо. В анализе были использованы последние данные о предложении и спросе, а также отраслевая информация для создания математической модели казахстанской электроэнергетической системы. Кроме того, были использованы прошлые исследования по планированию и документы правительства для получения информации о прогнозах по будущему предложения, а также оценок по OPEX и CAPEX. Исследование содержит базовый сценарий и три других сценария, отражающих альтернативные допущения о спросе и реализации конкретных экономических и экологических мер политики. В результате, был подготовлен инвестиционный план (2015- 2045 годы) по удовлетворению спроса с наименьшей стоимостью, с учетом нескольких ограничений. Предложение и спрос 71 Важнейшую информацию о спросе и предложении можно обобщить следующим образом (Рисунок 5.1): • Спрос на электроэнергию увеличился примерно вдвое с 1999 года после этапа «восстановления» казахстанской экономики (примерно до 94 ТВт-ч в 2014 году). • Пиковое потребление достигло 13,6 ГВт в 2014 году. • Прогнозируется, что потребление будет расти на 2,8 процента в год (приблизительно до 145 ТВт-ч к 2030 году). • Ожидается, что рост потребления в западной зоне будет выше, чем в южной и северной зонах. • Потребление зависит, главным образом, от промышленной нагрузки, поэтому он очень «плоский», при высоком связанном коэффициенте нагрузки . Рисунок 5.1 Историческая структура производства и спрос, 1990-2012 годы ГВт-ч Геотермальная / Биотопливо / Гидро Атомная Природный Неф Уголь солнечная / ветровая отходы газ ть Источник: МЭА, см. http://www.iea.org/stats/WebGraphs/KAZAKHSTAN2.pdf. Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. • Существующие генерирующие мощности технически и морально устарели. Ожидается, что 2,2 ГВт тепловых генерирующих мощностей будут выведены из эксплуатации к 2030 году, когда пиковое потребление достигнет примерно 23 ГВт. • Общая установленная мощность равна 21 ГВт. Общая располагаемая мощность равна 15,2 ГВт. • Установленная мощность по гидроэнергии равна 2,2 ГВт. • Программа максимальных тарифов была введена в 2009-2015 годах в целях стимулирования инвестиций в реконструкцию / расширение мощности и повышения надежности системы. • Запас мощности в 2014 году был равен 11 процентам, но в 2012 году он снизился до опасно низкого уровня, 4 процента. Рост запаса мощности после 2008 года происходил в результате сочетания факторов, включающих экономический кризис и реализацию программы максимальных тарифов. • В настоящее время на долю угля приходится примерно 75 процентов всего производства электроэнергии. • Разнообразие структуры топлива ограничивается небольшой в настоящее время сетью природного газа. 72 • ТЭЦ обеспечивают необходимые потребности в отоплении вблизи городских центров. Текущая установленная мощность ТЭЦ равна 6,2 ГВт и составляет 33 процента всей установленной тепловой мощности. Прошлые тенденции потребления и текущая структура снабжения Годовой пик производства электроэнергии рос одновременно с энергопотреблением, с 8,6 ГВт в 2010 году до 13,6 ГВт в 2014 году. Экономика проходила этап восстановления с 2000 года, после заметного падения экономического роста, вызвавшего неопределенность в плане роста потребления. Во время этапа восстановления годовое увеличение производства электроэнергии и потребления было более или менее стабильным, примерно 4,4 процента, или 2 ТВт-ч в год. Высокие исторические темпы роста энергопотребления были вызваны, главным образом, экспортоориентированным, энергоемким развитием тяжелой промышленности, направленной преимущественно на российский рынок. По сравнению с другими странами, доля промышленности в общем потреблении электроэнергии необычно высокая и составляет примерно две трети. На десятку наиболее экспортоориентированных компаний тяжелой промышленности (горнорудные и металлургические) приходится приблизительно половина промышленного потребления электроэнергии. Экспортные успехи эти компаний сильно зависят от дешевого угля и электроэнергии, а также роста близлежащих экспортных рынков. Общее энергопотребление существенно отличается в разных регионах, причем северная зона является крупнейшим потребителем электроэнергии, за ней следует южная и западная зоны. Пиковое потребление в 2014 году составило 8 757 МВт, 2 189 МВт и 1 304 МВт в северной, южной, западной зонах, соответственно. Во всех трех зонах энергопотребление обусловлено, главным образом, «гладкой» промышленной нагрузкой, в связи с которой казахстанская энергосистема испытывает относительно низкие колебания нагрузки и характеризуется высоким фактором нагрузки, > 70 процентов (Рисунок 5.2). Рисунок 5.2 Часовая нагрузка, по зонам, 28 ноября 2014 года Нагрузка (МВт) Часов в день Север Юг Запад Источник: Казахстанская компания по управлению электрическими сетями. Примечание: 28 ноября 2014 года был днем, когда произошел третий по величине годовой пик потребления в году. 73 Прогноз потребления Прогнозы будущего потребления регулярно публикуются Правительством Казахстана и Казахстанской компанией по управлению электрическими сетями (АО «KEGOC»). Прогнозы также можно найти в исследованиях, проведенных KEMA, Азиатским банком развития (Fichtner GmbH & Co. 2012),1 и энергетической ассоциацией Казахстана («KazEnergy»). При прогнозировании использовались эконометрические модели2, основанные на исторических данных, для определения потребления в зависимости от валового внутреннего продукта (ВВП), населения, промышленного или общего экономического развития и других факторов потребления. Исследование потребления, проведенное KEMA («Дорожная карта развития конкурентного рынка производства электроэнергии за 2010 год»), показывает небольшой, линейный рост потребления, примерно на 2,8 процента. В исследовании KEMA за 2010 год, первоначально спрогнозированный рост потребления, 4 процента, был скорректирован в соответствии с прогнозом АО «KEGOC», который предусматривает, что прошлые тенденции роста будут снижаться в будущем (Рисунок 5.3). Дорожная карта KEMA (Рисунок 5.4) предполагает высокий и низкий сценарий роста потребления (4,2 и 1,4 процента роста, соответственно), отражающие более высокие и более низкие темпы роста ВВП3. Как видно на Рисунке 5.3, роста потребления отличается в каждой зоне. Если использовать 2015 год в качестве базового, темпы роста будут самыми высокими в западной зоне (4,15 процента) и самыми низкими в северной зоне (1,8 процента), а рост потребления в южной зоне составит 3,35 процента. В результате, ожидается, что пиковая нагрузка в Казахстане достигнет примерно 23 ГВт к 2030 году. Рисунок 5.3 Прогнозы энергопотребления и пиковой нагрузки Казахстанской компании по управлению электрическими сетями, до 2030 года ТВт-ч ГВт Казахстан Юг Запад Север Источник: «KazEnergy» 2013. Примечание: ГВт = гигаватт; ТВт-ч = тераватт-час. 74 Рисунок 5.4 Базовый сценарий, сценарий с высоким потреблением и сценарий с низким потреблением, 2001-2025 годы Общее потребление (ГВт-ч) Год Базов Высо Низкий ый кий Источник: KEMA 2010. Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. Гидроэнергия и возобновляемая энергия Гидроэнергия В настоящее время есть шесть крупный гидроэлектростанций с пониженной мощностью > 100 МВт, суммарная мощность которых равна 2 160 МВт, и множество небольших гидроэлектростанций общей мощностью 96 МВт (всего – примерно 2 255 МВт). Гидроэнергетические мощности, как и мощности по тепловой энергии, как правило, относятся к Советскому периоду, при этом значительные мощности были потеряны из-за старения. Правительство Казахстана планирует провести реконструкцию существующих гидроэлектростанций и добавить 302 МВт к 2020 году к текущей располагаемой мощности. Ветровая и солнечная энергия В соответствии с отчетом «KazEnergy» за 2011 год, был утвержден план мероприятий по введению в эксплуатацию 793 МВт мощности по ветровой энергии и 77 МВт мощности по солнечной энергии до 2020 года. Однако целевые показатели правительства по возобновляемой энергии сейчас более высокие; текущие целевые показатели по проникновению солнечной и ветровой энергии следующие: 3 процента до 2020 года и 10 процентов до 2030 года (DNV-GL 2015a). Дополнительные цели включают: 30 процентов альтернативной энергии4 до 2030 года и 50 процентов до 2050 года («KazEnergy» 2013). В настоящее время ведется строительство (или завершено) около 500 МВт мощности по ветровой энергии и 300 МВт мощности по солнечной энергии, которые, как планируется, будут введены в эксплуатацию до 2020 года. Крупнейшей строящейся солнечной электростанций является проект «Cogenhan» мощностью 100 МВт в Жамбылской области (южная зона), крупнейший проект по ветровой энергии (200 МВт) тоже находится в Жамбылской области (южная зона). 75 План расширения пропускной способности на 2015-2030 годы Было несколько попыток разработать комплексный план расширения мощности – последний такой план был составлен «KazEnergy» в 2013 году («KazEnergy» 2013). План «KazEnergy» предусматривает резкое увеличение производства на основе угля, с 60 ТВт-ч в год в настоящее время до более 100 ТВт-ч в год до 2030 год, и поэтому по-прежнему будет составлять основу электроэнергетической системы Казахстана. Тем не менее, производство электроэнергии на основе газа существенно увеличится, а добавление ветровой и солнечной энергии к 2030 году немного разнообразит структуру производства (Рисунок 5.5). В связи с этим прогнозом расширения производства, в Национальном энергетическом докладе «KazEnergy» за 2013 год отмечается, что потребности в инвестициях составят приблизительно 54 млрд. долл. США за период 2013-2030 годы (Таблица 5.1), или более 3 млрд. долл. США в год. Эти инвестиции включают: (a) модернизацию и расширение существующей мощности (около 12 млрд. долл. США, большая часть которых происходит до 2020 года); и (b) строительство новой мощностью стоимостью 42 млрд. долл. США, включая 25 млрд. долл. США новых инвестиций после 2020 года. Дополнительная мощность, запланированная на следующие 15 лет, равна почти 18 ГВт, в том числе 7,5 ГВт на основе угля (включая отремонтированные мощности), 1,8 ГВт на основе газа, 0,9 ГВт атомной, 2,7 ГВт ветровой и 2,3 ГВт солнечной энергии. В Таблице 5.2 показаны инвестиции по видам электростанций – только на производство на основе угля приходится 23,5 млрд. долл. США, на производство на основе угля и газа вместе приходится половина всех инвестиций – 54 млрд. долл. США. Рисунок 5.5 Прогнозируемая структура производства, 2012-2030 годы ТВт-ч Производство электроэнергии Газ ВЭС Гидроэнергия СЭС Уголь Уран Источник: «KazEnergy 2013». Примечание: СЭС = солнечная электростанция; ТВт-ч = тераватт-час; ВЭС = ветровая электростанция. 76 Таблица 5.1 Потребности в инвестициях млн. долл. США Назначение Всего за 2013-2030 Инвестиции, в том числе гг Техническая модернизация Расширение Новые мощности Источник: «KazEnergy 2013». Таблица 5.2 Инвестиции, по видам электростанций млрд. долл. США Завышенная оценка инвестиций Вид электростанции до 2030 года (цены 2013 года) На основе угля На основе газа Атомные Гидроэлектростанции (включая малой мощности) Ветровые Солнечные Всего Источник: «KazEnergy 2013». Анализ планирования наименьшей стоимости на 2015-2045 годы Анализ включает моделирование четырех сценариев. Они описаны подробно в следующих подразделах и вкратце описаны в Таблице 5.3. Базовый сценарий В базовом сценарии, являющемся наиболее вероятном, оптимизируется производство и передача электроэнергии, и учитываются меры политики, цели, инвестиционные проекты, которые уже реализуются или которые, скорее всего, будут реализованы. В базовом сценарии оптимизируется расширение производства и передачи электроэнергии с учетом прогнозов потребления, наличия и стоимости различных видов топлива. В базовом сценарии предполагается следующее: • Прогнозируется, что рост потребления составит 2,8 процента в год (согласовывается с прогнозом АО «KEGOC»). • Правительство планирует добиться 3-процентной доли переменной возобновляемой энергии (солнечной и ветровой) к 2020 году и 10 к 2030 году5. Анализ также включает информацию об установленной мощности, по видам технологий и регионам, из недавнего исследования по интеграции переменной возобновляемой энергии (DNV-GL 2015a). 77 • Правительство планирует третью линию Север-Юг, которая повысит мощность электропередачи по коридору Север-Юг с 1 350 до 2 100 МВт. • Новая угольная Балхашская электростанция на сверхкритические параметры пара с установленной мощностью 1 320 МВт. • Расширение ГРЭС-2 (на 525 МВт) в Экибастузе. • Правительство планирует развить мощности по атомной технологии и ввести 1 000 МВт атомной электроэнергии до 2030 года. • Генеральный план АО «KEGOC» по реконструкции / расширению / вывода из эксплуатации существующих генерирующих мощностей в соответствии с Концепцией по развитию «зеленой» экономики. Рисунок 5.3 Обзор основных допущений по каждому сценарию Сценарий Базовый Сценарий с Зеленый сценарий Сценарий с сценарий наименьшей региональным стоимостью экспортом Потребление • Потребление Так же как в • Существенное • Внутренне 2014 года / базовом сокращение потребление пиковое сценарии потребления в такое же, как в потребление (94 результате мер по базовом ТВт-ч / 13,6 ГВт) повышению сценарии • 2,8% годовой энергоэффективност • 13 ТВт-ч рост и электроэнергии • 2,3% рост до 2030 экспортируется года; в Россию и • 1,2% рост до 2045 Центральную года. Азию к 2030 году • 13 ТВт-ч электроэнергии экспортируется в год после 2030 года Варианты • Все виды Так же как в Частичная Так же как в снабжения ископаемые базовом газификация базовом топлива топлива – из сценарии, плюс северной зоны, сценарии отечественных частичная начиная с 2020 года, источников газификация для перевода • Уголь, севера для производства ТЭЦ, природный газ, перевода эквивалентного 4 нефть, уран некоторых ТЭЦ млрд. м3/год, с угля • Угля нет на с угля на газ на газ; остальные западе подлежит варианты снабжения • Газа нет на оптимизации такие же, как в севере базовом сценарии Стоимость • Природный газ: Так же как в Так же как в базовом Так же как в топлива Запад - базовом сценарии, плюс базовом $0,059/м3; Юг - сценарии, плюс природный газ на сценарии $0,097/м3 природный газ севере для перевода • Уголь: Север - на севере для ТЭЦ стоит $0,082/м3 $15/тонна; Юг - перевода ТЭЦ ($0,09/м3 в 2020 $22/тонна стоит $0,082/м3 году). • Нефть - ($0,09/м3 в 2020 $52,5/бнэ; году). атомная энергия 78 $0,4/ГДж Варианты • Уголь: ТЭЦ / Так же как в Так же как в базовом Так же как в теплоснабжени электростанции базовом сценарии базовом я на сценарии сценарии сверхкритически е параметры пара • Газ: ПГУ / ТЭЦ / ПГУ открытого цикла • Нефть: пар • Атомная Цели по 3% солнечной и Проекты по Установленная Так же как в переменным ветровой энергии переменной мощность по базовом ВИЭ до 2020 года возобновляемой переменной сценарии • 10% солнечной энергии возобновляемой и ветровой подлежат энергии такая же, как энергии до 2030 оптимизации с в базовом сценарии, • наименьшей хотя потребление Предполагается, стоимостью ниже что тенденция роста переменной возобновляемой энергии продолжится до 2045 года Другие цели • 1 ГВт атомной • 30% переменной Так же как в энергии до 2030 возобновляемой базовом года энергии + сценарии атомной энергии до 2030 года; 50% до 2045 года • 15% сокращение CO2 по сравнению с уровнем 2012 года к 2030 году; 40% к 2045 году Региональные • Модель Так же как в Так же как в базовом • Казахстан межсистемные включает базовом сценарии соединен с линии коридор сценарии, плюс: Россией через электропередачи возможное межсистемную Север-Юг 1 350 добавление уже линию МВт и план запланированно мощностью увеличить его до й межзональной 10 590 МВт 2 100 МВт в 2018 мощности по • Казахстан году электропередаче соединен с • Запад , включая Кыргызстаном моделируется как межсистемные и Узбекистаном островная зона линии Запад- через • Модель не Север и Запад- межсистемные включает Юг, подлежит линии 2 460 и региональной оптимизации 940 МВт, межсистемной соответственно линии • Предполагается , что указанные 79 выше мощности будут сохранены Примечание: Цена на топливо включает стоимость строительства газовой сети в северной зоне; млрд. м3/год = миллиард кубических метров в год; бнэ = баррелей нефтяного эквивалента; ПГУ = парогазовая установка; ТЭЦ = теплоэлектроцентраль; CO2 = углекислый газ; ГДж = гигаджоуль; ГВт = гигаватт; м3 = кубический метр; МВт = мегаватт; ТВт = тераватт. Зеленый сценарий Зеленый сценарий был разработан для моделирования перехода к «зеленому» росту. Большинство допущений взяты из Концепции по развитию зеленой экономики, реализация которой, судя по всему, застопорилась. Этот сценарий направлен на определение экономических выгод / затрат в электроэнергетическом секторе, связанных с общей программой повышения энергоэффективности, которая предусматривает сильное сокращение потребления (и пикового потребления). Помимо допущений базового сценария, зеленый сценарий включает следующее: • Цель по снижению годовых выбросов углекислого газа (CO2) на 40 процентов к 2050 году по сравнению с уровнем 2012 года. • Цель по 50-процентной доле безуглеродных технологий в структуре энергии (гидро-, солнечная, ветровая и атомная) к 2050 году. Сценарий с региональным экспортом Этот сценарий показывает экономические выгоды и затраты в случае, если Казахстан инвестирует в дополнительные мощности для постепенного увеличения своих экспортных возможностей. Этот план подкрепляет усилия Казахстана по достижению и поддержанию полной электроэнергетической независимости, отраженной в целях Энергетической концепции 2030 (Правительство Казахстана 2014), которая предусматривает значительный нетто-экспорт в объеме около 11-13 ТВт-ч к 2030 году. В этом сценарии предполагается, что 80 общего экспорта энергии будет идти в Российскую Федерацию и Беларусь (в рамках Евразийского Союза), а оставшаяся часть – в Узбекистан и Кыргызстан. Сценарий с наименьшей стоимостью Этот сценарий предусматривает оптимизацию систему по принципу наименьшей стоимости без учета каких-либо обязательных мер государственной политики или целевых показателей. Допущения по прогнозируемому потреблению, стоимости топлива и вариантам снабжения – такие же, как в базовом сценарии. То же самое относится к плану вывода из эксплуатации и реализации проектов, решения по которым уже приняты (например, Балхаш и ГРЭС-2). Однако технологии переменной возобновляемой энергии будут конкурировать на равных условиях с остальными технологиями и будут вводиться при достижении сетевого паритета. То же самое относится к атомной энергии. Кроме того, перевод ТЭЦ с угля на газ подлежит оптимизации. Сценарий с наименьшей стоимостью включает проекты по электропередаче, которые полностью объединяют и связывают электроэнергетическую систему Казахстана (например, проекты по электропередаче Север-Запад и Юг-Запад), в случае подтверждения их экономической обоснованности. Наконец, один вариант сценария с наименьшей стоимостью рассматривает экономическую, а не фактическую стоимость природного газа в проводимых в нем вычислениях. Традиционно, нормированная стоимость энергии (LCOE) означает экономическую оценку средней общей стоимости строительства и эксплуатации генерирующего актива в 80 течение его срока службы, разделенную на общее производство энергии активом в течение этого срока службы. В данном исследовании «системная» LCOE означает примерно то же самое – среднюю общую стоимость строительства, реконструкции и эксплуатации системных генерирующих активов и межзональной, высоковольтной электропередачи в течение определенного периода планирования, разделенную на общее производство энергии в системе в течение того же самого периода. Таким образом, в этом исследовании «системная» LCOE исключает электропередачу и распределение, но включает генерирующие активы и стоимость нескольких рассматриваемых межзональных соединений. Базовые допущения Базовый сценарий (i) Рост потребления. Общий рост потребления равен 2,8 процента. Рост не равномерен во всех зонах. Прогнозируемый рост равен 2 процентам, 3,55 процента, 4,15 процента в северной, южной и западной зонах, соответственно (Рисунок 5.6) («KazEnergy» 2013). (ii) Варианты снабжения топлива. Казахстан добывает отечественный уголь, природный газ, уран, нефть, которые, как предполагается, будут основными видами ископаемого топлива, используемыми страной в ее структуре производства электроэнергии. Кроме того: • Исключаются инвестиции в природный газ в северной зоне. Снабжение топлива в регионе в настоящее время ограничено из-за отсутствия газовой сети. • В настоящее время в западной зоне нет производства на основе угля, главным образом, из-за того, что большая часть производства газа происходит в регионе. Учитывая транспортные затраты, газ намного более экономичен, чем уголь (который бы пришлось привозить из угольных шахт, расположенных в сотнях километров на севере и востоке страны). Таким образом, угольные проекты в западной зоне исключены из всех сценариев. Рисунок 5.6 Рост энергопотребления и пиковой нагрузки, 2015-2045 годы Пиковое потребление (МВт) Потребление (ГВт-ч) Пиковое потребление (МВт) Потребление, юг (ГВт-ч) Потребление, запад Потребление, север (ГВт-ч) (ГВт-ч) Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час; МВт = мегаватт. 81 (iii) Цены на топливо. Предполагается, что цены на топливо отличаются в разных регионах6: • Природный газ в западной зоне: $1,41/ГДж или $0,054/м3 • Природный газ южной зоне: $2,54/ ГДж или $0,097/м3 • Уголь в северной зоне: $0,58/ ГДж или $11/тонну • Уголь в южной зоне: $1,16/ ГДж или $22/тонну • Уран: $0,4/ГДж7 • Нефть: $8,6/ ГДж или $52,5/баррель нефтяного эквивалента • Все цены, исключая цены на нефть, увеличиваются на 2 процента в год; рост цен на нефть равен 5,3 процента. (iv) Основные характеристики и стоимость технологий производства электроэнергии. В настоящее исследование включены следующие технологии: парогазовая установка (ПГУ), ПГУ открытого типа, газовая турбина ТЭЦ, цикл со сверхкритическим давлением пара и одним промежуточным перегревом на основе угля, угольная ТЭЦ, паровой цикл на основе тяжелого дизельного топлива, ядерный реактор на быстрых нейтронах, гидроэнергия, солнечная энергия, ветровая энергия8. Данные Международного энергетического агентства (МЭА) о стоимости использовались, главным образом, по России, так как она ближе все географически расположена к Казахстану (хотя эти рынки очень сильно отличаются). Допущения о стоимости технологий указаны в Таблице 5.4. (v) Атомная энергия. У Казахстана есть некоторый опыт в сфере атомных технологий, так как в стране был БН-350, первый реактор на быстрых нейтронах в мире. Тем не менее, есть обеспокоенность по поводу утраты знаний и научного потенциала в этой сфере («KazEnergy» 2013). В связи с этим страна планирует построить атомную электростанцию мощностью 1 000 МВт к 2030 году в сотрудничестве с Россией. Поскольку между началом атомного проекта и завершением проекта потребуется много времени, предполагается, что атомный проект не будет введен в эксплуатацию раньше чем в 2025 году. Таблица 5.4 Предполагаемые затраты по технологиям, используемым в исследовании по расширению с наименьшей стоимостью Эффективностьa ЭиТСa (долл. Однодневная ЭиТСb (долл. Срок (%) США / МВт-ч) стоимостьa (млн. долл. США / кВт) службы США / МВт) (лет) ТЭЦ (угольная)с Угольная сверхкритическая ПГУ ПГУ открытого типа ТЭЦ (газовая)с Атомная Нефть Солнечная Ветровая ГЭС Примечание: В программе OptGen не проводится различий между технологиями возобновляемой энергии в части их эффективности. Для оптимизации системы требуются только коэффициенты использованной мощности и установленные мощности. В связи с этим, значения эффективности по технологиям возобновляемой энергии не показаны. кВт = киловатт; МВт -ч = мегаватт-час; ЭиТС = эксплуатация и техническое обслуживание. a. Данные Международного энергетического агентства. 82 b. Данные Национальной лаборатории по возобновляемой энергии. c. Предполагается, что на каждые 100 единиц тепловой энергии производится 35 единиц электроэнергии (электрический КПД – 35 процентов) и 40 процентов полезной теплоотдачи. Рисунок 5.7 План по переменным возобновляемым источникам энергии в период оптимизации, 2015-2045 годы Общая построенная мощность (МВт) Доля энергии в системе (%) Общая доля энергии (%) Солнечная (запад) Ветровая (запад) Солнечная (юг) Ветровая (юг) Солнечная (север) Ветровая (север) Примечание: МВт = мегаватт. (vi) Потребности в теплоснабжении. Для калибровки эксплуатации ТЭЦ используются месячные данные о теплоснабжении, полученные от Министерства энергетики за 2014 год. Процесс оптимизации предполагает, что потребность в тепловой энергии будет расти на 1,7 процента в год. Модель учитывает долгосрочный план потребностей в теплоснабжении при расчете распределения электроэнергии с ТЭЦ и их требований по мощности. Допущения о потребностях в теплоснабжении одинаковы во всех сценариях. (vii) Возобновляемая энергия. Предполагается, что доля солнечной и ветровой энергии составит 3 процента к 2020 году и 10 процентов к 2030 году в соответствии с государственной политикой. Предполагается, что тенденция роста переменных возобновляемых источников энергии продолжится и в период 2030-2045 годы. Программа PSR не проводит оптимизацию на основе целевых показателей по доле возобновляемой энергии9. Структура мощностей по солнечной и ветровой энергии основана на информации исследования, проведенного DNV по направлению 2 (Рисунок 5.7) (DNV-GL 2015b). Кроме того, кривая роста производительности по солнечной и ветровой энергии основана на данных МЭА (МЭА 2013, 2014) (Рисунок 5.8). Для модели необходимы среднемесячные коэффициенты использования мощности по каждому проекту инвестиций в солнечную или ветровую энергию. Для этих расчетов использовались почасовые данные по солнечной и ветровой энергии из базы данных «System Advisor Model» Национальной лаборатории по возобновляемой энергии по 83 каждой из трех электроэнергетических зон. Были вычислены следующие средние годовые коэффициенты использования мощности: • По солнечной энергии: 16, 20 и 17 процентов по северной, южной и западной зоне, соответственно. • По ветровой энергии: 30, 25 и 25 процентов по северной, южной и западной зоне, соответственно. Рисунок 5.8 Кривая снижение однодневных капитальных затрат по солнечной и ветровой энергии, 2015-2045 годы Долл. США / кВт Солн. Ветровая Таблица 5.5 Стоимость программы реконструкции / расширения (млн. долл. США) Техническая модернизация Расширение (viii) План вывода из эксплуатации. Текущая ситуация в электроэнергетическом секторе характеризуется значительной степенью устарелости активов по производству и передаче электроэнергии. Стратегия Казахстана предусматривает модернизацию и продление срока службы существующих активов, чтобы отложить дорогостоящие инвестиции в новые проекты (Таблица 5.5). В конечном итоге, существующие генерирующие мощности будут выведены из эксплуатации после окончания их срока службы. Основные технические мероприятия описаны в Концепции по развитию «зеленой» экономики. Первоначальным источником является Генеральный план АО «KEGOC». В соответствии с планом модернизации / вывода из эксплуатации, располагаемые мощности будут постепенно увеличиваться до 2020 года, когда общая располагаемая мощность существующих генерирующих объектов составит 18,9 ГВт. К 2030 году общая располагаемая мощность уменьшится на 2,2 ГВт (1,6 ГВт мощности, работающей на угле, 0,6 ГВт мощности, работающей на газе, 0,3 ГВт мощности по гидроэнергии); к 2045 году работать будет всего лишь 3,1 ГВт существующей мощности (Рисунок 5.9). Ограничения по выводу из эксплуатации / реконструкции одинаковы во всех сценариях. (ix) Обязательные инвестиционные проекты. В рамках Государственной программы форсированного индустриально-инновационного развития правительство планирует ввести 1 845 МВт генерирующей мощности. Программа включает: (a) строительство 84 Балхашской угольной электростанции мощностью 1 350 МВт, которая будет введена в эксплуатацию к 2022 году; и (b) строительство третьего угольного агрегата в Экибастузе (ГРЭС-2), которое будет завершено к 2020 году. Эти два проекта являются «обязательными» в модели оптимизации и будут введены в эксплуатацию в указанные выше сроки. Допущения об этих проектах одинаковы во всех сценариях . (x) Экспорт. Казахстанская электроэнергетическая система в модели является трехузловой (север, юг, запад), учитывая отсутствие более детальных данных об электропередаче. Базовый сценарий не включает региональные объединенные сети, так как: (a) для этого требуется очень сложный процесс моделирования, особенно в отсутствие краткосрочных данных о торговле электроэнергией; и (b) региональная торговля сильно сократилась с 1990 года, а чистые потоки в настоящее время очень низки. Предполагается, что западная зона является островной, так как она не соединена с северной и южной зонами. В модель включен коридор Север-Юг с текущей мощностью 1 350 МВт, а также планируемый проект АО «KEGOC» по укреплению соединения сети с дополнительными 750 МВт. Предполагается, что этот проект по укреплению соединения сети будет завершен в 2018 году. Базовый сценарий не включает какие -либо проекты по электропередаче; это строго программа долгосрочного расширения генерирующей мощности. Единственный сценарий, который включает оптимизацию расширения электропередачи (внутренние проекты по электропередаче) – это сценарий с наименьшей стоимостью. Рисунок 5.9 График реконструкции / расширения / вывода из эксплуатации по существующему производству электроэнергии, 2014-2045 годы МВт Газ – вывод Гидро - распол. Уголь – вывод Газ – ремонт Гидро - ремонт Газ – располаг. Примечание: МВт = мегаватт. Зеленый сценарий (i) Потребление. В зеленом сценарии существенная доля сокращения роста потребления будет связана с повышением энергоэффективности на стороне спроса и предложения. Экономика Казахстана является очень энергоемкой; ее энергоемкость в 2 -3 85 раза превышает средний показатель по странам Организации экономического сотрудничества и развития. Углеродоемкость казахстанской промышленности в пять раз выше среднего показателя по Европейскому Союзу. Что касается стороны предложения, средняя энергоэффективность существующих электростанций составляет всего лишь 32 процента, и может потенциально увеличиться до 42-53 процентов по угольным электростанциям (Fichtner GmbH & Co. 2010). В зеленом сценарии предполагается, что Казахстан будет идти по пути зеленого роста, реализуя меры по энергоэффективности, способствующие развитию «зеленых» зданий, модернизации промышленного оборудования, ремонту/ модернизации систем централизованного теплоснабжения. Эти меры будут способствовать снижению роста потребления с 2,8 процента (в базовом сценарии) до 1,75 процента. В зеленом сценарии предполагается, что рост потребления до 2030 года составит 2,3 процента. После 2030 года средний рост потребления снизится до 1,2 процента (Рисунок 5.10). Рисунок 5.10 Рост энергопотребления в Казахстане в «зеленом» сценарии, 2015- 2045 годы Пиковое потребление (МВт) Потребление (ГВт-ч) Потребление - Потребление - Пиковое Пиковое базовый зеленый потребление - потребление - базовый зеленый Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час; МВт = мегаватт. (ii) Варианты снабжения топлива. Зеленый сценарий содержит такие же варианты снабжения топлива, как и в базовом сценарии, за одним исключением. В сценарии предполагается, что некоторые угольные ТЭЦ в крупных городах на севере будут переведены на газ в целях уменьшения загрязнения воздуха. Предполагается, что снабжение газа будет составлять 4 млрд. м3 в год; этот объем газа может обеспечить примерно 1,5-1,8 ГВт базовой нагрузки по производству электроэнергии на основе газа. (iii) Цены на топливо. Цены на топливо такие же, как в базовом сценарии. Кроме того, в зеленом сценарии предполагается, что в северной зоне будет снабжение газа. Предполагается, что цены на газ в северной зоне будут равны 3,1 долл. США / ГДж, или 0,0126 долл. США / м3. Эта цена равна сумме стоимости газа в южной зоне (2,54 долл. США / ГДж) и стоимости строительства необходимой газовой инфраструктуры (0,56 долл. США / ГДж) (CEC 2015)10. (iv) Технологии производства электроэнергии. Технологии производства электроэнергии такие же, как в базовом сценарии. (v) Возобновляемая энергия. В дополнение к существующей цели по 10-процентной доле солнечной и ветровой энергии к 2030 году, зеленый сценарий включает цель по 86 производству 50 процентов всей электроэнергии на базе безуглеродных технологий (т.е. возобновляемые источники энергии и атомная энергия). Этот целевой показатель должен быть достигнут до конца периода оптимизации. Предполагаемая установленная мощность по возобновляемой энергии такая же, как в базовом сценарии. Однако потребление сильно сокращается в результате увеличения общей доли солнечной, ветровой и гидроэнергии до 39 процентов. (vi) Атомная энергия. Зеленый сценарий включает целевой показатель – 2 000 МВт мощности по атомной энергии до конца периода оптимизации . Из этой мощности, 1 000 МВт будут введены в эксплуатацию в период между 2025 и 2030 годом. Дополнительные 1 000 МВт будут введены в эксплуатацию после этого; срок ввода в эксплуатацию зависит от решения по оптимизации. (vii) Целевые показатели по выбросам. Зеленый сценарий – единственный сценарий, который включает целевой показатель по сокращению выбросов. Он предполагает 40-процентное сокращение выбросов по сравнению с уровнем 2012 года к концу периода оптимизации. Это сокращение будет достигнуто за счет снижения потребления путем повышения энергоэффективности. Сценарий с региональным спросом Потребление. В сценарии с региональным экспортом модель показывает технические и экономические отличия от базового сценария, связанные с предполагаемым годовым чистым экспортом 13 ТВт-ч электроэнергии. Это допущение основано на том, что Казахстан является чистым экспортером электроэнергии с 2013 года, и в Электроэнергетической концепции 2030 есть явная цель по экспорту. Годовой чистый экспорт электроэнергии будет постепенно расти и достигнет 13 ТВт-ч в 2030 году, и останется на этом уровне в последующие годы. Предполагается, что 80 процентов экспорта электроэнергии будет направляться через региональные соединения с Россией в северной зоне (мощность 10 590 МВт); оставшиеся 20 процентов будет направляться в Кыргызстан и Узбекистан (мощность соединения 2 460 и 940 МВт, соответственно) (KEMA 2010). Предполагается, что внешний спрос будет оставаться на одном уровне. Кроме того, предполагается, что экспорт в Кыргызстан и Узбекистан будет осуществляться только в зимний период, с октября до марта. На Рисунках 5.11 и 5.12 показан спрос на экспорт и необходимая мощность в динамике времени, соответственно 11. Не считая включения внешнего спроса, все другие допущения такие же, как в базовом сценарии. Рисунок 5.11 Годовой внешний спрос на электроэнергию, 2015-2045 годы Внешний спрос (ГВт-ч) Центральная Российская Азия Федерация 87 Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. Рисунок 5.12 Годовые внешние мощности, необходимые для экспорта электроэнергии в Центральную Азию и Российскую Федерацию, 2015-2045 годы Внешний пиковый спрос (МВт) Центральная Российская Азия Федерация Примечание: МВт = мегаватт. Сценарий с наименьшей стоимостью (i) Внутренние соединения. Сценарий с наименьшей стоимостью – единственный сценарий, включающий внутренние соединения. Эти проекты по электропередаче не обязательны, но подлежат оптимизации по наименьшей стоимости. Есть минимальное ограничение по дате ввода; проекты по электропередаче могут быть введены в эксплуатацию раньше, чем в 2019 году, учитывая время, необходимое для планирования и строительства. Так как энергетическая система Казахстана в модели является трехузловой, единственные варианты электропередачи включают: (a) соединение западной и северной зон; (b) соединение западной и южной зон; и (c) усиление мощности коридора Север- Юг12. Добавление внутренних соединений – не единственное отличительное свойство сценария с наименьшей стоимостью. Не считая Балхашской электростанции и расширения Экибастузской ГРЭС, математические ограничения в процессе оптимизации не включают других обязательных проектов, мер политики или целевых показателей. Такие ограничения уменьшают область допустимых решений и вероятность достижения решения с наименьшей стоимостью. Сценарий с наименьшей стоимостью – наименее дорогой из всех сценариев. (ii) Чувствительность к цене на природный газ. В одном варианте сценария с наименьшей стоимостью используется экономическая стоимость природного газа, а не фактическая стоимость, для определения влияния цены на природный газ. Данные Всемирного банка показывают, что «КазТрансГаз» покупает газ у российского «Газпрома» по цене 85 долл. США за 1 000 м3 природного газа в южной зоне и возвращает тот же самый объем газа России из нефтяных месторождений, расположенных в западной зоне (Карачаганак) по той же самой цене. В этом варианте сценария с наименьшей стоимостью используется однородная приграничная, основанная на цене экономическая стоимость природного газа на уровне 85 долл. США за 1 000 м3 (примерно 2,54 долл. США за ГДж в момент составления данного отчета). Так как стоимость природного газа в южной зоне уже составляет 2,54 долл. США, и в северной зоне нет природного газа, изменение стоимости природного газа влияет только на западную зону. 88 Результаты и обсуждения Базовый сценарий (i) Производство электроэнергии. В базовом сценарии предполагается, что будущая электроэнергетическая система Казахстана основана, главным образом, на угле. Производство электроэнергии на основе угля увеличится с примерно 70 ТВт -ч в 2015 году до 100 ТВт-ч в 2045 году (Рисунок 5.13). Однако доля угля в структуре энергии со временем снизится (Рисунок 5.14), так как рост потребления будет выше роста производства на угольных электростанциях. Угольные электростанции произвели около 75 процентов всей энергии в 2015 году, но в 2045 году они произведут всего лишь 50 процентов. Аналогичным образом, производство на основе газа увеличится с примерно 15 ТВт-ч в 2015 году до 40 ТВт-ч в 2045 году (Рисунок 5.13). Доля возобновляемой энергии в структуре энергии увеличится со временем. Доля солнечной и ветровой энергии равна 3 процентам в 2010 году, 10 процентам в 2030 году, 21 проценту в 2045 году, в соответствии с целевыми показателями правительства. Общая доля возобновляемой энергии (включая гидроэнергию) равна 20 процентам в 2030 году и 30 процентам в 2045 году (Рисунки 5.15 и 5.16). Доля производства электроэнергии на ТЭЦ снижается со временем, хотя не значительно. ТЭЦ производят 34 процента всей энергии в 2015 году и 29 процентов в 2040 году. Это связано с тем, что предполагаемый рост потребностей в теплоснабжении будет ниже, чем предполагаемый рост потребления. Что касается атомной энергии, 1 ГВт атомной энергии обеспечивает приблизительно 8 ТВт-ч электроэнергии в год. Рисунок 5.13 Производство электроэнергии, по видам топлива (базовый сценарий), 2015-2045 годы ГВт-ч Гидро Сол. Ветр. Атомная Неф Газ Уголь ть Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. 89 Рисунок 5.14 Производство тепловой энергии, по видам топлива (базовый сценарий), 2015-2045 годы ГВт-ч Уголь Пр. газ Нефть Атомная Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. (ii) Установленная мощность и запас мощности. Большинство инвестиций происходит в северной зоне, как ожидалось. Почти вся установленная мощность в северной зоне основана на угле. Большинство инвестиций в южной и западной зонах относятся к технологиям, основанным на газе (Рисунок 5.17). В северной зоне к 2030 году потребуется приблизительно 3 500 МВт мощности ТЭЦ на основе угля и 500 МВт сверхкритической мощности на основе угля. В южной зоне Балхашская электростанция на сверхкритические параметры пара на основе угля (1 320 МВт) – едва ли не единственный проект на основе угля. Однако в южной зоне к 2030 году потребуется около 2 ГВт инвестиций в газовые электростанции (ТЭЦ и ПГУ). Низкие цены на газ в западной зоне способствуют инвестициям в ПГУ для производства базовой нагрузки. К 2030 году потребуется 1 800 МВт мощности ПГУ, к 2045 году – 3 200 МВт. Рисунок 5.15 Производство электроэнергии, по видам топлива (базовый сценарий), 2015-2045 годы ГВт-ч 90 ВИЭ Газ – нов. Уголь - стар. Атомная Газ – стар. Потребление Нефть Уголь – нов. Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. Угольные и газовые генерирующие мощности разделены на «старые» и «новые». «Старые угольные» означают производство на существующих угольных генерирующих объектах, «новые угольные» означают производство на новых, более эффективных объектах, которые еще не введены в эксплуатацию. То же самое относится к газовым генерирующим мощностям. Рисунок 5.16 Производство электроэнергии, по видам топлива, в процентах от общего производства (базовый сценарий), 2015-2045 годы ГВт-ч (%) ВИЭ Нефть Газ – стар. Уголь - стар. Атомная Газ – нов. Уголь – нов. Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. Рисунок 5.17 Установленная мощность по тепловой энергии, по видам технологий и энергетическим зонам (базовый сценарий), 2019-2049 годы МВт 91 Атомная_С ПГУО_Ю Газ. ТЭЦ_З Уг. ТЭЦ_С Нефть_С ПГУ_З Газ. ТЭЦ_Ю Уг. СК_Ю ПГУО_З ПГУ_Ю Уг. ТЭЦ_Ю Уг. СК_С Примечание: ПГУ = парогазовая установка; ТЭЦ = теплоцентраль; МВт = мегаватт; С = северная зона; ПГУО = парогазовая установка открытого цикла; Ю = южная зона; СК = сверхкритическая электростанция; З = западная зона. Программа реконструкции / расширения, вместе с инвестициями в новые проекты, поможет повысить запас мощности до благоприятного уровня. Запас мощности увеличится до 18 процентов в 2018 году, и будет оставаться выше этого уровня в течение оставшегося промежутка периода оптимизации (Рисунок 5.18). (iii) Капитальные инвестиции. Недисконтированные общие капитальные затраты программы расширения составят 42 млрд. долл. США к 2030 году и 99 млрд. долл. США к 2045 году (Рисунки 5.19 и 5.20). Реконструкция / расширения будут основными формами инвестиций до 2020 года (7,2 млрд. долл. США). Инвестиции в технологии на основе угля составят 50 процентов от общей стоимости капитальных инвестиций в 2030 году. Рисунок 5.18 Располагаемая мощность, по видам топлива и уровню резерва мощности (базовый сценарий), 2015-2045 годы Проценты МВт ВИЭ Нефть Уголь Потребление Атомная Газ Общая Запас мощности располагаемая мощность Примечание: МВт = мегаватт; ВИЭ = возобновляемые источники энергии. 92 Рисунок 5.19 Совокупные недисконтированные капитальные затраты программы расширения производства (базовый сценарий), 2015-2045 годы Млн. долл. США Гидро Ветр. Нефть ПГУ ТЭЦ уг. Рек./расш. газ Сол. Атом. ПГУО ТЭЦ газ СК уг. Рек./расш. Примечание: ПГУ = парогазовая установка; ТЭЦ = теплоцентраль; ПГУО = парогазовая установка открытого цикла; СК = сверхкритическая электростанция. Рисунок 5.20 Предполагаемая потребность в инвестициях, 2015-2030 годы Млрд. долл. США, недисконт. Угольная Газовая АЭС ГЭС Ветровая Солнечная Всего ТЭС ТЭС электроста электростан нция ция Базовый сценарий Всемирного банка Южной зоне, потребляющей всего лишь 20 процентов всего объема, необходимо 33 процента всех инвестиций в новые проекты по производству электроэнергии (Таблица 5.6), так как большинство дорогостоящих проектов по солнечной и ветровой энергии происходит в этой зоне. Более 50 процентов всех инвестиций относится к северной зоне, как и ожидалось. Как видно в Таблице 5.7, примерно 60 процентов всех инвестиций происходит во второй половине планового периода (2031-2045 годы). Общая недисконтированная стоимость инвестиций в базовом сценарии составляет 81,5 млрд. долл. США. LCOE в казахстанской электроэнергетической системе равна 31,5 долл. США / кВт-ч. (iv) Операционные затраты13. Операционные затраты системы увеличиваются со временем из-за роста потребления, с 21 млрд. долл. США в 2015 году до 38 млрд. долл. 93 США в 2045 году (Рисунок 5.21). Общие суммарные операционные затраты составят 36 млрд. долл. США к 2030 году и 85 млрд. долл. США к 2045 году. Однако годовые средние операционные затраты во всей системы в долл. США / МВт-ч со временем уменьшаются с вводом в эксплуатацию новых эффективных установок, заменяющих старые неэффективные установки. Средние затраты во всей системе за плановый период (2015-2045 годы) составят 19,2 долл. США / МВт-ч. (v) LCOE по всей системе. LCOE казахстанской электроэнергетической системы составляет 35,1 долл. США / МВт-ч с учетом годовых капитальных инвестиций, операционных затрат и произведенной энергии – все дисконтировано по ставке 6 процентов. (vi) Выбросы. Выбросы CO2 остаются постоянными – примерно 90 млн. тонн в год в течение планового периода, хотя потребление со временем растет (Рисунок 5.22). Стабилизация выбросов является следствием роста возобновляемой энергии с течением временем, вывода из эксплуатации старых, неэффективных установок и их замены новыми, эффективными установками. Интенсивность выбросов по всей системе сильно снизится со временем, с 0,98 тонн CO2 на МВт-ч в 2015 году до 0,45 тонн CO2 на МВт-ч в 2045 году. Таблица 5.6 Однодневные недисконтированные капитальные инвестиции в проектах по производству электроэнергии, по зонам (базовый сценарий) (млн. долл. США) Инвестиции Север Юг Запад ТЭЦ: уголь Сверхкритическая ТЭЦ: газ ПГУ ПГУ открытого типа Нефть Атомная Ветровая Солнечная Гидроэнергия Всего Примечание: Значения указаны за весь плановый период (2015 -2045 годы). «Однодневные капительные инвестиции» (или «расходы») – термин, используемый в сфере производства электроэнергии для описания капитальных затрат строительства, исключая стоимость финансирования. Данная таблица не включает стоимость реконструкции / расширения генерирующих установок. Таблица 5.7 Однодневные недисконтированные капитальные инвестиции для новых проектов по производству и реконструкции (базовый сценарий) (млн. долл. США) 94 Инвестиции ТЭЦ: уголь Сверхкритическая ТЭЦ: газ ПГУ открытого типа ПГУ Нефть Атомная Новая ветровая Новая солнечная Новая гидроэнергия Реконструкция / расширение генерирующих активов Межзональные соединения Всего Рисунок 5.21 Операционные затраты, по видам топлива (базовый сценарий), 2015-2045 годы Средние операционные затраты по всей системе (долл. США / МВт-ч) Тысяч долл. США Атомная Газ нов. Уголь нов. Средние операционные Нефть Газ стар. Уголь стар. затраты Рисунок 5.22 Выбросы углекислого газа и интенсивность выбросов во всей системе (базовый сценарий), 2015-2045 годы 95 МВт-ч МВт-ч Газ нов. Газ стар. Уголь Уголь Интенсивность выбросов в нов. стар. системе Примечание: CO2 = углекислый газ; МВт-ч = мегаватт-час. Зеленый сценарий (i) Производство электроэнергии. В зеленом сценарии общее производство на основе угля со временем снижается (Рисунки 5.24 и 5.25). Производство на основе угля, с одной стороны, снизится до 50 ТВт-ч в конце исследования по планированию с 70 ТВт-ч в начале (Рисунки 5.23-5.25). С другой стороны, производство на основе газа увеличится с примерно 15 ТВт -ч в 2015 году до 34 ТВт-ч в 2045 году. Производство на основе газа удвоится в 2020 году, когда в северной зоне произойдет перевод ТЭЦ с угля на газ. В конце планового периода примерно 30 процентов всего производства будет основано на угле и 20 процентов – на газе, остальное будет обеспечиваться безуглеродными технологиями (возобновляемая и атомная энергия). (ii) Установленная мощность. План расширения в зеленом сценарии предусматривает примерно на 3 ГВт меньше установленной мощности, чем в базовом сценарии (28 ГВт по сравнению с 31 ГВт). Примерно 50 процентов всей установленной мощности в конце планового периода будет основано на угле. Производство на основе газа будет составлять 42 процента, а атомная энергия 8 процентов новых тепловых установленных мощностей. Примерно 3,3 ГВт, или 15 процентов всей установленной мощности, будет приходиться на ПГУ открытого цикла. Мощности ПГУ открытого цикла необходимы для балансирования производства переменной возобновляемой энергии. Эффект переменчивости солнечной и ветровой энергии в зеленом сценарии выше, чем в базовом сценарии из-за более высокой доли возобновляемой энергии в структуре производства электроэнергии. Рисунок 5.23 Производство электроэнергии, по видам топлива («зеленый» сценарий), 2019-2049 годы 96 ГВт-ч Гидро Сол. Ветр. Неф Атомная Газ Уголь ть Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. Рисунок 5.24 Производство тепловой энергии, по видам топлива («зеленый» сценарий), 2015-2045 годы ГВт-ч Уголь Природный Нефть Атомная газ Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. Рисунок 5.25 Производство электроэнергии, по видам топлива, в процентах от общего производства («зеленый» сценарий), 2015-2045 годы 97 ГВт-ч (%) ВИЭ Нефть Газ стар. Уголь стар. Атомная Газ нов. Уголь нов. Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. Рисунок 5.26 Совокупные недисконтированные капитальные затраты программы расширения производства (базовый сценарий), 2015-2045 годы Млн. долл. США Атом. ПГУО ТЭЦ газ СК уг. Рек./расш. уголь Нефть ПГУ ТЭЦ уг. Рек./расш. газ Примечание: ПГУ = парогазовая установка; ТЭЦ = теплоцентраль; ПГУО = парогазовая установка открытого цикла; СК = сверхкритическая электростанция. (iii) Капитальные инвестиции. Общие недисконтированные капитальные затраты программы расширения в зеленом сценарии составят 91,5 млрд. долл. США, на 7,4 млрд. долл. США меньше, чем в базовом сценарии (Рисунки 5.26 и 5.27). Примерно 50 процентов инвестиций приходится на технологии на основе угля . Общие годовые капитальные инвестиции в течение планового периода составят 78,4 млрд. долл. США, на 3,1 млрд. долл. США меньше, чем в базовом сценарии (Таблица 5.8). Рисунок 5.27 Совокупные недисконтированные капитальные затраты программы расширения производства («зеленый» сценарий), 2015-2045 годы 98 Млн. долл. США Гидро Атом. ПГУ СК уг. Солн. Нефть ТЭЦ газ Рек./расш. Ветр. ПГУО ТЭЦ уг. Примечание: ПГУ = парогазовая установка; ТЭЦ = теплоцентраль; ПГУО = парогазовая установка открытого цикла; СК = сверхкритическая электростанция. Таблица 5.8 Разница в капитальных инвестициях между «зеленым» и базовым сценариями ТЭЦ: уголь Сверхкритическая ТЭЦ: газ ПГУ открытого типа ПГУ Нефть Атомная Новая ветровая Новая солнечная Новая гидроэнергия Реконструкция / расширение генерирующих активов Межзональные соединения Всего Примечание: Отрицательные значения указывают на экономию, получаемую в зеленом сценарии. (iv) Операционные затраты. Общие операционные затраты в течение планового периода составят 82,4 млрд. долл. США, на 2,9 млрд. долл. США меньше, чем в базовом сценарии (Рисунок 5.28). Средние операционные затраты в зеленом сценарии равны 20,4 долл. США / МВт-ч, на 1,2 долл. США / МВт-ч больше, чем в базовом сценарии. Результат кажется противоречивым, учитывая сокращение потребления в результате повышения энергоэффективности в зеленом сценарии. Эта разница связана с газификацией северной зоны. Примерно 1,8 ГВт мощности на основе угля будет переведено на газ. Стоимость газа в северной зоне почти в четыре раза выше, чем стоимость замещаемого им угля. Если 99 разделить общую стоимость произведенной электроэнергии, средняя стоимость будет выше, чем в базовом сценарии. Рисунок 5.28 Операционные затраты, по видам топлива («зеленый» сценарий), 2015-2045 годы Средние операционные затраты по всей системе Тысяч долл. США (долл. США / МВт-ч) Средние Атомная Неф Газ Уголь операционные ть затраты Примечание: МВт-ч = мегаватт-час. (v) LCOE по всей системе. LCOE по всей системе в зеленом сценарии составляет 38,2 долл. США / МВт-ч с учетом годовых капитальных инвестиций, операционных затрат и произведенной энергии – все дисконтировано по ставке 6 процентов. Однако эта стоимость не включает стоимость мер по повышению энергоэффективности из -за отсутствия годовых данных по инвестициям программы по повышению энергоэффективности. (vi) Выбросы. Выбросы в зеленом сценарии сильно сокращаются (Рисунок 5.29). Общее сокращение выбросов CO2 в течение планового периода по сравнению с базовым сценарием составляет полмиллиарда тонн. Выбросы в системе снижаются с 90 млн. тонн в 2015 году до 54,5 млн. тонн в 2045 году, в то время как интенсивность выбросов в системе уменьшается с 0,95 до 0,34 тонны CO2 на МВт-ч. Это означает сокращение интенсивности выбросов на 66 процентов, которое связано с ростом доли возобновляемой энергии в системе. Сокращение выбросов в 2045 году на 40 процентов ниже, чем в 2012 году (Рисунок 5.30). (vii) Сравнение зеленого и базового сценариев. В зеленом сценарии LCOE выше, чем в базовом сценарии (38,2 долл. США / МВт-ч по сравнению с 35,1 долл. США / МВт-ч), хотя общая стоимость (общие суммарные годовые капитальные инвестиции плюс общие операционные расходы в течение планового периода зеленого сценария) на 6 млрд. долл. США ниже, чем в базовом сценарии. Более высокую LCOE и более низкую общесистемную стоимость в зеленом сценарии определяют два фактора: высокая доля переменной возобновляемой энергии, которая требует эксплуатации балансирующих тепловых электростанций с низким коэффициентом использования мощности, и высокие операционные затраты, связанные с газификацией северной зоны. Первое требует более высокой гарантированной мощности для производства того же самого объема энергии, а последнее означает неоптимальное распределение. Рисунок 5.29 Интенсивность выбросов углекислого газа и выбросы во всей системе («зеленый» сценарий), 2015-2045 годы 100 Тонн CO2 на МВт-чэ Млн. тонн CO2 Интенсивность выбросов в Газ нов. Газ стар. Уголь нов. Уголь стар. системе Примечание: CO2 = углекислый газ; МВт-чэ = мегаватт-час электроэнергии. Рисунок 5.30 «Зеленый» сценарий: сокращение выбросов углекислого газа по сравнению с уровнем 2012 года, 2015-2045 годы % сокращения по сравнению с уровнем 2012 г сравнению с уровнем 2012 г, млн. тонн Объем сокращения выбросов CO2 по Объем % сокращения сокращения CO2 Примечание: CO2 = углекислый газ Вычисления LCOE в зеленом сценарии не учитывают стоимость инвестиций в повышение энергоэффективности, обеспечивающих сокращение потребления. Чтобы их включить в вычисления LCOE, необходимые данные о годовых инвестициях в повышение энергоэффективности, но этих данных нет. Однако зная, что зеленый сценарий на 6 млрд. долл. США дешевле базового сценария, и сокращение потребления в течение планового периода составит 458 ТВт-ч, стоимость программы энергоэффективности должна быть 13 долл. США / МВт-ч или меньше, чтобы зеленый сценарий был дешевле базового сценария. В абсолютном выражении LCOE все равно будет выше. Большинство программ повышения энергоэффективности стоят около 50-100 долл. США / МВт-ч (Спиз и Лейв 2007)14, поэтому очень маловероятно, что зеленый сценарий будет дешевле базового сценария. 101 Тем не менее, у зеленого сценария есть существенные экологические выгоды, связанные с сокращением выбросов CO2 и уменьшения загрязнения воздуха в городах в результате перевода ТЭЦ с угля на газ. Глобальный внешний эффект, связанный с CO2, включен в предлагаемые Всемирным банком цены на углеродные квоты (Всемирный банк 2014) (Таблица 5.9). Если включить цены на углеродные квоты в расчеты LCOE по зеленому сценарию, LCOE будет равно 29,7 долл. США / МВт-ч. Общая недисконтированная экономия от сокращения выбросов CO2 составляет 28 млрд. долл. США в течение планового периода. Если учесть внешний эффект, стоимость программы повышения энергоэффективности 75 долл. США / МВт-ч или менее, в среднем, означает, что стоимость зеленого сценария будет ниже стоимости базового сценария в абсолютном выражении (возможно, что LCOE все равно будет выше при включении стоимости программы повышения энергоэффективности). Количественно определить экологические выгоды, связанные с местными внешним эффектом перевода ТЭЦ с угля на газ, было невозможно из-за отсутствия необходимых данных. Анализ показывает, что зеленый сценарий не экономичен в отсутствие углеродных квот. Для учета глобального внешнего эффекта, связанного с CO2, была использована социальная стоимость углерода по данным Всемирного банка, которая была включена в расчеты LCOE по всей системе после завершения оптимизации планирования мощности. Эту систему цен можно также включить в планирование, если рассматривать ее как дополнительный элемент переменной стоимости производства электроэнергии. Предполагается, что такой анализ приведет увеличению развития зеленых технологий, но не ясно, насколько. Таким образом, в будущем было бы полезно включать эту систему цен на углеродные квоты в целевую функцию оптимизации и сравнить результаты предлагаемого с результатами чистого сценария с наименьшей стоимостью, или узнать цену на углеродные квоты, при которой достижение целей по возобновляемой энергии в зеленом сценарии будет экономичным. Таблица 5.9 Цена на углеродные квоты в соответствии с руководством Всемирного банка В реальных долларах США 2014 года / метрическая тонна эквивалента углекислого газа Низкий Базовый Высокий Источник: Всемирный банк Сценарий с региональным экспортом (i) Производство электроэнергии. Как и в базовом сценарии, здесь преобладает производство на основе угля, за которым следует производство на основе газа. Производство из обоих источников увеличивается со временем, хотя их доля уменьшается с увеличением потребления. Главная разница между двумя сценариями заключается в удовлетворении внешнего спроса за счет дополнительного производства (Рисунок 5.31). Рисунок 5.31 показывает, что дополнительное производство обеспечивается, в основном, угольными электростанциями. 102 (ii) Установленная мощность. План расширения в сценарии с региональным экспортом требует 1,5 ГВт установленной тепловой мощности в дополнение к установленной мощности, предусмотренной базовым сценарием (30,5 ГВт по сравнению с 29 ГВт) (Рисунок 5.33 и 5.34). Одно из наблюдений из Рисунка 5.32 – это необходимость в сверхкритической угольной мощности в северной зоне для снабжения большой части внешнего спроса с наименьшей стоимостью. Второе последствие – увеличение потребности в гибком производстве электроэнергии в южной зоне. Сценарий с региональным экспортом требует дополнительной мощности ПГУ открытого цикла в объеме 1 800 мВт в южной зоне по сравнению с базовым сценарием. Это связано с тем, что в южной зоне некоторая часть базовой мощности выделяется для обеспечения внешней фиксированной нагрузки в течение полугода; в то же время южная зона получает большую часть производства от переменных возобновляемых источников энергии. ПГУ открытого цикла используются для обеспечения необходимой гибкости системы, а не для получения наименьшей стоимости. Рисунок 5.31 Производство электроэнергии, по видам топлива (сценарий с региональным экспортом), 2015-2045 годы ГВт-ч Спрос в Казахстане Атомная Газ стар. Дефицит Нефть Уголь нов. ВИЭ Газ нов. Уголь Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. стар. Рисунок 5.32 Сравнение производства угольных и газовых электростанций между сценарием с региональным экспортом и базовым сценарием, 2015-2045 годы Производство (ГВт-ч) Уголь региональное соед. Газ региональное соед. Уголь базовый Газ базовый Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. Рисунок 5.33 Установленная мощность по производству тепловой энергии, по видам технологий (сценарий с региональным экспортом), 2015-2045 годы 103 Установленная мощность, МВт Атомная ПГУО Газ. ТЭЦ Уг. СК Нефть ПГУ Уг. ТЭЦ Примечание: ПГУ = парогазовая установка; ТЭЦ = теплоцентраль; МВт = мегаватт; ПГУО = парогазовая установка открытого цикла; СК = сверхкритическая электростанция. (iii) Капитальные инвестиции. Общие недисконтированные капитальные инвестиции в расширение производства электроэнергии в сценарии с региональным экспортом равны 102,3 млрд. долл. США, на 3,4 млрд. долл. США больше, чем в базовом сценарии (Таблица 5.10). Общие годовые инвестиции в течения планового периода составят 83,3 млрд. долл. США, на 1,6 млрд. долл. США больше, чем в базовом сценарии. Большая часть дополнительных инвестиций, по сравнению с базовым сценарием, потребуются после 2030 года. Рисунок 5.34 Разница в установленной мощности между сценарием с региональным экспортом и базовым сценарием МВт ПГУ_Ю ПГУ_З ПГУО_Ю Уг. ТЭЦ_Ю Уг. СК_Ю Газ. ТЭЦ_Ю Нефть_С Газ. ТЭЦ_З Атомная_С Уг. ТЭЦ_С ПГУО_З Уг. СК_С Примечание: Положительные значения указывают на дополнительную мощность в сценарии с региональным экспортом. ПГУ = парогазовая установка; ТЭЦ = теплоцентраль; МВт = мегаватт; С = северная зона; ПГУО = парогазовая установка открытого цикла; Ю = южная зона; СК = сверхкритическая электростанция; З = западная зона 104 Таблица 5.10 Разница в недисконтированных капитальных инвестициях в проектах по производству электроэнергии между базовым сценарием и сценарием с региональным экспортом ТЭЦ: уголь Сверхкритическая ТЭЦ: газ ПГУ открытого типа ПГУ Нефть Атомная Новая ветровая Новая солнечная Новая гидроэнергия Реконструкция / расширение генерирующих активов Межзональные соединения Всего a. Казахстанская электроэнергетическая система моделируется как трехузловая система. Модель не может отразить необходимость укрепления мощности по электропередаче в каждой зоне, поэтому данные об инвестициях в мощность по электропередаче занижены. Модель включает только потребность в мощности по электропередаче между зонами. (iv) Операционные затраты13. Общие операционные затраты в течение планового периода составят 93,6 млрд. долл. США, на 8,3 млрд. долл. США меньше, чем в базовом сценарии. Средние операционные системные затраты составляют 19,5 долл. США / МВт- ч, немного выше, чем в базовом сценарии, потому что доля возобновляемой энергии в общем производстве электроэнергии в этом сценарии ниже. (v) LCOE по всей системе. LCOE по всей системе в сценарии с региональным экспортом составляет 34,8 долл. США / МВт-ч, немного ниже по сравнению с базовым сценарием LCOE. (vi) Выбросы. В сценарии с региональным экспортом интенсивность выбросов немного выше по сравнению с базовым сценарием (0,71 по сравнению с 0,69 тонн CO2/МВт-чэ), потому что дополнительный внешний спрос обеспечивается за счет угольных электростанций с высокой интенсивностью выбросов. В целом, выбросы CO2 в сценарии с региональным экспортом примерно на 300 млн. тонн выше, чем в базовом сценарии. (vii) Сравнение с базовым сценарием. В сценарии с региональным экспортом LCOE ниже, чем в базовом сценарии, хотя его стоимость – на 9,9 млрд. долл. США больше (недисконтированные годовые инвестиционные затраты + недисконтированные операционные затраты). Более низкая LCOE связана с дополнительным внешним спросом, обеспечиваемым угольными электростанциями, которые характеризуются самым низким показателем LCOE по технологии (не по всей системе) в северной зоне с высоким коэффициентом использования мощности15. Однако инвестиции в дополнительную мощность в сценарии с региональным экспортом используются для производства электроэнергии, которая может быть реализована, давая тем самым прибыль для системы. Стоимость экспортируемой электроэнергии при нулевой прибыли равна 33 долл. США / МВт-ч. Это означает, что для получения прибыли электроэнергию следует экспортировать по цене выше 3,3 цента США / кВт-ч. 105 Сценарий с наименьшей стоимостью (i) Передача электроэнергии. Одно из главных отличий сценария с наименьшей стоимостью от других сценариев – это оптимизация внутренней электропередачи. А именно, в модели рассматривается экономическая целесообразность соединения западной зоны с северной и южной зонами (Рисунок 5.35). Предполагается, что стоимость соединения составляет 138 долл. США / кВт и 156 долл. США / кВт по линиям Север- Запад и Юг-Запад, соответственно16. Общая мощность проекта ограничена 10 ГВт, а окончательная мощность подлежит экономической оптимизации. Существующая текущая мощность коридора электропередачи Север-Юг составляет 1 350 МВт, и предполагается, что к 2018 году она увеличится до 2 100 МВт. Была рассмотрена возможность укрепления текущей мощности соединения при стоимости 100 долл. США / кВт в будущем. Общая окончательная мощность ограничена 10 ГВт. Рисунок 5.35 Потребности в мощности по межзональной передаче электроэнергии, 2015-2045 годы Мощность соединения (МВт) Юг - Север - Запад Запад Примечание: МВт-ч = мегаватт-час. Результаты показывают, что текущие планы по соединению Север-Юг (2,1 ГВт до 2018 года) достаточны на вест период оптимизации; до 2045 года дополнительной мощности не потребуется. Однако, как обсуждается в следующем разделе, значительные объемы электроэнергии, произведенной на основе газа, идет из западной зоны в северную и южную зону. К 2041 году потребуется до 7,0 ГВт мощности соединения Север -Запад для передачи электроэнергии, произведенной на основе газа, в северную зону. Кроме того, к концу периода оптимизации по похожим причинам потребуется до 2 ГВт мощности передачи по направлению Юг-Запад. (ii) Производство электроэнергии. В сценарии с наименьшей стоимостью производство на угольных электростанциях становится преобладающим с течением времени (доля увеличивается с 16 процентов в 2015 году до 72 процентов в 2045 году) (Рисунок 5.36). С другой стороны, доля производства на основе угля существенно снизится со временем – с 75 процентов в 2015 году до 30 процентов в 2045 году (Рисунок 5.37). В то же время, ветровая энергия так и не достигает сетевого паритета. Более того, солнечная энергия становится экономически обоснованной в 2041 году и обеспечивает до 13 процентов всей энергии к 2045 году. Сравнение производства на основе угля и производства на основе газа в базовом сценарии и сценарии с наименьшей стоимостью отражено в Рисунке 5.38. 106 Рисунок 5.36 Производство электроэнергии, по видам топлива (сценарий с наименьшей стоимостью), 2015-2045 годы ГВт-ч Гидро Ветровая Неф. Уголь Солн. Атомная Газ Примечание: ГВт-ч = гигаватт-час. Рисунок 5.37 Сравнение производства угольных и газовых электростанций между базовым сценарием и сценарием с наименьшей стоимостью, 2015-2045 годы ГВт-ч Уголь – наим. стоим. Газ – наим. стоим. Уголь – базовый Газ – базовый ВИЭ – наим. стоим. ВИЭ – базовый (iii) Установленная мощность. Рост доли производства на основе угля обусловлен низкими ценами на топливо в западной части страны, где расположены нефтяные месторождения. Анализ наименьшей стоимости показывает, что стоит инвестировать в длинные линии электропередачи для передачи электроэнергии, произведенной на основе угля, из западной зоны в остальные части страны. Как видно на Рисунке 5.39, сценарий с наименьшей стоимостью требует около 30 ГВт новой тепловой мощности и еще 10 ГВт солнечной энергии к концу периода планирования. Примерно 37 процентов всей новой тепловой мощности приходится на ПГУ, находящиеся в западной зоне. (iv) Капитальные инвестиции. Общие недисконтированные капитальные инвестиции в расширение электропередачи и производства в сценарии с наименьшей стоимостью составляют 68,6 млрд. долл. США, на 30 млрд. долл. США меньше, чем в базовом сценарии (Таблица 5.11). Общие годовые инвестиции в течение планового 107 периода составляют 54,6 млрд. долл. США, на 27 млрд. долл. США меньше, чем в базовом сценарии (Таблица 5.12). Большинство инвестиций относится к угольным ТЭЦ и ПГУ. Рисунок 5.38 Производство электроэнергии, по видам топлива, в процентах от общего производства (сценарий с наименьшей стоимостью), 2015-2045 годы ГВт-ч (%) ВИЭ Нефть Газ стар. Уголь стар. Атомная Газ нов. Уголь нов. Рисунок 5.39 Установленная мощность по производству энергии, по видам технологий (сценарий с наименьшей стоимостью), 2015-2045 годы МВт Солн._Ю ПГУО_С ТЭЦ уг._Ю СК уг._С Гидро нов. ПГУ_З ТЭЦ уг._С Газ рекон./расш. ПГУО_З ТЭЦ газ_З СУ уг._Ю Уголь рекон./расш. Примечание: ПГУ = парогазовая установка; ТЭЦ = теплоцентраль; МВт = мегаватт; С = север; ПГУО = парогазовая установка открытого цикла; Ю = юг; СК = сверхкритическая электростанция; З = запад. 108 Таблица 5.11 Общие капитальные инвестиции в новые технологии по производству электроэнергии, электропередачу и реконструкцию (сценарий с наименьшей стоимостью) (млн. долл. США) ТЭЦ: уголь Сверхкритическая ТЭЦ: газ ПГУ открытого типа ПГУ Нефть Атомная Новая ветровая Новая солнечная Новая гидроэнергия Реконструкция / расширение генерирующих активов Межзональные соединения Всего Таблица 5.12 Разница в капитальных инвестициях в технологии по производству электроэнергии между сценарием с наименьшей стоимостью и базовым сценарием (млн. долл. США) ТЭЦ: уголь Сверхкритическая ТЭЦ: газ ПГУ открытого типа ПГУ Нефть Атомная Новая ветровая Новая солнечная Новая гидроэнергия Реконструкция / расширение генерирующих активов Межзональные соединения Всего Примечание: Отрицательные значения указывают на экономию в сценарии с наименьшей стоимостью. 109 (v) Операционные затраты13. Общие операционные затраты за плановый период равны 91,1 млрд. долл. США. Это на 5,8 млрд. долл. США меньше, чем в базовом сценарии (Рисунок 5.40). Средние операционные затраты за весь период равны 20,6 долл. США / МВт -ч по сравнению с 19,2 долл. США / МВт-ч в базовом сценарии. Более высокие операционные затраты связаны с увеличением использования природного газа, который стоит дороже угля. (vi) Выбросы. Одним из наиболее важных выводов сценария с наименьшей стоимостью является то, что объем выбросов очень похож на объем выбросов в базовом сценарии (примерно 2 900 млн. тонн), хотя инвестиции в технологии переменной возобновляемой энергии намного меньше (Рисунок 5.41). (vii) LCOE по всей системе. LCOE по всей системе в сценарии с наименьшей стоимостью составляет 31,1 долл. США / МВт-ч. Это самый низкий показатель среди всех сценариев, как и ожидалось. (viii) Сравнение с базовым сценарием. Выбросы CO2 в сценарии с наименьшей стоимостью очень похожи на выбросы в базовом сценарии. Это означает, что инвестиции в 10 ГВт высоковольтной мощности электропередачи для объединения трех зон общей стоимостью 1,5 млрд. долл. США и всего лишь 10 ГВт мощности по солнечной энергии на более позднем этапе планового периода (9 млрд. долл. США) приводят к сокращению выбросов CO2 примерно на том же уровне, что и при инвестициях в 20 ГВт мощности по переменной возобновляемой энергии общей стоимостью около 25 млрд. долл. США. Допущения о стоимости электропередачи консервативны, хотя она может увеличиться во много раз, и все равно быть ниже, чем в базовом сценарии. Газификация северной зоны экономически не целесообразна. Она не включена сценарий с наименьшей стоимостью, как и ожидалось. Рисунок 5.40 Динамика совокупных операционных затрат, 2015-2045 годы Суммарные операционные затраты (млрд. долл. США) Среднегодовые операционные затраты (долл. США / МВт-ч) Средние без ЭЭ СОЗ без ЭЭ Средние ЭЭ СОЗ ЭЭ Средние базов. СОЗ базовый Примечание: СОЗ = суммарные операционные затраты; ЭЭ = энергоэффективность; МВт -ч = мегаватт-час. 110 Рисунок 5.41 Совокупные выбросы в сценарии с наименьшей стоимостью и базовом сценарии, 2015-2045 годы CO2 (млн. тонн) Сценарий с Базовый наименьшей сценарий стоимостью Примечание: CO2 = углекислый газ. (ix) Чувствительность к цене на природный газ. Учитывая неопределенность цены на газ, был проведен отдельный анализ чувствительности к ценам на природный газ, с повышением стоимости природного газа в западной зоне с 1,41 долл. США / ГДж до 2,54 долл. США / ГДж. Это то же самое значение, что стоимость природного газа в южной зоне. Более высокая стоимость природного газа в западной зоне напрямую влияет на план производства и передачи электроэнергии; она приводит к 29-процентному увеличению общего производства на основе угля (с 2 100 до 2 700 ТВт-ч) и 37-процентному уменьшению производства на основе газа (с 1 900 до 1 200 ТВт-ч). Более высокая цена газа делает солнечную энергию экономически целесообразной в более короткие сроки, что ведет к 85-процентому увеличению общего производства солнечной энергии (с 115 до 211 ТВт-ч). При более высоких ценах на газ, соединение Запад -Юг уже не является экономически целесообразным. Потребуется 3 ГВт мощности по электропередаче для соединения северной и западной зон (по сравнению с 7 ГВт в первоначальном сценарии с наименьшей стоимостью). Обзор и итоги анализа наименьшей стоимости Электроэнергетическая система Казахстана характеризуется довольно низкой стоимостью эксплуатации (Таблица 5.13). LCOE во всех сценариях варьируется от 31,1 долл. США / МВт-ч до 41,5 долл. США / МВт-ч. Кроме того, существующее планирование электроэнергии в Казахстане не далеко от модели наименьшей стоимости. LCOE по всей системе в базовом сценарии составляет 35,1 долл. США / МВт-ч, в то время как LCOE в сценарии с наименьшей стоимостью равняется 31,1 долл. США / МВт-ч. В то же время, потребность в недисконтированных годовых CAPEX для удовлетворения растущего спроса составляет от 54,6 млрд. долл. США (в сценарии с наименьшей стоимостью) до 96,2 млрд. долл. США (в зеленом сценарии). Некоторые инвестиции имеют очень важные краткосрочные последствия, так как текущие инвестиции, сосредоточенные на реконструкции / ремонте текущих активов, помогут казахстанской 111 системе повысить ее запас мощности, с текущего уровня около 11 процентов, повысить эффективность работы и усилить безопасность системы. Таблица 5.13 Обзор затрат по сценариям Стоимость Базовый Зеленыйa,b Региональный Наименьшая экспорт стоимостьc LCOE во всей системе (долл. США / МВт-ч)d Общие недисконтированные годовые CAPEX (млрд. долл. США) Общие дисконтированные годовые CAPEX (млрд. долл. США) Общие операционные затраты (млрд. долл. США) Годовые операционные затраты (долл. США / МВт-ч) Общие выбросы (млн. тонн CO2) Средняя интенсивность выбросов (тонн CO2 на МВт- чэ) Сокращение выбросов CO2 по сравнению с уровнем 2012 года к концу периода оптимизации (%) Примечание: CAPEX = капитальные расходы; CO2 = углекислый газ; LCOE = нормированная стоимость энергии; МВт-ч = мегаватт-час; МВт-чэ = мегаватт-час электроэнергии. a. Стоимость инвестиций в энергоэффективность не учтена в показанных в таблице числах . b. Стоимость перевода ТЭЦ с угля на газ не учтена в расчетах. c. Значения в скобках означают вариант сценария с наименьшей стоимостью, в котором учтена экономическая стоимость природного газа. d. Используется ставка дисконтирования 6 процентов. e. Значение в скобках – это LCOE в случае учета выгод внешнего эффекта, связанного с сокращением выбросов CO2. Результаты анализа базового сценарии и сценария с наименьшей стоимостью указывают на то, что Казахстан может выбрать смешанный подход с более низким уровнем инвестиций в технологии по переменной возобновляемой энергии после 2030 года и увеличением акцента и финансирования для активов по электропередаче по соединению трех электроэнергетических зон. К тому времени страна может быть хорошо подготовлена к разработке природного газа и выделению больших объемов природного газа для развития электроэнергетического сектора, в котором преобладает производство на основе газа, а не производство на основе угля. Объединение системы и переориентирование на природный газ будет иметь существенные экологические выгоды благодаря сокращению выбросов CO2 и уменьшению загрязнения, связанного с углем (например, моно-оксиды азота, оксиды серы, выбросы твердых частиц). Значения LCOE не включают стоимость программы повышения энергоэффективности. Однако если сравнить зеленый сценарий и базовый сценарий по недисконтированным общим затратам, зеленый сценарий будет дешевле базового сценария только при включении глобального внешнего эффекта и при стоимости программы повышения энергоэффективности 75 долл. США / МВт-ч или меньше. Если не будет перевода ТЭЦ на газ в северной зоне, любая программа энергоэффективности, стоящая 105 долл. США / МВт-ч, делает зеленый сценарий менее дорогим, чем базовый сценарий. Увеличение экспорта представляется перспективным вариантом. При общей годовой недисконтированной стоимости 1,6 млрд. долл. США, Казахстан может экспортировать до 309 ТВт-ч в течение периода с 2015 до 2045 года. Цена электроэнергии в регионе в среднем составляет 50 долл. США / МВт-ч, что дает доход 15,45 млрд. долл. США. Эта сумма более чем покрывает дополнительные потребности в инвестициях. Большая часть дополнительных инвестиций направлена на угольные электростанции в северной зоне, 112 остальная часть – в установки, работающие на газе, а именно ПГУ в западной зоне и ПГУ открытого цикла в южной зоне. Инвестиции в установки, работающие на газе, в южной зоне необходимы, главным образом, чтобы балансировать производство переменной возобновляемой энергии, а не для экспорта. Однако учитывая ограниченные газовые резервы и инфраструктуру электропередачи, целевые показатели правительства по экспорту электроэнергии кажутся чрезмерно высокими и могут быть реализованы только с новыми мощностями, работающими на угле, что может не быть осуществимым вариантом. Зеленый сценарий наиболее дорогой из всех сценариев в части LCOE (41,5 долл. США / МВт-ч) и потребностей в капитале (96.2 млрд. долл. США). LCOE в зеленом сценарии выше, потому что доля переменной возобновляемой энергии в этом сценарии – самая высокая, что повышает капитальные затраты, связанные с инвестициями в гибкие технологии с низким коэффициентом использования мощности. Кроме того, операционные затраты выше, чем в других сценариях, в связи с газификацией 1,6 -1,8 ГВт мощности угольных ТЭЦ в северной зоне. Тем не менее, зеленый сценарий становится менее дорогим, чем базовый сценарий, если учитывать глобальный внешний эффект, связанный с выбросами CO2, и если программа энергоэффективности стоит меньше 75 долл. США / МВт-ч. В зеленом сценарии объем выбросов намного меньше, чем в других сценариях (на 400 млн. тонн меньше, чем в базовом сценарии), в связи с реализацией активного сценария по энергоэффективности с сокращением пикового потребления на 24 процента к 2045 году. К тому же самому году выбросы CO2 сократятся на 40 процентов. В то время как базовый сценарий обеспечивает выполнение целей национальной политики по доле переменной возобновляемой энергии, сценарий с наименьшей стоимостью дает почти такой же уровень выбросов CO2, но стоит меньше на 27 млрд. долл. США. Как показывает сравнение LCOE по каждому виду производства электроэнергии (см. Рисунок 5.42), высокие CAPEX по возобновляемой энергии (ветровая, солнечная, атомная) не включены, и используется менее дорогой газ в западной и южной зонах. Казахстану настоятельно рекомендуется рассмотреть возможность инвестирования во внутреннюю сеть электропередачи для создания полностью интегрированной национальной сети и более эффективного использования отечественных ресурсов. Если учитывать экономическую стоимость природного газа, а не его фактическую цену, годовые CAPEX снижаются примерно на 4 млрд. долл. США, а OPEX увеличиваются примерно на 14 млрд. долл. США. Рисунок 5.42 Кривая предложения до 2020 года в базовом сценарии: производство по сравнению с усредненной стоимостью электроэнергии Долл. США / МВт-ч ТЭЦ газ_Ю ТЭЦ уголь_С СК уголь_С ПГУ_З ТВт-ч Примечание: ПГУ = парогазовая установка; ТЭЦ = теплоцентраль; МВт = мегаватт; С = северная зона; Ю = южная зона; СК = сверхкритическая электростанция; ТВт-ч = тераватт-час; З = западная зона. 113 Примечания 1. В исследовании Азиатского банка развития прогноз потребления ограничивается только южным Казахстаном, потому что исследование сосредоточено на региональном спросе / предложении и стратегических вопросах энерго- и водоснабжения с Кыргызстаном, Таджикистаном и Узбекистаном. 2. В некоторых случаях использовались видоизмененные экономические модели прогнозирования потребления из-за отсутствия исторических данных. «Fichtner GmbH & Co.» использовали подход, в котором факторы спроса оценивались на основе опыта других стран и / или данных за несколько лет по Казахстану (Fichtner GmbH & Co. 2012). 3. KEMA использовала исторические данные и регрессионный анализ для определения ВВП и стоимости отрасли как самых важных индикаторов в своей эконометрической модели прогнозирования нагрузки. Примечательно, что рост населения, кажется, не согласовывается хорошо с ростом потребления в Казахстане, как показывают исторические данные. 4. Альтернативная энергия в Национальном энергетическом докладе «KazEnergy» за 2013 год включает возобновляемые источники энергии, а также природный газ и атомную энергию. 5. Указ Президента Республики Казахстан в 2013 году. 6. В момент проведения исследования обменный курс был равен $1 = KZT 260. 7. В данных Международного энергетического агентства уран указан по цене около 0,6 долл. США / ГДж. Предполагается, что в Казахстане он будет субсидироваться, как уголь и газ, так как является отечественным видом топлива. 8. Проекты по солнечной, ветровой, гидроэнергии были обязательными (не подлежат экономической оптимизации) в модели, в соответствии с целевым показателем по возобновляемой энергии по каждому сценарию. Допущения по их стоимости показаны. 9. Другими словами, программное обеспечение не может определить наиболее оптимальное соотношение мощности по солнечной и ветровой энергии, которое бы обеспечило выполнение целевого показателя по энергии (например, 10 процентов к 2030 году). Таким образом, нужно вводить определенное соотношение мощности в качестве входных данных. 10. Газовый трубопровод с юга на север протяженностью приблизительно 610 км будет стоить около 1,35 млрд. долл. США; допустим, срок службы составит 50 лет, стоимость транспортировки газа будет примерно 0,56 долл. США / ГДж. При цене газа 2,54 долл. США / ГДж на юге, предполагается, что цена газа на севере равна 3,1 долл. США / ГДж. 11. На графике показана мощность, необходимая для экспорта электроэнергии, допуская 100-процентный коэффициент использования мощности. Фактическая мощность будет выше, чем в графике. 12. Проекты по электропередаче Север-Юг в сценарии с наименьшей стоимостью отличаются от проектов (обязательных), начало которых запланировано на 2018 год, в связи с чем мощность увеличивается на 750 МВт. 13. Предполагается, что операционные затраты по возобновляемой энергии равны нулю. Средние операционные системные затраты в долларах США на МВт-ч вычисляются путем деления общих системных операционных затрат (топливо + переменные расходы на эксплуатацию и техническое обслуживание) на общий объем производства (тепловая + возобновляемая энергия). 14. Суммы переведены в доллары США по состоянию на 2015 год. 15. В целом, для расчета LCOE по всей системе необходимы вводные данные, подобные тем, которые используются в расчетах OPEX и CAPEX по системе, в то время как для расчета LCOE по технологии нужны вводные данные, подобные тем, которые 114 используются в расчетах OPEX, CAPEX, и коэффициенты использования мощности по определенной технологии. 16. Для оценки стоимости использовались данные по проекту электропередачи «Алма» в Индии. Предполагается, что используются воздушные линии электропередачи напряжением 500 кВ, которые стоят 300 000 долл. США / км, с мощностью передачи 1 000 МВт (предполагается, что протяженность линии Юг-Запад равна 520 км, а протяженность линии Север-Запад равна 460 км). Протяженность линий была приблизительно определена с использованием карт существующей сети электропередачи и «Google Earth». Использованные источники CEC (Центр экономики энергетики). 2012. «Цепочка добавленной стоимости природного газа: преобразование трубопровода». Презентация. DNV-GL. 2015a. «Интеграция возобновляемых источников энергии с электроэнергетическим рынком и электроэнергетической системой, Казахстан». DNV-GL. 2015b. «Совершенствование нормативно-правовой и институциональной среды для инвестиций в возобновляемые источники энергии в Казахстане». Fichtner GmbH & Co. 2010. «Региональный генеральный план ЦАРЭС». _______. 2012. «Центрально-азиатское региональное экономическое сотрудничество: региональный генеральный план электроэнергетического сектора». Отчет консультанта по техническому содействию. Азиатский банк развития, Манила. Правительство Казахстана. 2014. «Энергетическая концепция 2030». Концепция развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан до 2030 года. МЭА (Международное энергетическое агентство) (ред.). 2013. Дорожная карта технологий: ветровая энергия. Париж: ОЭСР/МЭА _______ (ред.). 2014. Дорожная карта технологий: солнечная энергия. Париж: ОЭСР/МЭА «KazEnergy». 2013. «Национальный энергетический доклад «KazEnergy». Презентация (обновленная). Астана, Казахстан. KEMA. 2010. «Дорожная карта развития конкурентного рынка производства электроэнергии». Спиз, Кэтлин и Лестер Б. Лейв. 2007. «Регулирования спросом и эффективность электроэнергетического рынка». The Electricity Journal 20(3): 69-85. Всемирный банк. 2014. «Социальная стоимость углерода в оценке проекта. Инструкции для сотрудников Всемирного банка». Всемирный банк, Вашингтон, Округ Колумбия. 115 Глава 6 Основные выводы и новые вызовы Обзор Электроэнергетическая система Казахстана сделала большие шаги, она относительно хорошо работает, особенно по сравнению с другими странами Центральной Азии. Тем не менее, остается еще большая повестка реформ, которая еще не выполнена и требует действий. Необходимо изучить различные корректировки курса на будущее. Результаты по повышению эффективности электроэнергетического сектора были бы более значимыми, если бы правительство Казахстана не сделало шагов в обратном направлении от своих достижений по либерализации оптового рынка. Приостановление программы приватизации производства электроэнергии в стране оттолкнуло стратегических иностранных инвестиций; ликвидность ранее процветающего спот -рынка сильно снизилась; возродился чрезмерный государственный контроль над рынком. Более того, система регулирования сектора не сделала существенных шагов вперед; вместо этого, она откатилась назад в некоторых направлениях (например, повторное введение регулирования тарифов на производство электроэнергии и упразднение Агентства по регулированию естественных монополий). Надвигающийся дефицит генерирующей мощности в середине 2000-ых годов подтолкнул правительство к применению чрезмерных мер административного контроля и вмешательства в сектор, что привело к текущему полуреформированному состоянию, которое не привлекательно для инвесторов. Иностранные инвестиции чрезвычайно важны, в частности, для преодоления проблем с мощностью. Они также необходимы для модернизации системы распределения сектора и улучшения экологических результатов подсектора по производству электроэнергии. Модель либерализации электроэнергетического сектора Казахстана по-прежнему остается целесообразной, и веских причин для глубокого сдвига парадигмы нет. Решающим делом для Казахстана будет завершение его повестки реформ, причем не только решение проблем регионального сотрудничества в сфере электроэнергетики в рамках Центрально-азиатской электроэнергетической системы, но и принятие различных мер. Последнее стратегическое направление Правительства хорошо согласуется с основными выводами данного исследования. Однако для его успешной реализации необходимы целенаправленные и постоянные усилия со стороны правительства. Основные выводы Выводы данного исследования касаются ограничения мощности и безопасности энергоснабжения в Казахстане с учетом цели по экологически устойчивому развитию. Эти выводы основаны, главным образом, на заключениях, сделанных по результатам анализа моделирования системы с наименьшей стоимостью, а также на рекомендациях прошлых исследований и технических консультаций. Учитывая существующее изобилие недорогих отечественных минеральных ресурсов и отсутствие хорошо сформулированной и осуществимой системы цен на углеродные квоты, анализ показывает следующее: • Преимущественное использование Казахстаном угля и газа остается экономически целесообразным, а увеличение доли производства на основе газа (в регионах с существующей газовой инфраструктурой) повышает гибкость системы и дает значительные экологические выгоды, включая сокращение выбросов. Старую 116 инфраструктуру производства электроэнергии на основе угля нужно вывести из эксплуатации и заменить сверхкритической технологией в северной зоне и технологиями на основе газа в южной и западной зонах. • Необходимо пересмотреть стратегию правительства в отношении энергетической независимости и статуса существенного экспортера электроэнергии. В рассматриваемом в исследовании сценарии с региональным экспортом, нормированная стоимость энергии (LCOE), капитальные расходы, операционные расходы и интенсивность выбросов похожи на базовый сценарий. Цена экспортируемой электроэнергии при производстве должна быть 3,3 цента США / кВт-ч или выше для получения чистой прибыли. Сценарий с региональным экспортом требует дополнительных инвестиций в уголь и газ, в частности в ПГУ в западной зоне и ПГУ открытого цикла в южной зоне, для обеспечения потребностей в гибкости системы. Учитывая ограниченную газовую инфраструктуру и доказанные имеющиеся ресурсы газа, цели правительства по экспорту представляются слишком высокими и, возможно, требуют изменения в сторону уменьшения. • Стратегия правительства по газификации северной зоне не является экономически целесообразной. Полное объединение электроэнергетической системы Казахстана в одну единую систему существенно бы способствовало экономическим и экологическим улучшениям. Таким образом, правительству стоит сосредоточиться на газификации южной зоны и ускорении объединения электроэнергетической системы в северной, южной и западной зонах. • Усилия правительства по значительному увеличению доли возобновляемой энергии в структуре производства электроэнергии обоснованы, хотя целевые показатели по альтернативной энергии (30 процентов до 2030 года и 50 процентов до 2045 года), возможно, слишком высоки. Если только не учитывать глобальный внешний эффект, эти целевые показатели приведут к значительным экономическим издержкам. Таким образом, правительству стоит переоценить свои целевые показатели по возобновляемой энергии. • Снижение энергоемкости способствует существенной экономии и экологическим выгодам для конечных пользователей. Однако в отсутствие количественно измеримых социальных и экологических выгод, программа энергоэффективности должна стоить менее 13 долл. США / МВт-ч, чтобы быть успешной. Правительству следует рассмотреть вопрос о реализации программы энергоэффективности по всей экономике в рамках этого предельного значения и обеспечить высокую отдачу от мер по энергоэффективности . • Зеленый сценарий дает сокращение выбросов CO2 на 471 млн. тонн в течение прогнозируемого периода. Он показывает, что интенсивность выборов снижается почти наполовину в течение периода оптимизации, с 0,98 тонн CO2 на МВт-ч в 2015 году до 0,45 тонн CO2 на МВт-ч в 2045 году. Это происходит в результате улучшения казахстанской системы с течением времени по мере ввода в эксплуатацию новых, менее дорогих и более эффективных технологий. Необходимо продолжить вывод из эксплуатации и реконструкцию старых и неэффективных установок, работающих на угле и газе. • Высокие цели правительства по возобновляемой энергии не согласуются с его целью по сдерживанию будущего роста тарифов для поддержания конкурентоспособности энергоемких товаров, которые преобладают в экспорте страны. В зеленом сценарии LCOE составляют 41,5 долл. США / МВт-ч по сравнению с 35,1 долл. США / МВт-ч в базовом сценарии и 31,1 долл. США / МВт-ч в сценарии с наименьшей стоимостью. Если высокая стоимость возобновляемой энергии не будет включаться в тарифы конечных потребителей, трудно представить, как будут финансироваться подразумеваемые высокие субсидии для производителей возобновляемой энергии . Главные задачи 117 Главные задачи, выделенные в последней стратегии правительства (Энергетическая концепция 2030), по большому счету, соответствуют основным результатам данного исследования, в частности обеспечение энергетической безопасности путем решения проблемы недостаточных инвестиций в производство электроэнергии, систематическая либерализация и развитие конкуренции. Однако имеющаяся в настоящее время информация указывает на то, что правительство намерено реализовать эти основные цели, по сути, при помощи административных методов и дальнейших чрезмерных вмешательств. Высок риск отклонения от объявленной правительством энергетической стратегии по стимулированию конкуренции и его плана расширения с наименьшей стоимостью. Электроэнергетический сектор Казахстана сталкивается с различными проблемами. Они усугубляются падением цен на сырьевые товары и последующим сокращением промышленного производства и энергопотребления в результате: • высокой энергоемкости и ограничения генерирующей мощности без резерва для предотвращения риска для безопасности снабжения; • очень высоких потребностей в инвестициях; • неэффективных обратных шагов в регулировании и реформировании. Эти проблемы связаны между собой. Некоторые рекомендуемые решения касаются всех этих вопросов. Высокая энергоемкость и ограничения генерирующей мощности Энергия используется в Казахстане очень неэффективно, что отражает наследие прошлой советской эпохи. Это способствует быстрому росту потребления энергии. Поскольку в экономике Казахстана преобладают добывающие отрасли, и продукция характеризуется низкой добавленной стоимостью, ее энергоемкость высока. Казахстан входит к десятку самых энергоемких экономик мира. Потребление энергии на единицу валового внутреннего продукта (ВВП) более чем в два раза выше, чем в среднем в странах Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР) . Высокая энергоемкость также находит отражение в высоком уровне углеродоемкости – страна входит в число наиболее углеродоемких экономик мира; углеродоемкость здесь более чем втрое выше, чем в среднем в ОЭСР. Предельный запас мощности достиг 53 процентов в 2000 году, когда пиковое потребление снизилось до рекордно низкого уровня после распада Советского Союза. Предельный запас мощности быстро и неуклонно сокращался, достигнув опасно низкого уровня, 4 процента в 2012 году. Начиная с 2008 года, глобальный финансовый кризис в сочетании с программой максимальных тарифов на производство электроэнергии привели к постепенному изменению этой нисходящей тенденции. Хотя запас мощности в настоящее время составляет 11 процентов, для достижения приемлемого уровня безопасности системы в долгосрочной перспективе необходимо рассмотреть вопрос о создании новых мощностей. Внушительные потребности в инвестициях Мобилизация инвестиций, конечно, представляет очень серьезную задачу для реализации амбициозного плана правительства по расширению мощности в рамках Энергетической концепции 2030. 7 500 МВт новой мощности в период 2013-2030 годы, оценочная стоимость которых составляет около 5,5 млрд. долл. США (325 млн. долл. США в год), кажется недостаточной по сравнению с оценкой «KazEnergy» и результатами проведенного Всемирным банком моделирования (Рисунок 5.20). Согласно оценке «KazEnergy», потребности в инвестициях на период 2015-2030 годы составят 118 приблизительно 54 млрд. долл. США (3,6 млрд. долл. США в год), в то время как базовый сценарий Всемирного банка показывает 42 млрд. долл. США (2,8 млрд. долл. США в год). Хотя семилетняя программа стимулирования инвестиций в производство электроэнергии (2009-2015 годы), возможно, обеспечит некоторую часть крайне необходимого финансирования, она составляет лишь небольшую часть всей необходимой суммы инвестиций. Это вызывает вопросы об эффективности, прозрачности и долгосрочной устойчивости государственной программы. Недисконтированные годовые капитальные расходы, необходимые для удовлетворения растущего спроса, равны сумме от 54,6 млрд. долл. США (сценарий с наименьшей стоимостью) до 96,2 млрд. долл. США (зеленый сценарий) на период 2015- 2045 годы. Это значительный уровень инвестиций, эквивалентный 0,8 процента (сценарий с наименьшей стоимостью) и 1,4 процента (зеленый сценарий) ВВП 2013 года (231,9 млрд. долл. США). Неэффективное регулирование и отступление от реформ Несмотря на хорошие результаты, достигнутые в конце 1990-ых годов и начале 2000-ых годов, электроэнергетический сектор Казахстана остается очень неэффективным, как с операционной, так и с экологической точки зрения. Несмотря на некоторые краткосрочные результаты, принятое правительством в середине 2000-ых годов решение об отступлении от ранее проводимых отраслевых реформ существенно ухудшило долгосрочные перспективы. Это привело к ухудшению инвестиционного климата, нарушению конкуренции и вытеснению частного сектора. С одной стороны, концептуальная модель либерализации электроэнергетического сектора Казахстана, включая Энергетическую концепцию 2030, по-прежнему целесообразна. С другой стороны, хотя веских причин для глубокого сдвига парадигмы нет, очевидно, что необходимо завершить повестку реформ, а именно: • приостановить текущий сдвиг в сторону олигополизации и чрезмерного государственного контроля; • дать обратный ход повторной национализации, проведя повторную приватизацию большой части генерирующих активов «Самрук-Казына»; • улучшить плохой инвестиционный климат сектора путем повышения прозрачности и введения независимого регулирования; • поставить сектор на устойчивый долгосрочный путь через формирование многорыночной модели (двухсторонний рынок, спот-рынок, балансирующий рынок, системные услуги, рынок мощности); • сосредоточить роль государства на стратегии и разработке политики вместо чрезмерного контроля конкурентных сегментов рынка в отрасли, мониторинге и противодействии чрезмерной рыночной власти и введении регулирования, ориентированного на стимулы и результаты. (i) Производство электроэнергии. Постепенный процесс повторной национализации в последние годы ускорился в связи с активной стратегией поглощения, реализуемой АО «Самрук-Энерго» (энергетической дочерней компанией фонда национального благосостояния «Самрук-Казына», которой принадлежит почти половина генерирующих мощностей страны), что представляет риск для сохранения конкурентных условий в секторе. С 2008 по 2011 год, АО «Самрук-Энерго» приобрело значительные генерирующие активы, включая две крупнейшие электростанции. В 2013 году установленная мощность компания была равна 9 667 МВт (47 процентов общей установленной мощности по стране), производящей 33,5 ТВт-ч электроэнергии (37 процентов общего производства в стране). То, что АО «Самрук-Энерго» и системный оператор (Казахстанская компания по управлению электрическими сетями, АО «KEGOC») принадлежат одной и той же 119 компании (многоотраслевой национальный холдинг «Самрук -Казына»), увеличивает риск чрезмерной рыночной власти на оптовом уровне. Чрезмерно высокий уровень чистой прибыли компании, 20 процентов в 2013 году и 43 процента в 2012 году, может указывать на ее абсолютную рыночную власть. Чистая прибыль на по -настоящему конкурентном рынке намного ниже. На долю трех крупных электростанций национального значения (Экибастузская ГРЭС-1, Экибастузская ГРЭС-2 и Аксу) приходится примерно половина объема электроэнергии, реализуемой на национальном оптовом рынке. На фоне фактического отсутствия значимой конкуренции на региональных рынках электроэнергии в стране, конкурентный сегмент оптового рынка быстро перешел на олигополистическую структуру. (ii) Передача электроэнергии. АО «KEGOC», являясь системным оператором, провело масштабную инвестиционную программу по реабилитации и расширению. В результате, работа национальной высоковольтной сети значительно улучшилась. Хотя законодательство обеспечивает равный доступ к сети электропередачи для всех соответствующих требованиям участников оптового рынка, на практике режим доступа остается несовершенным, не содержит четких и подробных процедур, протоколов и не является прозрачным. Он также сильно нуждается в создании надежного механизма урегулирования споров. За последние двадцать лет части казахстанской сети электропередачи, в особенности соединение Север-Юг, стали сильно перегруженными, из-за чего потребовался новый генератор для предотвращения риска того, что произведенная энергия не найдет своего оптимального рынка. Эта ситуация способствует общей непривлекательности инвестиционного климата электроэнергетического сектора. То, что большая часть сети электропередачи в Казахстане принадлежит вертикально интегрированным компаниям, создает еще один элемент неопределенности в дополнение к обвинениям в субъективном предпочтении собственной энергии при предоставлении доступа. АО «KEGOC» предоставляет системные услуги, используя непрозрачные механизмы, объединенные в общую плату, взимаемую со всех пользователей сети. Это ограничивает возможность генерирующих компаний участвовать в оказании таких услуг. Таким образом, сеть электропередачи открыта для некоторых операций, в основном, для стандартных операций купли-продажи, но закрыта для других, таких как системные услуги. (iii) Распределение электроэнергии. Система распределения электроэнергии в Казахстане слишком разрознена и включает почти 200 энергораспределительных компаний. В результате, распределение стало самым слабым звеном в цепочке добавленной стоимости электроэнергетического сектора, в дополнение к зачастую непрозрачной структуре собственности, политическому влиянию на установление тарифов, сильной нехватке средств для модернизации из-за низкой маржи за распределение и неэффективной эксплуатации. Это находит отражение в высокой доле морально устаревшего оборудования и чрезмерно больших потерях сети . Конечные потребители имеют договорные отношения только с ЭСО, которые не могут владеть низковольтным оборудованием и эксплуатировать его. Это оборудование принадлежит РЭК. Последние не взаимодействуют напрямую с потребителями и не несут каких-либо договорных обязательств по решению этих жалоб. Из-за этого разделения обязанностей между РЭК и ЭСО конечные потребители зачастую остаются незащищенными и получают низкое качество услуг. Неофициальные данные указывают на существенные проблемы с качеством и надежностью энергоснабжения, особенно в сельской местности. Нет систематического учета качества и надежности энергоснабжения на розничном уровне. Кроме того, энергораспределительные компании не обязаны вычислять стандартные показатели, принятые на международном уровне, для оценки надежности снабжения. 120 (iv) Структура рынка. Отраслевая стратегия правительства направлена на обеспечение энергетической независимости и сокращение ограничений мощности по производству электроэнергии. Однако наблюдения на сегодняшний день указывают на то, что эти цели будут реализованы, по сути, путем административных мер. Высок риск отхода от стратегии правительства по стимулированию конкуренции и пути расширения производства с наименьшей стоимостью. • Рынок двухсторонних контрактов. После обретения Казахстаном независимости оптовый рынок был полностью либерализирован на основе проведения двухсторонних операций купли-продажи. Однако в 2008 году был сделан большой шаг назад, и государство ввело серьезные ограничения, введя верхние пределы цен и запретив торговлю между генерирующими компаниями и торговлю между поставщиками . • Балансирующий рынок. Балансирующий рынок, работающий в режиме реального времени, был полностью разработан, но его введение многократно переносилось с 2008 года по причинам, которые не кажутся убедительными, учитывая недавнее заметное замедление роста потребления и прибавление в гибкой генерирующей мощности, следующей за нагрузкой. • Рынок системных услуг. Нет организованного рынка системных услуг. • Спот-рынок. Он был создан в 2004 году, и к 2007 году достиг 18 процентов доли на рынке. Однако росту спот-рынка помешали решения правительства, включающие запрет участия торговцев и операций между ЭСО на спот-рынке. Существующая многорыночная модель неполная и не полностью функциональная; ранее хорошо работающие подрынки (т.е. двухсторонние контракты и спот -рынок) были ослаблены чрезмерным государственным контролем и вмешательствами, проводимыми с середины 2000-ых годов; рынок системных услуг непрозрачным образом регулируются вручную АО «KEGOC». Введение крайне необходимого балансирующего рынка долго откладывается. Последние меры в сторону горизонтальной и вертикальной интеграции в производстве электроэнергии вызывает обоснованные опасения по поводу возможного злоупотребления рыночной властью. Кроме того, хотя рынок генерирующей мощности уже разработан, он содержит существенные недостатки и вызывает вопросы о его эффективности, которая может быть снижена после значительной отсрочки его введения до 2019 года. Рекомендации Представленные здесь рекомендации по политике направлены на совершенствование нормативно-правовой среды Казахстана, обеспечение завершения его рыночных реформ, привлечение крайне важных частных инвестиций. Правительству Казахстана необходимо решить проблему низкого интереса инвесторов к сектору, создавая благоприятную среду, которая была бы стабильной, прозрачной, и действующей в рамках предсказуемой нормативно-правовой основы. Учитывая долгий период ожидания при строительстве новых генерирующих объектов, правительству следует снизить неопределенность нормативно-правовой среды, приняв несколько быстрых и конкретных мер, включая следующее: (i) Производство электроэнергии • Сдержать или дать обратный ход текущему процессу горизонтальной концентрации государственной собственности и олигополизации генерирующих активов, чтобы сохранить относительно конкурентные условия в секторе. Снижение рыночной власти является особенно важным на фоне сохраняющейся ситуации с дефицитом снабжения. • Сдержать или дать обратный ход текущему процессу повторной национализации генерирующих активов в АО «Самрук-Энерго» путем реализации профессиональным 121 инвесторам всех или, по крайней мере, контрольных долей в своих дочерних генерирующих компаниях, не относящихся к стратегическим. Это соответствует новой, амбициозной государственной программе приватизации на 2016 и будущие годы. • Ввести надежный и хорошо разработанный рынок генерирующей мощности для привлечения соответствующих требованиям инвесторов на прозрачной и конкурентной основе, чтобы устранить базовый дефицит мощности. • В связи с введением рынка мощности, свернуть существующую систему верхних пределов по тарифам на производство электроэнергии (недавно продлена до 2022 года), потому что она совершенно не соответствует основополагающему принципу рынка мощности. Сосуществование администрируемых тарифов и рынка мощности может повредить целостности рынка мощности. • В секторе ТЭЦ, исключить перекрестное субсидирование производства тепла за счет производства электроэнергии, которое делает этот сектор неконкурентным на оптовом рынке электроэнергии и непривлекательным для инвесторов. (ii) Передача электроэнергии. Разработать подробные, полностью прозрачные, юридически обязательные правила открытого доступа к сети с учетом стандартов из передовой мировой практики в рамках Сетевого кодекса, а частности: • Обеспечить полную прозрачность в отношении наличия мощности по электропередаче в реальном режиме времени; • Обеспечить равный доступ на фоне ограничений передачи электроэнергии при помощи прозрачного механизма, основанного на ценовых предложениях, чтобы все потребители могли конкурировать за дефицитную мощность по электропередаче, и создать простой и эффективный механизм урегулирования споров; • Обеспечить в законодательном порядке нейтральность системного оператора (АО «KEGOC») перед всеми продавцами и покупателями и обеспечить, чтобы АО «KEGOC» управлял сетью в строгом соответствии с нейтральными в плане конкуренции и безопасными протоколами. Однако это требование может противоречить текущему статусу АО «KEGOC» как дочерней компании фонда национального благосостояния «Самрук-Казына», национального холдинга, в состав которого также входит АО «Самрук - Энерго», являющееся крупнейшим владельцем генерирующих активов и главным участником оптового рынка. (iii) Распределение. Хотя правительство действовало активно в секторе производства электроэнергии на фоне угрожающего кризиса производства, его внимание к сектору распределения, являющемуся важным слабым звеном в цепочке добавленной стоимости электроэнергии, было недостаточным. Правительство использовало, хотя и относительно неэффективно, значительные меры по модернизации и расширению производства электроэнергии, но сектор распределения увяз в неблагоприятной технической и финансовой ситуации, преимущественно, из-за неэффективного тарифного регулирования. Это не дает возможности для реализации достаточных инвестиций в связи с низкой маржей по распределению электроэнергии. В связи с этим, по результатам исследования были подготовлены следующие рекомендации: • Эффективно и законно разделить торговлю, снабжение и другие виды деятельности (производство и распределение электроэнергии) РЭК. Ввести строгие, подлежащие контролю правила стоимости и функционального разделения (защита активов), чтобы энергораспределительные компании не отдавали предпочтения своим юридически отдельным аффилированным снабжающим компаниям. Иначе, розничная конкуренция будет и дальше существовать в основном на бумаге. • Поощрять независимых поставщиков и торговцев на участие в розничном рынке, где сейчас преобладают РЭК и ЭСО, в целях создания значимой конкуренции за потребителей. 122 • Объединить чрезвычайно большое число неэффективных энергораспределительных компаний, чтобы на рынке действовало меньше компаний, но которые были бы коммерчески жизнеспособными. • Разработать и развить «интеллектуальные сети»; ввести обязательные требования об установке автоматизированного промышленного измерительного / коммуникационного оборудования. (iv) Реформы оптового рынка • Сохранить рынок двухсторонних контрактов. Из-за несоответствия рынка принципу производства с наименьшей стоимостью, все более высокую долю оптовой торговли следует направлять в сторону более прозрачных, основанных на ценовых предложениях механизмов торговли, таких как спот-рынок (Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности, KOREM) и балансирующий рынок. • Создание хорошо функционирующей, ликвидной торговой площадки, например, спот-рынка, которая принципиально важна для интеграции переменной возобновляемой энергии с оптовым рынком. Правительству необходимо восстановить нормальную работу спот-рынка, отменив излишние административные и законодательные ограничения. • Начать работу балансирующего рынка. Отраслевой регулирующий орган должен регулировать риск возможного роста балансовой цены путем введения верхних пределов на разумном уровне. • Преобразовать существующие механизмы, администрируемые АО «KEGOC», по некоторым системным услугам в организованную, автономную, основанную на ценовых предложениях систему при соответствующем регулирующем надзоре. Стоимость таких услуг, которую несет системный оператор, следует четко отражать в разукрупненной структуре тарифа на передачу электроэнергии. • Ввести хорошо разработанный рынок мощности для стимулирования расширения производства на конкурсной и прозрачной основе. Рассматриваемую в настоящее время концептуальную модель следует переоценить, чтобы избежать излишней сложности, связанной с работой двух подрынков (краткосрочного и долгосрочного); непоследовательного использования административных пределов цен наряду с рынком мощности, основанном на ценовых предложениях; чрезмерной концентрации финансового риска на операторе балансирующего рынке (АО «KEGOC») в рамках его договоров о покупке мощности с инвесторами. • Отменить систему верхних пределов по тарифам на производство электроэнергии с введением рынка мощности. (v) Отраслевое регулирование • Пересмотреть общую институциональную основу регулирования с главной целью, заключающейся в разработке оптимизированной и эффективной системы регулирования для привлечения важных новых инвестиций и международных экспертных знаний в электроэнергетический сектор. • Укрепить потенциал регулирования и повысить автономию регулирования, чтобы повысить доверие среди участников рынка. Структуру управления регулирующего органа (например, условия занятости ключевого персонала, структура исполнительного совета, бюджет) следует обновить в соответствии с передовой практикой . Необходимо пересмотреть вопрос о размещении органа отраслевого регулирования в Министерстве национальной экономики с учетом увеличения автономии регулирования . • Ввести во всей цепочке добавленной стоимости электроэнергии правила, ориентированные на стимулы и результаты, чтобы заменить неэффективное регулирование стоимости услуг и систему максимальных тарифов плюс обязательства по инвестициям. • Свернуть перекрестное субсидирование между производством электроэнергии и производством тепла на ТЭЦ, так как последние, по большому счету, не конкурентоспособны на оптовом рынке электроэнергии. 123 • Ввести активный мониторинг рынка и эффективные механизмы контроля по рыночной власти во всей цепочке добавленной стоимости электроэнергии, учитывая сильное увеличение подверженности оптовой системы к рыночной власти. • Провести детальную оценку тарифной структуры, которая может указать на необходимость восстановления баланса путем согласования розничных тарифов со стоимостью оптовой электроэнергии. Регулирующему органу следует избегать замораживания розничных тарифов, подвергающих энергораспределительные компании, неустойчивому ограничению потока денежных средств, когда растущие оптовые расходы приближаются (или, возможно, превышают) фиксированные розничные тарифы. Использованные источники Правительство Казахстана. 2014. «Энергетическая концепция 2030». Концепция развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан до 2030 года. 124 Приложение A Предельные тарифы на производство электроэнергии, по группам энергетических компаний, 2016-2018 годы (тенге / КВт-ч, исключая НДС) Группа Верхние пределы тарифов на электроэнергию 2016 2017 2018 Группа 1 8,8 8,8 8,8 ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б. Нуржанова» АО «Экибастузская ГРЭС-2» АО «Евроазиатская энергетическая корпорация» (Аксуская ГРЭС) Группа 2 8,7 8,7 8,7 АО «Жамбылская ГРЭС им. Т. И. Батырова» Группа 3 7,5 7,5 7,5 АО «Астана-Энергия» (ТЭЦ 1 и 2) ТОО «Караганда Жылу» (Карагандинская ТЭЦ-1,3) АО «Павлодарэнерго» (Павлодарская ТЭЦ-2,3, Экибастузская ТЭЦ) АО «АЭС Усть-Каменогорская ТЭЦ» АО «АрселорМиттал Темиртау» (ТЭЦ-2, ТЭЦ-ПВС) Группа 4 6,0 6,0 6,0 ТОО «Казахмыс Энерджи» (Карагандинская ГРЭС-2, Балхашская ТЭЦ, Жезказганская ТЭЦ) АО «Алюминий Казахстана» (Павлодарская ТЭЦ-1) Группа 5 8,05 8,05 8,05 ТОО «СевКазЭнерго» АО «Риддер ТЭЦ» АО «ССГПО ТЭЦ» Группа 6 8,3 8,3 8,3 ТОО «АЭС Согринская ТЭЦ» ТОО «Bassel group» (Карагандинская ГРЭС-1) ТОО «Степногорская ТЭЦ» Группа 7 7,3 7,3 7,3 АО «Атырауская ТЭЦ» АО «Актюбинская ТЭЦ» АО «Таразэнергоцентр» Группа 8 7,5 7,5 7,5 ГКП «Кентау-сервис» ТОО «Казцинк-ТЭК» (Текелийская ТЭЦ, Каратальская ГЭС) 125 ТОО «Shachskteploenergo» Группа 9 7,6 7,6 7,6 ГКП «Аркалыкская ТЭЦ» ГКП «Костанайская теплоэнергетическая компания» АО «Жайыктеплоэнерго» Группа 10 8,6 8,6 8,6 АО «Алматинские электрические станции» (ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, Капчагайская ГЭС, Каскад ГЭС) Группа 11 15,32 15,32 15,32 ТОО «МАЭК-Казатомпром» (ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ) Группа 12 8,8 8,8 8,8 ТОО «Жанажолская ГТЭС» АО «Актюбинский завод ферросплавов», Казхром (Актурбо) ТОО «Уральская ГТЭС» ТОО «Кристалл Менеджмент» Группа 13 4,5 4,5 4,5 Бухтарминская ГЭС ТОО «Казцинк» ТОО «АЭС Усть-Каменогорская ГЭС» ТОО «АЭС Шульбинская ГЭС» АО «Шардаринская ГЭС» Группа 14 10,64 10,64 10,64 ТОО «Актюбинский рельсобалочный завод» Группа 15 8,3 8,3 8,3 АО «3-Энергоорталык» (Шымкентская ТЭЦ-3) ГКП «Кызылордатеплоэлектроцентр» Группа 16 8,8 8,8 8,8 Мойнакская ГЭС Примечание: Тарифы, указанные в таблице, были утверждены Приказом № 160 Министерства энергетики Республики Казахстан от 27 февраля 2015 года. ТЭЦ = теплоэлектроцентраль; ГТЭС = газотурбинная тепловая электростанция; ГЭС = гидроэлектростанция; АО = акционерное общество; ТОО = товарищества с ограниченной ответственностью. 126 Приложение B Описание модели расширения с наименьшей стоимостью Вводные и исходные данные модели При моделировании использовались две программы, «OptGen» и «Stochastic Dual Dynamic Programming» (SDDP), разработанные «Power System Research» (PSR). «OptGen» используется для планов расширения с наименьшей стоимостью (производство, передача и межсистемные линии) по многорегиональным электроэнергетическим системам. Эта программа может быть объединена с SDDP, подробной моделью по планированию электропередачи. Для использования SDDP в модель вводятся технические спецификации генерирующих компаний и линий электропередачи, данные о потреблении и переменные затраты. Основные вводные данные для «OptGen» включают капитальные расходы по группе возможных будущих проектов. SDDP дает график распределения, соответствующий плану расширения мощности с наименьшей стоимостью, который оптимизируется в «OptGen» (Рисунок B.1). Базовая математическая формулировка задач расширения генерирующей мощности Цель (целевая функция) модели расширения с наименьшей стоимостью – минимизировать общие затраты системы. Общие затраты системы – это сумма фиксированных и переменных затрат за период оптимизации (Таблица B.1). Типичные фиксированные затраты включают капитальные расходы нового производства, а также фиксированные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание. Переменные затраты включают стоимость топлива, переменные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание, стоимость углерода, если применимо. В простейшей форме, целевая функция модели расширения производства с наименьшей стоимостью такова: где t, g, y – это индексы: 127 Рисунок B.1 Вводные и исходные данные программного обеспечения по планированию расширения PSR Производство / передача Потребление Производство / передача электроэнергии электроэнергии (существующие и будущие (будущие проекты) генерирующие компании) 1. Месячные графики 1. Фиксированные затраты 1. Технические данные (кривые нагрузки по (инвестиции, эффективности, максимальные продолжительности фиксированные затраты на коэффициенты использования мощности, 2. Прогноз роста эксплуатацию и лимиты производства, вид топлива) потребления техническое 2. Переменные затраты (топливо, 3. Доля потребления на обслуживание) переменные затраты на эксплуатацию и шину 2. Планы платежей техническое обслуживание, запуск) 3. Спецификация 3. Топология генерирующих компаний, Топливо предельного запаса исторических гидропотоков мощности 4. Связь линий / генераторов с шинами 1. Виды топлива (уголь, газ, 4. Жизненный цикл 5. Эквивалентная схема (мощность уран, т.д.) проекта линий, сопротивление, реактивное 2. Прогноз стоимости 5. Вынужденный вывод из сопротивление) топлива эксплуатации 6. Возобновляемые источники энергии 3. Прогноз наличия топлива (мощности, месячные коэффициенты 4. Коэффициенты выбросов использования мощности) Вводные данные OptGen Оптимизатор 1. План расширения производства и передачи электроэнергии (мощность) 2. План расширения (производство) 3. Инвестиционные затраты 4. Затраты на топливо 5. Выбросы 6. Недоотпущенная энергия 7. Показатели надежности Исходные данные Таблица B.1 Разбивка постоянных и переменных затрат плана расширения с наименьшей стоимостью Фиксированные затраты Переменные затраты Капитальные расходы на новые Стоимость топлива генерирующие компании Переменные затраты на эксплуатацию и Фиксированные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание техническое обслуживание Стоимость углерода (если применимо) gn: Генерирующая компания 1 < n < NC ym: Год 1 < m < NY 128 f1: Топливо 1 < l < NF и NT: общее количество шагов времени, составляющих 1 год NG: общее количество генерирующих компаний NY: общее количество лет, составляющих период оптимизации NF: общее количество видов топлива Стоимость фикс. g, y: фиксированная стоимость на генерирующую компанию в год (годовые CAPEX и фиксированные затраты на эксплуатацию и техническое обслуживание), долл. США Стоимость перем. g, f, y, t: переменная стоимость на генерирующую компанию по виду используемого топлива с шагом времени t и в год y, долл. США Как правило, задачи по оптимизации требуют введения ряда ограничений, определяющих пределы приемлемого диапазона, в которых может существовать решение. Такие ограничения представляют собой математические уравнения, описывающие законы физики (подобно соотношению предложения и спроса) или фактические системные ограничения (например, наличие топлива в регионе), и они применяются автоматически или активизируются пользователем в случае программного обеспечения PSR. Типичный набор ограничений в моделях по генерирующей мощности включает: • Соотношение предложения и спроса; • Ограничение по запасу мощности (если применимо); • Производство в пределах технических лимитов генерирующих компаний; • Ограничения по запасу топлива; • Связь между проектами (например, один проект может быть введен только для замены другого проекта); • Соотношение предложения и спроса тепловой энергии (по ТЭЦ); • Ограничения по потоку электроэнергии (если включена передача электроэнергии). 129 Приложение C Национальная энергосеть Казахстана Источник: Казахстанская компания по управлению электрическими сетями 130 Заявление о снижении воздействия на окружающую среду Группа Всемирного банка стремится снизить свое воздействие на окружающую среду. В связи с этим, мы используем возможности электронной публикации и технологии печати на заказ, расположенные в региональных хабах по всему миру. Эти инициативы позволяют уменьшать тираж и расстояния доставки, сокращая тем самым потребление бумаги, использование химических веществ, выбросы парниковых газов и отходы. Мы соблюдаем рекомендуемые стандарты использования бумаги, принятые «Green Press Initiative». Большая часть наших книг печатается на бумаге, сертифицированной Советом по сохранению лесного фонда (FSC), и почти все они содержат 50-100 процентов материалов вторичной переработки. Вторичное волокно в бумаге, на которой печатаются наши книги, не отбеливается или отбеливается с использованием процессов «без содержания хлора» (TCF), «без обработанного хлора» (PCF), «без элементарного хлора» (EECF). Более подробную информацию об экологической философии Банка можно найти на сайте: http://www.worldbank.org/corporateresponsibility. 131 Масштабное преобразование электроэнергетического сектора Казахстана после обретения независимости в 1991 году выразилось в переходе страны к либерализации рынка и внедрении отраслевого регулирования. Электроэнергетический сектор Казахстана, который одним из первых внедрил либерализованную многорыночную модель, включающую двухсторонний рынок, спот-рынок, балансирующий рынок, рынок системных услуг, рынок мощности, считался лидером рыночных реформ среди стран бывшего Советского Союза благодаря значительному улучшению соотношения предложения и спроса и повышению качества услуг. Однако, несмотря на заметный прогресс, отраслевые реформы в своем большинстве еще не завершены. Излишек генерирующих мощностей, унаследованных от бывшего Советского Союза, в тот период, когда цены «исключительно энергетического» рынка были слишком низкими, чтобы привлечь серьезных инвесторов, скрыл необходимость рассмотрения долгосрочных перспектив производства электроэнергии в стране Когда в середине 2000-ых годов развернулся кризис с нехваткой инвестиций, сразу же возникла растущая обеспокоенность, связанная с недостаточностью дополнительных мощностей существующего и планируемого производства для текущего и существенного увеличения спроса на электроэнергию. Вместо применения рыночных механизмов, допускающих рост цен, отражающий имеющийся разрыв между предложением и спросом, Правительство Казахстана отреагировало на эту проблему, приняв административно- контрольные меры. Исследование «Затянувшийся переход: Опыт проведения реформ и новые вызовы в секторе электроэнергетики Казахстана» основано на многолетней работе Всемирного банка в электроэнергетическом секторе Казахстана и нескольких недавних мероприятий по техническому содействию и консультационной поддержке. Цели исследования включают: (a) объективное определение главных проблем в электроэнергетическом секторе Казахстана, связанных с его текущим переходным процессом, и разработка потенциальных вариантов политики; (b) извлечение уроков из опыта Казахстана по отраслевым реформам для других стран. Исследование включает общие вопросы сектора, включая долгосрочное планирование с наименьшей стоимостью; балансирование предложения и спроса; установление тарифов; структуру рынка; интеграцию возобновляемых источников энергии. 132 133