В тарифах на свет в Казахстане нашли гигантскую "черную дыру"
Из 35 электростанций страны 60% не обеспечивают услугу по готовности энергомощности, несмотря на платежи от потребителей, следует из данных KEGOC.
Казахстанские потребители, кажется, зря оплачивают тариф на мощность , учитываемый в цене на электроэнергию. Такой вывод напрашивается после ознакомления с презентацией оператора энергосистемы KEGOC , опубликованной в Telegram-канале Jaryq. Судя по его информации, документ под названием "Предложение по изменению методики расчета К4" был представлен на февральском заседании ассоциации Kazenergy, передает inbusiness.kz.
"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 идёт 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 партнёрам, 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 объёме, 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 объёма 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 её 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. Ещё 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 ещё и тариф за казахстанскую мощность, несмотря на её 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 объёма 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 ещё 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 её 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.
