В тарифах на свет в Казахстане нашли гигантскую «черную дыру»

«Потребители оплачивают за мощность, необходимую для покрытия своего максимального потребления в течение всего календарного года в целях обеспечения проведения качественных ремонтных работ, включая мощность, находящуюся в плановых ремонтных работах. При этом в периоды максимального потребления (ОЗП) (осенне-зимний период – Прим.) электростанции не выполняют обязательства по поддержанию мощности», — указывается в презентации.

Абонентский рынок мощности

Судя по терминам в обзоре, речь идет о ежемесячных многомиллионных и многомиллиардных выплатах с так называемого рынка мощности, которые получают казахстанские ТЭЦ и электростанции, выбранные в рамках долгосрочных инвестсоглашений с минэнерго, по годовым аукционам и напрямую. Как писал ранее inbusiness.kz в материале «Казахстанцам выставили рекордный чек за модернизацию энергетики страны», в 2025 году плата за готовность электрических мощностей выросла с 1,2 млн тенге до 1,4 млн тенге за МВт в месяц при росте рынка до 180 млрд тенге. Если переводить в киловатт-часы, то казахстанские потребители платят примерно 2 тенге на кВтч в качестве тарифа на мощность, включаемого в конечную цену на электроэнергию.

Рынок мощности в Казахстане функционирует с 2019 года. Его хотели ввести в 2016 году, однако против этого резко выступали крупные металлургические корпорации. Из-за отсрочки не была построена Балхашская ТЭС, в результате чего сейчас Казахстан имеет растущий дефицит электрических мощностей, а госхолдингу «Самрук-Энерго» пришлось выплачивать многомиллиардные компенсации корейским партнерам, которые в итоге покрыли казахстанские потребители.

Электростанции, забившие на рынке мощности свои фиксированные на год денежные доли благодаря участию в аукционах или напрямую, по индивидуальным инвестиционным соглашениям на годы с энергетическим ведомством, могут получать с него выплаты за предоставление своеобразной услуги готовности электрической мощности или же за завершение проектов модернизации, реконструкции или строительства мощностей.

Таким образом, рынок мощности является механизмом возврата инвестиций и их стимулирования в энергетической сфере, где тарифы с шин электростанций зачастую ограничивались их текущими расходами и небольшими инвестпрограммами, в то время как стране нужно ускоренное обновление активов энергетики в ближайшие годы во избежание коммунального коллапса и блэкаутов. С другой стороны, в определенной степени тариф на мощность на год, получаемый ТЭЦ и электростанциями по аукционам или в обход их, является своеобразной абонентской платой для потребителей за постоянную готовность выработки электроэнергии – эти денежные потоки станции могут направлять на ремонты.

Плата за воздух

Однако, судя по презентации KEGOC, такая абонентская плата не гарантирует, что услуги готовности электрической мощности, заявляемой электростанциями и ТЭЦ на ближайшее будущее, будут действительно предоставляться в объеме, определенном договорами с расчетно-финансовым центром (РФЦ) при минэнерго. Некоторые из них де-факто не выполняют все свои обязательства, но продолжают получать выплаты с рынка мощности по полной, что кажется несправедливым с точки зрения потребителя, который, очевидно, платит за то, чего нет.

«Из 35 анализируемых ЭПО (энергопроизводящих организаций, то есть электростанций – Прим.) 20 не несут договорную мощность ни в одном месяце года. 11 из них не достигают договорной мощности ни в одном часу в течение календарного года», — констатируется в документе системного оператора.

В качества доказательства в презентации приводятся графики сравнения средней мощности генерации за часы вечернего максимума и фактически оказанного в 2024 году объема услуг по электростанциям Евроазиатской энергетической корпорации (ЕЭК) (Аксу, Павлодарская область) в составе Евразийской группы (Eurasian Resources Group (ERG) и «Севказэнерго» (Петропавловск), входящего в Центрально-Азиатскую электроэнергетическую корпорацию (ЦАЭК). На них видно, что фактическая генерация и мощность этих станций ниже уровней, закрепленных в договорах по выплатам за готовность мощности.

К слову, в этом году «Севказэнерго» планируется выплатить с рынка мощности 4,7 млрд тенге за якобы готовые к генерации мощности, а ЕЭК – 4,8 млрд тенге. Действительно ли в этом году обе станции обеспечивают полную готовность работы заявленных электрических мощностей является большим вопросом, судя по опыту прошлого года.

Основная причина срыва обязательств – участившиеся аварийные ремонты, количество которых выросло более, чем на 30% за последние пять лет. По количеству аварийных остановок в 2024 году наблюдается рост 14,3% в годовом исчислении, фиксируется в презентации KEGOC. При этом, несмотря на снижение продолжительности аварийных ремонтов в 2024 году, связанного с увеличением плановых ремонтных работ, аварийность блочных электростанций остается на высоком уровне, указывается в ее слайде, содержащем также статистику по количеству и продолжительности аварийных ремонтов блочных электростанций за 2024 год — Экибастузской ГРЭС-1, Экибастузской ГРЭС-2, актауском МАЭК и ЕЭК, где бесспорным «лидером» является последняя.

Кстати, Экибастузской ГРЭС-1 с рынка мощности в этом году планировалось выплатить 26,3 млрд тенге, Экибастузской ГРЭС-2 – 12,2 млрд тенге, МАЭК – 7,4 млрд тенге. Интересно, насколько реально готовыми были их договорные мощности за уходящую зиму.

Дорогой импорт за недоступность мощностей

Согласно слайду презентации в стране имеются 25,3 ГВт установленной мощности. Однако, на деле реальная генерация станций достигает 15,9 ГВт. 3,2 ГВт недоступны по мощности из-за ремонтов и ограничений по техническому состоянию оборудования. Еще 6,2 ГВт учитываются в качестве разрыва мощности, поскольку ограничены тепловым и водным режимом ТЭЦ и ГЭС, нестабильностью ВИЭ. В 2024 году максимум нагрузки составлял 17 091 МВт, он вырос в годовом сравнении на 2,8%. Однако, генерация в пике была всего 15 402 МВт за прошлый год, то есть не покрывала его.

Понятно, что аварийные ремонты казахстанских электростанций влияют на отклонения перетоков мощности с Россией, которые колеблются до 1 500 МВт, и являются их основной причиной. Так, в презентации приводится пример максимальной мощности импорта за 2024 год по зоне «Север-Юг», которая достигла 2460 МВт в ноябре 2024 года. Такая растяжка возникла из-за аварийного ремонта дымовой трубы на Экибастузской ГРЭС-1. Как известно, импорт российской электроэнергии и мощности является дорогим удовольствием, за это платят казахстанские потребители, с которых берут еще и тариф за казахстанскую мощность, несмотря на ее участившуюся неготовность.

Z-санкции за аварийность

В качестве решения в KEGOC предлагают изменить формулу используемого коэффициента К4, чьей целью является стимулирование снижения аварийности на станциях и контроль фактически оказанного объема услуг на рынке мощности. Он применяется при расчете дохода электростанций и ТЭЦ на рынке мощности в целях определения финансовой ответственности при выводе генерирующего оборудования в аварийные и неплановые ремонты.

Для изменения формулы расчета предлагается использовать еще один коэффициент под примелькавшейся в последние три года латинской буквой Z.

«Предлагаемая формула учитывает применение коэффициента Z к продолжительности повторного аварийного или непланового отключения оборудования за расчетный период. В случае, если оборудование отключалось повторно в течение расчетного периода, коэффициент Z равен 2. Если повторных отключений не было, коэффициент Z равен 1», — поясняется в презентации KEGOC.

Чтобы показать, как будет работать предлагаемый механизм расчета, в презентации приводится пример электростанции на 530 МВт, которая получает в месяц с рынка мощности 559 млн тенге в случае отсутствия аварийных и неплановых ремонтов.

В действующем варианте, если продолжительность ее аварийных ремонтов будет 464 часов плюс повторных 123 часов коэффициент К4 будет 0,95, а доход с учетом последнего снизится до 529 млн тенге в месяц. В предлагаемом механизме при такой продолжительности аварийных ремонтов составляющая Z будет равна 2, в итоге коэффициент К4 выйдет 0,94, поэтому станция получит на целых 5 млн тенге меньше – 524 млн тенге в месяц.

Понятно, что штрафная разница возникает небольшая. Однако, по крайней мере в системном операторе подсветили важную проблему неготовности оплаченных электрических мощностей некоторых станций, которые не всегда готовы работать на платящего за них потребителя.

Позиция системного оператора

После написания и сдачи материала корреспондент inbusiness.kz получил комментарий от пресс-службы KEGOC на заданные в начале прошлой недели вопросы по его презентации.

«Изменение методики расчета коэффициента К4 будет стимулировать энергопроизводящие организации повышать качество выполняемых ремонтных работ с целью недопущения его повторных аварийных отключений. В целом высокий уровень аварийных и неплановых ремонтов наблюдается на ряде электростанций. Разница в 5 млн. тенге приведена для конкретного случая. В целом, расчет коэффициента К4 с применением коэффициента Z производится с учётом длительности повторных аварийных остановов, их количества, а также от выводимой в ремонт мощности. Таким образом, изменение механизма расчета коэффициента К4 будет стимулировать энергопроизводящие организации качественно проводить ремонтные работы и не допускать повторных аварийных и неплановых остановов одного и того же оборудования в течение одного и того же расчетного периода», — пояснили в пресс-службе системного оператора.