Новости Казахстана и Мира
Kwork.ru - услуги фрилансеров от 500 руб.

Эксперт: Оптовые цены на электроэнергию в Казахстане обгоняют российские | Inbusiness.kz

0 14

Эксперт: Оптовые цены на электроэнергию в Казахстане обгоняют российские | Inbusiness.kz

Данияр Сериков 278

До запуска единого закупщика в прежней модели двухсторонних договоров не было четкой картины ценообразования на оптовом рынке казахстанской электроэнергетики, считает партнер агентства энергетического анализа Алексей Преснов.

Эксперт: Оптовые цены на электроэнергию в Казахстане обгоняют российские | Inbusiness.kz

Фото: inbusiness.kz

Модель единого закупщика электроэнергии проработала полгода в Казахстане, во многом она подвергается критике со стороны участников рынка, которые привыкли работать по старинке по двухсторонним договорам. О том, как можно на базе наработанного опыта далее развивать конкуренцию в казахстанской электроэнергетике, inbusiness.kz переговорил с партнером агентства энергетического анализа Алексеем Пресновым.

– Г-н Преснов, в июле 2023 года был запущен единый закупщик. Это шаг вперед в казахстанской электроэнергетике?

Эксперт: Оптовые цены на электроэнергию в Казахстане обгоняют российские | Inbusiness.kz

– Единый закупщик был создан как ответ на ту модель, которая, в общем-то, не работала нормально. Самое главное, помимо всего прочего, предъявлялись все эти упреки, что непрозрачно, какая-то аффилированность, нашли друг друга, все остальные платят дороже, в разных регионах разные цены. Говоря обо всем этом, помимо этого, надо просто понимать, что эта модель двухсторонних договоров существовала при очень слабой бирже КОРЭМ (Казахстанский оператор рынка электроэнергии и мощности. – Прим.), где как-то торговались очень слабо остаточные договоры из-за того, что биржа сама не развита, на ней нет инструментов. Сама модель вообще-то не давала четкой картины, какие же цены в Казахстане на оптовом рынке, что такое оптовый рынок в принципе, потому что это у вас такое довольно широкое понятие, и, где граница с розничным рынком, не очень понятно.

В той же России – там четко и понятно: есть 25 МВт, ниже – это розничный рынок с точки зрения генерации. Есть розничная генерация, энергосбытовые компании, розничные потребители, а все, кто выше и кто участник оптового рынка, который вначале должен войти в совет рынка, внести взносы, присоединиться к торговой системе – там целая процедура, только после этого он становится участником оптового рынка.

У вас же оптовый рынок назначает просто системный оператор (KEGOC. – Прим.), говорит: вот вы будете участниками оптового рынка. Там по потребителям есть лимиты в 1 МВт, а по генерации кого хотят, того и назначают, по сути дела. Поэтому всех этих границ не было, и не было понимания, ничего.

Как единый закупщик появился, тут же появились оптовые цены. Планировались они 11-12 тенге за кВт*ч, а оказались 14-15 тенге за кВт*ч. При этом коллеги, с которыми я общаюсь, говорят, что это без мощности (без учета тарифа на мощность. – Прим.), это только краткосрочные операции. А с рынка мощности туда еще добавляется пара тенге, как минимум.

– В прошлом году тариф на мощность был 1,3 тенге на кВт*ч в Астане, в этом станет 2,28 тенге.

– Там разные цифры дают с рынка мощности, потому что там разные генерации с разными ценами. Есть ВИЭ, проекты с инвестсоглашениями, выигравшие тендеры, ТЭЦ, по аукционам – все они дают цифры по плате за мощность, потом остаточная старая мощность, которая у вас была, по-моему, 590 тыс. тенге за МВт в месяц, а теперь им подняли до 1,1 млн тенге. То есть сложившиеся у единого закупщика цены в 14-15 тенге за кВт*ч не учитывают тариф на мощность, как мне сказали, вчера как раз интересовался, потому что я не понимаю, как у вас транслируется мощность в принципе.

Потому что, если в России понятно – у всех есть почасовые счетчики обязательно, интеллектуальный учет есть везде, что входит в оптовый рынок и у относительно крупных потребителей розницы. Потому что если ты покупаешь мощность свыше 670 кВт, то все имеют эти счетчики. Так как у вас охват низкий АСКУЭ (автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии. – Прим.) – 43%, при этом не очень понятно, что имеется в виду, потому что на уровне KEGOC АСКУЭ охват 100%, всего это 43%, или на уровне РЭК – 43%, и так далее. У вас как бы получается, что как ты можешь померить мощность? Мощность – это потребление в конкретный час. Даже когда у вас говорят, если по правилам посмотреть, с 17 до 23 часов надо как-то ее померить, как это сделать, непонятно.

Здесь нужно акцентировать, что цена на оптовом рынке Казахстана на сегодняшний день равна или выше, чем на оптовом рынке РФ.  

– Почему тогда мы получаем электроэнергию гораздо дороже – 28-30 тенге за кВт*ч при импорте?

– Почему цена российского импорта, которая прилетает из России, дороже – это отдельный вопрос. Там не очень все прозрачно, прямо скажу сразу. И, очевидно, туда включаются различные факторы – передача в том числе по магистральным сетям Федеральной сетевой компании (ФСК) и KEGOC, распределительным сетям, и еще, согласно доступной информации, туда включаются такие компоненты, как плата за транслируемую в Казахстан российскую мощность, которая стоит 1,3 млн рублей за МВт в месяц. Но если смотреть по всем регионам – окрестным и неокрестным – такой цены нигде нет в РФ сейчас. Тем не менее в цене импортируемой российской электроэнергии заложена такая стоимость российской мощности. Поэтому то, что она от 26 до 30 тенге на кВт*ч – это не показатель, это такая цена коммерческая. Плюс там, очевидно, есть цена балансирующего рынка, потому что у вас перезаказывают, заказы идут на сутки вперед, а дальше там вступает в силу такой механизм, как take-or-pay (условие полной оплаты при отказе от поставки. – Прим.), даже если вы эту электроэнергию не берете, она переходит на балансирующий рынок, работает против системы, соответственно, ее по большей цене транслируют в Казахстан.

Но сегодня оптовая цена в РФ – 2,8-2,9 рублей на кВт*ч с учетом мощности, то есть в двухставочном выражении – цены за электричество и мощность. Если перевести в одноставочный тариф – только цену на электроэнергию на самом рынке электроэнергии – это 1,6-1,7 рубля на кВт*ч в европейской части РФ, а если с Сибири идет электричество, то там и ниже цена на электроэнергию – 1,2-1,3 рубля. Потом к ней добавляется мощность – она примерно расчетно в одноставочном выражении стоит 1-1,1 рубля. Соответственно, полная цена будет 2,8-2,9 рубля.

У вас 14-15 тенге за кВт*ч от единого закупщика было в 2023 году, если плюсом брать плату за мощность в 2 тенге, то будет 16 тенге. Сейчас еще подняли цены на 2 тенге в среднем некоторые станции, в итоге у вас получится в этом году 18 тенге, то есть гораздо выше, чем в РФ. При этом в России 40 ГВт избытка мощностей, все работает, по крайней мере на краткосрочном рынке, эффективно – там спрос и предложение, от которых зависит цена. У вас это 50 тарифных групп, которые назначаются минэнерго и которые в итоге не работают.

Поэтому единый закупщик в этом режиме, если ничего не менять, вообще не решает ни одной проблемы – ни дефицита, ни прозрачности, ни проблем с сетями. Он выявил эти проблемы – сети у вас никак не организованы, именно архитектура тарифов распределительных сетей, KEGOC и так далее. Между собой, в регионах у вас там множественные тарифы, соответственно, все там складывается, и это все неорганизованно. Единый закупщик здесь никак не помогает, кроме того, что подсвечивает эти проблемы.

Плюс он мешает в плане, что вы хотите получить маневренную генерацию, которая должна, вообще говоря, редко работать, потому что у нее высокие операционные затраты. Когда высокие цены на рынке, в этот момент она должна стрелять, редко да метко. Но в режиме, в котором сейчас этот единый закупщик работает, он, наоборот, стимулирует, чтобы она работала в базовом режиме. Потому что он выкупает преференциально все электричество от инвестпроектов. Поэтому нужен рынок.

Если нам нужен рынок, то, соответственно, вопрос какой. У вас, я так считаю, ввели централизованный рынок, и везде почти централизованные рынки работают эффективно. Соответственно, надо по этому рынку двигаться. Сейчас нужно этот механизм единого закупщика максимально модифицировать в том плане, чтобы он был подготовительным этапом к рынку. Потому что работы там непочатый край в Казахстане. Начиная с юридической работы, создание юридического поля займет год минимум с учетом плотной работы высококвалифицированных энергетиков-юристов, потому что все изменения нужны в закон об электроэнергетике, как этот рынок создается и каким образом совет рынка будет функционировать – то, о чем много говорят, в том числе Сергей Агафонов (глава ассоциации КАЗЭСО. – Прим.) очень много говорит об этом.

Но ситуация какая – не бывает совета рынка, если рынка нет. Можно что угодно говорить: давайте создадим совет рынка, но вначале нужно, вообще говоря, определиться, будем ли делать рынок. Если будем, тогда необходимо делать совет рынка и все остальные вещи. А просто создать совет рынка, когда рынка как такового нет, именно конкурентного, в целом он есть, но конкурентного нет. Когда есть тарифы, когда все решается в кабинетах министра – это все не работает. Это большая работа, которая требует приложения различных сил, в том числе и политических.

Я сейчас часто наблюдаю, что есть отрицательное отношение к российскому опыту, сталкиваюсь с вашими субъектами, они как-то говорят: «А что вы нам рассказываете, как в России, нам не надо как в России». Я вам так скажу, во-первых, технологически и технически системы России и Казахстана выросли, понятно, из Советского Союза, одной страны, поэтому очень похожи.

Дальше ментально то же самое. Если в Европе, когда проводили всю антимонопольную работу по разделению по видам деятельности – во многих странах там оставили как у вас – один и тот же владелец владеет и генерацией, и сетями, то, что представляют ваши холдинги. Но там это работает. Они друг другу не мешают и не оказывают каких-либо преференций между сбытовыми компаниями и сетями – то, что у вас наблюдается сплошь и рядом. Если есть собственная сетевая компания РЭК, то она мешает независимым энергоснабжающим организациям (ЭСО), которые пытаются подключиться.

В России запрещено одновременно владеть и сетью, и энергосбытом, и генерацией. Есть монопольные и конкурентные вещи, они четко разделены, более-менее так было устроено. Там была монополия РАО ЕЭС, которая делилась, там был Чубайс со своим политическим весом на тот момент, который это все делал – центр управления реформ, который вниз это распределял. Вначале делилась сама монополия – большая энергетика, потом это затронуло коммунальную энергетику.

Я вот лично работал изначально в сети коммунальной, мы там делили коммунальные сети и сбыт, потом покупали сбыты, которые были в большой энергетике, из АО «Энерго» выделялись, создавались холдинги и так далее. Но это все была большая работа, в том числе разъяснительная. Понимали важность этого именно в сообществе, учились массы этого персонала, молодые люди, которые там приходили, они отправлялись на курсы в Москву, всякие конференции – это постоянно проходило. Чтобы понимать, о чем это вообще все и зачем это надо, нужно это немножко изучать и знать.

Я наблюдаю как раз здесь дефицит, в Казахстане, этих знаний. Я вижу, что люди работают, они понимают, как устроены технологические и технические вещи, но у них посыл: «Не надо нам никакого рынка, власть должна дать какие-то гарантии и тариф, который нас удовлетворяет, а мы, соответственно, будем обеспечивать готовность нашей генерации». Это я слышал от ККС (компания «Казахстанские коммунальные системы».  Прим.). Мы с коллегами предлагали мероприятия в рамках модели единого закупщика, к примеру, вместо 50 тарифных групп генераций сделать десять, уже тогда в этих десяти тарифных группах возникнет конкуренция. Да, останутся какие-то предельные тарифы, которые как-то хочет государство все время контролировать, чтобы цены резко вверх не поползли. Ну давайте сделаем десять тарифных групп, но все крупные электроэнергетические холдинги говорят: «Не надо, зачем мы будем конкурировать с теми, кто лучше нас».

– Как они будут конкурировать?

– В реально конкурентном, краткосрочном рынке складывается маржинальная цена. То есть та цена, которая самая дорогая в данный момент времени, в данный час, она для всех одна в момент баланса, когда предложение удовлетворяет спрос. В этот момент образуется цена, и самая дорогая и неэффективная генерация в этот момент устанавливает цену для всех. А эффективная находится ниже по своим затратам, соответственно, получает прибыль, то, что называется инфрамаржинальная рента (разница между рыночной ценой ресурса, по которой закрывается баланс в данный час, и краткосрочными затратами эффективных ресурсов, способных предложить его на рынке в этот час. – Прим.). Эти вещи, естественно, стимулируют всех повышать свою эффективность объективно, это называется merit order (порядок ранжирования производителей электроэнергии по принципу роста производственных издержек: начиная от энергоблоков с наименьшими издержками и заканчивая наименее эффективными блоками. – Прим.), то есть генерация по заслугам загружается, «встречает» спрос по заслугам.

– Насколько хорошо функционирует у нас рынок мощности?

– У вас рынок мощности такой договорный в основном, за исключением старой мощности, которая торгуется по предельным тарифам. Но там если посмотреть, у них практически все те же самые, плюс-минус предельные тарифы получаются на торгах, которые проводит КОРЭМ. Подняли его сейчас до 1,065 млн тенге за МВт в месяц, теперь они будут по 1,065 млн получать.

Как такового конкурентного рынка мощности нет. В чем его нет: в том, что у вас нет соревнования или конкуренции между старым и новым. А это основная задача как раз рынка мощности. Почему он вводится вообще – потому что дает больше определенности. Конечно, в Европе очень много стран было без рынка мощности. К примеру, вся Скандинавия работает без явного рынка мощности. Там есть неявные его механизмы всякие, стратегический резерв и так далее. Но в целом единая почасовая цена на рынке, которая складывается, она и дает представление, что нужно делать. Но это влечет за собой высокую волатильность, в момент, когда не хватает генерации, должны быть крайне высокие цены. Это обычно недопустимо в таких странах, как Казахстан, Россия. В них государства не хотят такие крайне высокие цены.

Между тем почти вся Европа на перешла на явные рынки мощности, тем более что есть история с ВИЭ, которая создает неопределенности в энергосистеме, соответственно, их нужно балансировать, и для этого нужны традиционные маневренные мощности, которые бы понимали, что они нужны будут, иногда хотя бы, но нужны. Поэтому создаются рынки мощности – они дают определенность, и первое правило основное – они должны конкурировать – новые и старые мощности.

Это сложно в российских и казахстанских условиях из-за высоких инфляционных и страновых рисков. В этой связи стоимость капитала очень высокая. Поэтому, когда мы пытаемся какую-то эффективность показать, к примеру, строим парогазовую технологию, она не дает такого эффекта, который бы окупил капзатраты из-за того, что высокая стоимость капитала. Она дает эффект условно на 10-15% сокращения затрат, а стоимость капитала – 25%. Эта проблема есть, в России она не решена. Но Казахстан сейчас в лучшей позиции, потому что он может учитывать негативный опыт РФ в инвестиционной составляющей рынка электроэнергии и мощности, где конкуренция была невысокой в механизмах договора о поставке мощностей (ДПМ). Как раз-таки из-за высокой инфляции и высокой стоимости капитала конкуренция между новой и старой генерацией, если ничего не предпринимать, невозможна.

Решения есть для этого такие, суть их в том, что нужно этот фактор стоимости капитала убирать в отборах через его распределение на весь рынок. Берется какая-то референтная стоимость капитала, соответственно, есть конкуренция между новыми и старыми ресурсами, и только новые мощности устанавливают цены.  Тогда, когда старые уже не могут работать по этим ценам на рынке мощности, они начинают уходить – это работает именно как прогресс, новое вытесняется старым. При этом фактор, который связан со стоимостью капитала, он в виде надбавки распределяется на весь рынок. Или же есть механизмы субсидирования процентной ставки, когда государство вмешивается так или иначе. Это все можно сделать.

– А как можно улучшить, по Вашему мнению, рынок электроэнергии?

– Внутри рынка электроэнергии есть еще сектора – внутридневной рынок. Рынок на сутки вперед, который у вас сейчас в едином закупщике организован, – это слишком большой временной промежуток между заявкой и реальной операцией. Поэтому вводится внутридневной рынок, который будет от двух часов до начала операции до пяти минут в зависимости от вашего ИТ-комплекса. В нем вы можете скорректировать заявку централизованно, специально для этого формируются пары – это уменьшает объем балансирующего рынка, сейчас он у вас очень большой.

– По балансирующему рынку тоже изменения какие-то нужны?

– В балансирующем рынке, который уже системный оператор ведет, и там как раз нужны маневренные мощности, которые быстро отрабатывают нагрузку. В условиях недостатка маневренных мощностей цены должны быть там крайне высокие. У вас они невысокие, они у вас назначаются. А там они должны быть рыночные, по рынку: спрос-предложение на текущий день.

Все вместе: рынок мощности, все сегменты, рынок на сутки вперед, внутридневной рынок, балансирующий рынок – они создают цену. Поэтому разные ресурсы с разными технологиями могут конкурировать друг с другом. Именно поэтому угольная электростанция с низкой стоимостью топлива, которая является базовой, она может конкурировать с той же газовой электростанцией, даже с газопоршневыми двигателями, которые собираются в контейнерах до 60-80 МВт и используются в виде пиковой мощности.

А вот парогазовые станции, которые у вас строятся на юге, про которые говорят, что они будут использоваться в качестве маневренной мощности, да, они могут работать как маневренные мощности, в отличие от угольных, они в этом более эффективны и более маневренны, но при этом они неэкономичные в маневренных режимах. Поэтому если вы хотите, чтобы они работали у вас эффективно, с низкими операционными затратами – низкой стоимостью топлива и так далее, то им надо работать в базовом режиме, так как у них есть паросиловая часть, турбина. Естественно, такие парогазовые станции более маневренны, чем старые угольные станции, но это не является такой вот именно пиковой генерацией. Пиковая генерация – это прежде всего газовые турбины, когда мощность большая, и если мощность не очень большая, то газопоршневые машины. У последних высокие операционные затраты, но низкие капзатраты, при этом они работают редко, но как раз выполняют очень важную функцию маневрирования, особенно в свете роста ВИЭ.

Этими всеми вещами нужно заниматься. Раз нужно этим заниматься, то нужна концепция, которая уже в общем-то плюс-минус предложена в ходе тех обсуждений, которые сейчас происходят в том же CSI (Center for Strategic Initiatives, связанный с Олжасом Худайбергеновым. – Прим.), но она встречает сопротивление. Я вижу его со стороны ваших участников Казахстанской электроэнергетической ассоциации (КЭА), они считают, что это не надо, это нужно делать когда-то через пять лет, через десять и так далее.

По срокам я что скажу: нет у вас ни пяти, ни десяти лет, потому что, во-первых, технологии сейчас развиваются очень быстро. Эта так называемая децентрализованная энергетика, особенно зеленый переход, они вместе создают новую реальность. Когда у потребителей массовая генерация возникает, коммунальные парки – это все развивается тогда, когда есть рынок, когда эластичность спроса растет. Сейчас он неэластичный при обычной текущей структуре рынка, потому что в обычной модели с тарифами он низкоэластичный был всегда: что дали, то и бери. Если правильно выстроен рынок, то он дает сигналы, потому что электричество – это такая вещь, для которой важны два фактора: здесь и сейчас. Важно, где это электричество поставляется с точки зрения локации, и сейчас, с точки зрения времени. В данный момент времени, потому что ночью электроэнергия не нужна в тех объемах, которые могут выработать электростанции. В пиковых режимах она нужна утром, вечером, днем меньше. Соответственно, если у вас дефицит в южной зоне, то там цены должны быть выше. Если в северной зоне профицит, цены должны быть ниже – эти все базовые вещи не должны нарушаться, чтобы рынок работал, что-то можно регулировать.

– Распределенная генерация как-то поможет?

– Для нее нужен сигнал со стороны рынка для спроса при быстро меняющихся технологиях, появляются солнечные панели, дешевые инвертеры, что создает просьюмеров (prosumer – производящий потребитель. – Прим.), то есть производящих потребителей из консьюмеров (consumer – потребитель. – Прим.), то, что у вас называют нетто-потребители (небольшие производители электричества, которые сами его потребляют и отдают в сеть. – Прим., к примеру, экомечеть в Астане). Хорошо, что сделали у вас 100 кВт планку для нетто-потребителей, которые могут отдавать по той же цене, по которой они купили электроэнергию в общую сеть. Но тут тоже надо понимать, что когда они отдают по той же цене электроэнергию в сеть, по которой они покупают электроэнергию, то это означает, что они не платят за сеть, когда они выдали эту электроэнергию. Потому что стоимость электричества складывается из генерации плюс сеть и сбыт. Нетто-потребители фактически не платят ни за сеть, ни за сбыт на объемы выдачи в сеть. Получается, когда они выдали по той же цене обратно, их электричество кто-то потребил другой, те потребители, относительно богатые и имеющие возможность поставить солнечные панели, как бы с точки зрения сетевого тарифа занимаются free-riding, то есть едут за счет тех, кто не имеет этих панелей, потому что в итоге сетевая компания должна свои затраты как-то компенсировать и повышает тариф для всех.

На каком-то этапе это нужно делать, но дальше нужно смотреть, чтобы был рынок. Просто говорить: давайте мы льготы дадим такие, как в Узбекистане условно делают, – это неправильный, такой африканский подход. Если нет вообще электричества, тогда это работает. Но когда у вас электричество есть, а вы хотите просто сделать этот «зеленый» переход за счет этих малых ВИЭ, то это все надо делать аккуратно.

Для того чтобы все это делать, нужно, чтобы люди это все понимали. Чтобы понимали – нужно учиться. Как учиться, есть опыт, в этом отношении Казахстану повезло – он может учиться на ошибках других, а не своих – международный опыт сейчас очень большой наработан. Время, которое потерял Казахстан, 20 лет фактически, начал реформы вместе с РФ, но так и не закончил, по кругу ходит-ходит и опять пришел к тому же: единый закупщик, который обычно применяется при самом начале реформ. В этой ситуации надо смотреть на все с позитивной стороны и использовать как опыт теперь, посмотреть, что Россия сделала, какие ошибки – к примеру, на рынке мощности, а мы так не будем делать.

В сетевых тарифах, например, то же самое – можно решать вопросы снижения сетевых затрат потребителей котловым методом в регионах, как в РФ, где все тарифы выравнены для потребителей, одни и те же, а между собой сети рассчитываются, но это привело к росту сетевых компаний, множеству мелких сетевых компаний, которые на каждом куске кабеля организовывали себе тариф. Затем это начали все административными методами как-то вытеснять, до сих пор уже 15 лет не могут закончить. Это все тоже можно посмотреть, как это было там, заранее продумать, потому что у вас это вообще никак не организовано.

Есть новые методологии тарифов. Например, можно тарифицировать не компании, а территории, к тому же если особенно большая какая-то область. На территориях обычно разные условия – в городе одна плотность нагрузки, в селе – другая, в горах более сложная доступность. Соответственно, на каждой территории в зависимости от условий применять тот или иной тариф, а уже потом приходят туда сети, но это самый такой продвинутый способ.

Этим всем нужно заниматься уже завтра. Этот подход, который у вас сейчас: давайте мы подождем, посмотрим, как будет работать единый закупщик, а пока мы будем строить, на мой взгляд, неправильный. Я посмотрел материалы, то, что было на заседании правительства, объемы гигаватт, которые планируются к стройке. «Самрук-Энерго» там будет строить ГЭС несколько штук, ТЭЦ, еще какие-то проекты, меня одно интересует, откуда будут браться деньги? Если вы собираетесь распаковывать свой Нацфонд, то тогда скажите прямо: мы просто возьмем эти деньги, которые там есть, по-моему, порядка 50-60 млрд долларов, и будем тратить на это.

Надо понимать, что электростанция современная, порядка 300 МВт, которые собираются строить, она будет стоить около 1 млрд долларов. 1 ГВт будет стоить порядка трех миллиардов. Если вы собираетесь построить, условно, 6 ГВт, то вы построите на 18 млрд долларов. Как их потом надо будет возвращать? Если вы тарифы не будете поднимать и будете как-то сдерживать, то надо иметь в виду, что вы уже сейчас получили цены выше, чем в России. А если не будете сдерживать, то тем более. И вообще могут возникнуть риски, что не там и не так построили.

Рынок работает по-другому. Он создает условия, приходят инвесторы, внутренние и внешние, какие угодно – все зависит от политики, и, соответственно, приходят деньги. Рынок наиболее оптимальным образом распределяет эти средства между всеми субъектами так, чтобы они были наиболее эффективно использованы. И там есть рыночные инструменты сдерживания цен, это общая практика, доказанная опытом.  

Конечно, АЭС, о которой вы говорите, строится вне рынка. Ее надо строить с учетом всех факторов зеленой повестки, стратегии безуглеродной нейтральности, наверное, нужно строить два или три блока. Но это длинный процесс, вне рынка такое строится. То же самое, если мы говорим о ГЭС больших, к примеру, «Самрук-Энерго» заявлял о строительстве трех гидроэлектростанций, они вообще редко строятся в каком-то рынке. Для них конкуренция может быть в плане проведения тендеров на государственном уровне для выбора подрядчика. Они строятся вне рынка, поскольку это такие вещи, которые работают по сто лет, и рынок здесь вряд ли поможет.

Но все остальное должно работать в рынке. Должна быть четкая система планирования, которая тоже отсутствует в Казахстане. Все делается по каким-то индивидуальным госпрограммам, поручениям главы государства, правительства, еще чего-то, но четкого планирования в рыночной электроэнергетике нет. А это очень важная вещь, и в РФ есть чему поучиться в этом плане, потому что там выстроена эта система очень хорошо. Планирование и рынок не противоречат, а дополняют друг друга.

Есть российские специалисты, которые прошли все эти этапы становления рынка. К примеру, если посмотреть Западные Балканы – Черногория, Сербия, Босния и Герцеговина – они все настроены на вступление в ЕС, им эту систему настраивают, исходя в основном из опыта Nord Pool (скандинавская европейская энергетическая биржа, получившая очень большое распространение в ЕС. – Прим.). Они приходят туда, у них есть шаблон, и по нему начинают делать. Но там не очень понимают ни ментальность, ни какие-то особенности – я сталкивался и видел, как это работает.

Я вижу, что и в Узбекистане Всемирный банк поддерживает как раз какие-то пилотные проекты по рынку на сутки вперед в Центральной Азии в целом в противовес общему электроэнергетическому рынку ЕАЭС, который собирается запускаться в 2025 году. Честно говоря, я не очень верю, что он запустится, потому что в странах ЕАЭС слишком разные условия. А проекты Всемирного банка пытаются в Ташкенте возродить ядро центральноазиатской энергосистемы и делать там совместный рынок на сутки вперед. Но они опять идут по международному шаблону, из Nord Pool у них специалисты. Да, они хорошие спецы, но они не понимают в деталях и особенностях энергосистем и структуры потребления этих стран, не знают языка, все там на английском.

Казахстан в этом плане в очень хорошем положении, но главное, нужно принимать решение и не откладывать. Потому что, если вы подождете еще пять-десять лет, у вас это все будет в таком же примерно темпе валиться, как оно деградирует сейчас. Никакого видимого прогресса в плане снижения износа, о чем все время говорят, не будет, уверен. Потом поменяется правительство, скажут: вообще-то надо было делать не так, и на этом у вас все закончится. Вы 20 лет уже ходите по кругу, и еще 20 лет у вас точно нет с учетом того, что говорят, что у вас нефть скоро закончится через 20 лет. Пока еще есть финансовые резервы, этим надо заниматься.

Это одна сторона, а другая сторона, что Казахстан готов с точки зрения населения и бизнеса, потому что я здесь за последний год погрузился и вижу, что примерно у вас уровень жизни такой же, как в России, может быть, в Москве там чуть выше, но в целом нет такого отставания, которое можно наблюдать в Узбекистане, Кыргызстане, тем более в Таджикистане. Здесь у вас вполне грамотная молодежь, которая училась по зарубежным программам, в частности «Болашак». Все они говорят по-английски, с ними легко работать, быстро вникают во все эти вещи.

– Скажите, а профицит в 40 ГВт в России – это результат ДПМ? У нас есть такой риск, что будет большой профицит мощностей, как в РФ, после их грандиозного строительства?

– Россия не сумела построить конкуренцию между новым и старым на рынке мощности. Они запустили ДПМ, основанные на материалах еще советской программы, не там построили, не то построили потом, и они не смогли от этого уйти, потому что это инструмент, который очень всем генераторам нравится, там их ответственность и риски минимальны, они все у потребителей – это проблема. Если вы правильно отстроите рынок сейчас, то у вас не будет такого. 40 ГВт в России, они, с одной стороны, лишние, с другой – они дают релакс в плане модернизации, то, что они запустили как второй этап ДПМ. Там было множество ошибок в этой инвестиционной части – я об этом много писал – там многое неправильно сделали. Но, по крайней мере, с точки зрения краткосрочного рынка там работает все очень эффективно.

– Как Вы думаете, для большей рыночности единого закупщика нужно ли убирать приоритетный закуп электроэнергии ВИЭ, ТЭЦ и станций с инвестсоглашениями с минэнерго?

– Преференциальный выкуп электроэнергии у единого закупщика, который есть сейчас по ВИЭ, – это сложно убрать. Потому что это суть, вообще говоря, расчетно-финансового центра (РФЦ). Что касается ТЭЦ и станций с инвестсоглашениями – это возможно. Вопрос решается даже на этапе подготовки к рынку, пока он не запущен.

К примеру, когда проекты с параметрами строительства новых ТЭЦ на юге Казахстана выходят на инвестсоглашения, то у них огромные капзатраты – по 11 млн тенге на МВт в месяц на период в 15 лет получается. Это дороже, чем в России новые станции по ДПМ. Потому что новые проекты в Казахстане не считают свои доходы на рынке электроэнергии, их делают исходя из того, что их тариф на рынке электричества будет низким – им какой дадут, такой дадут, по топливной эффективности, поэтому они считают, что надо получать основной возврат средств с рынка мощности, и приоритетно у них будут выкупать их электроэнергию по тарифам, которые назначат. А если преференциальный выкуп убрать и хотя бы сократить одновременно количество ценовых групп с 50 до 10, то была бы какая-то конкуренция внутри их. Тогда бы была другая история.

Прежде чем приходить на новые тендеры, инвесторы начали бы думать по-другому, так как на рынке все сегменты были бы более связаны между собой. Когда инвестор начинает новую станцию, он должен понимать: так, с рынка мощности я получу такую цену – там тоже должна быть единая маржинальная цена, с рынка электроэнергии я получу такую цену, если у меня маневренная мощность, я, соответственно, еще заработаю на балансирующем рынке, потому что я могу отбалансировать, а так как я понимаю, что ВИЭ будут развиваться быстро, то, значит, я буду зарабатывать много, поскольку балансирующий рынок будет всегда значимый по объемам и дорогой.

Те же самые инвесторы ВИЭ, когда они приходят в рынок с режимов, на которых сейчас находятся в РФЦ, мы предлагали, что они должны в итоге перейти в рынок, по желанию. Особенно эти ветровые станции – они вполне могут предсказывать выработку с учетом метеоусловий. Это довольно сложная работа, но это так работает, таким образом, повышается квалификация. В итоге они все равно оказываются в большинстве своем где-то на 80% на балансирующем рынке, потому что они не могут рассчитать с точностью до часа выработку ветрогенераторов. Тогда инвесторы в ВИЭ также начинают инвестировать в батареи и маневренную газовую генерацию. Они понимают, что они создают волатильность с ВИЭ, высокие цены на балансирующем рынке, и, соответственно, инвестируют с двух концов, то есть заработают и так, и так. Здесь создается синергия.

– Так понимаю, что новые ПГУ на юге закладывают в финансово-экономическую модель возврат инвестиций в основном через рынок мощности, а не в закупочную цену на электроэнергию. Полагал, что единый закупщик создает стимул для строительства новых станций, у которых он будет покупать по высокой цене электроэнергию, усредняя, сглаживая и размазывая ее по всей стране. 

– Нет, он будет покупать по тарифам, назначаемым минэнерго. Полагаю, что у них эффективность будет высокая, у ПГУ в базовом режиме расход топлива будет низкий, значит, минэнерго установит им низкий тариф, условно 7 тенге. Чтобы окупаться, они вынуждены зарабатывать на рынке мощности, поэтому у них такие большие капзатраты.

Если бы был рынок, то они бы при своей низкой себестоимости, условно по семь тенге, а рынок бы закрывался по 18 тенге, получали бы эту разницу на рынке электроэнергии. Соответственно, они могли бы снизить капзатраты.  

Единый закупщик, как у вас сейчас есть, его можно модифицировать. Только надо концепцию определить: у нас будет вот такой рынок. Начав с завтрашнего дня, условно, юридическую работу, с экспертами по дизайну рынка, обсуждение с участниками, такая работа может занять до пяти лет, про которые ваши отраслевики говорят: ну, пусть мы подумаем, давайте посмотрим, как будет работать единый закупщик. У вас нет этого времени, вам нужно этого единого закупщика модифицировать так, чтобы через пять лет перейти на конкурентный рынок.

Тогда вы действительно станете центром центральноазиатской системы, и все страны региона потянутся за вами. У Казахстана есть такой шанс. Если вы это не сделаете, то …

– Как старые ТЭЦ смогут конкурировать в рынке без преференциального закупа, условно, с экибастузскими ГРЭС?

– ТЭЦ – это отдельная история. У них сейчас фактически вся электроэнергия выкупается на опте, но по факту они работают как на рознице, так как их электричество распределяется среди потребителей расположенных недалеко от этих ТЭЦ в тех же городах.

Проблема ТЭЦ заключается в том, что это уникальная такая вещь, которая создавалась в Советском Союзе еще с 1920-х годов для одновременного производства тепла и электроэнергии. У них коэффициент использования топлива выше, чем у обычных ГРЭС, конденсационных станций, в 2-2,5 раза выше, до 70-80% коэффициент использования топлива, а у ГРЭС – 25-30%.

При этом, когда их запустили на рынке электроэнергии во многих странах, в том числе в РФ, они показывали не очень хорошие результаты, потому что они не маневренны в теплофикационных режимах в отопительный сезон, даже газовые, не только угольные. У них очень плохое соотношение между выработкой электроэнергии и тепла в маневренных режимах, соответственно, у них неэффективные режимы эксплуатации и перерасходы топлива. В принципе, у них больше различного оборудования, в том числе теплосилового.

Поэтому для ТЭЦ нужны специальные инструменты. Это распределенные источники энергии – это как вы поставили у себя, условно, ветрогенератор или газопоршневую машину во дворе и тут же потребляете эту энергию. ТЭЦ также работают, они должны работать на розничном рынке. С точки зрения разделения опта и розницы они не должны отдавать единому закупщику электричество или на биржу, поставлять его в обязательном порядке. Они должны работать свободно, несмотря на то, что они достаточно мощные.

Правда, тут надо смотреть, какие режимы, к примеру, у вас есть петропавловская ТЭЦ – она вроде бы ТЭЦ называется, но если посмотреть, сколько у нее выработки тепла и электроэнергии, то она скорее ГРЭС. Потому что обычно должно быть как минимум в два раза или в три раза больше мощности по теплу, чем по электроэнергии.

ТЭЦ должны работать в розничном режиме, то есть заключать договора через сбытовую компанию, энергоснабжающую организацию (ЭСО) или сами со всеми розничными потребителями, получая стабильную нагрузку в отопительный период. При этом те потребители, которые потребляют электроэнергию от них, они не должны платить этот тариф KEGOC за пользование национальной электрической сетью (НЭС), потому что никакой электроэнергии через KEGOC не протекает.

Та система, которую, кстати говоря, KEGOC придумал с переходом на тариф за пользование НЭС – он обложил практически налогом каждый кВтч электроэнергии, потребляемой в Казахстане, внутри энергосистемы за исключением потребителей в промышленных группах. Соответственно, он каждый кВтч – это два тенге на киловатт-час он обложил, и этот платеж будет далее расти, хотя эта электроэнергия не течет по его сети очень часто. Но KEGOC берет тариф за пользование НЭС со всех.

Да, с точки зрения резерва энергосистемы он должен что-то получать, но по-разному. Если это потребитель ТЭЦ, которая рядом, соответственно, он должен очень маленькую долю платить за резервирование от KEGOC, если правильно все это выстроено. А если потребляет электроэнергию, которая действительно протекает по сетям KEGOC – тогда да, потребитель должен платить гораздо больше. А KEGOC обложил всех в кВтч, не в показателях объема транспортировки, при этом затраты у него никак не зависят от объема перетоков. Такие компании с магистральными сетями в разных странах обычно взимают тариф в режиме «почтовой марки» в киловаттах или мегаваттах в месяц плюс потери.

Возвращаясь к потребителю ТЭЦ – он не должен платить KEGOC, а только минимально за местные сети. У ТЭЦ нагрузка постоянная, хорошая, понятная. Кроме того, ТЭЦ уходит в резерв системного оператора и получает за это деньги, потому что, когда KEGOC не хватает ресурсов в системе – он может на ТЭЦ положиться. Плюс теплоэлектроцентрали должны получать деньги с рынка мощности. Все остальные станции, если есть централизованный рынок мощности, откуда они получают плату, должны поставлять эти мощности на централизованный краткосрочный оптовый рынок электроэнергии. Но ТЭЦ освобождаются от этого. Плюс от ТЭЦ надо отцепить, где это есть, тепловые сети, которые надо передать в акиматы и там их субсидировать, всю господдержку сконцентрировать на теплосетях. А ТЭЦ должны работать только в рознице с постоянной загрузкой по электроэнергии в отопительный период, и тогда они вполне конкурентоспособными становятся.

Плюс, в дальнейшем понятно, что некоторые из ТЭЦ будут сокращаться в объемах, в размерах, где-то они будут убирать турбины и ставить газопоршневые машины, которые дают на один кВт выработки один кВт тепла. Электрификация ТЭЦ в дальнейшем, когда у вас очень много будет ВИЭ – эти площадки будут электрифицированы, подогрев воды будет на электрокотельной своего рода.

Но закрывать ТЭЦ, как некоторые говорят, и переходить на распределенную генерацию, распределенное тепло невозможно в наших условиях. Конечно, эти большие ТЭЦ в сотни МВт – не надо этим увлекаться. Я бы смотрел на три ТЭЦ, которые в Казахстане собираются строить с помощью России, желательно было бы их не три, а шесть, и поменьше размером, хотя понятно, при стройке масштабность делает дешевле кВт в капексах. Однако, когда они компактные ТЭЦ, то это лучше. К примеру, в Скандинавии ТЭЦ много, они работают, но там они не такие большие – десятки мегаватт обычно.

У нас есть концептуальные разработки как ТЭЦ и ВИЭ интегрировать в будущий рынок. Если по ним будет принято решение, тогда можно будет все это детально прорабатывать, прописать все правила и регламенты. Но пока я не вижу понимания со стороны сообщества, генерации – в этом проблема.

В начале мы пытались с потребителями взаимодействовать, с ТРЦ, давать проекты по солнечным панелям на крышах и тому подобное, но потребители у вас видят только рост тарифов, цен, но не видят рынка и способов взаимодействия с ним. В итоге цена будет расти, и у крупных потребителей будет такой соблазн построить либо собственную генерацию, либо купить у кого-то электростанцию – тот же ЦАЭК возьмет и продаст какую-нибудь электростанцию какому-нибудь потребителю крупному. Последний уйдет из этого рынка, который у вас сейчас сложился у единого закупщика, в сегмент, где 25-30% собственной генерации у промышленных групп. И они будут уходить, не интегрироваться в энергосистему, в итоге она будет разваливаться.

Это вообще большой риск, что вы оставили 25-30% собственной генерации промышленных групп в другом регулировании. Нужно единые вещи делать – и политику KEGOC, и тарифы в распредсетях, единую структуру и архитектуру, потому что магистральные и распределительные сети, РЭКи – это инфраструктура оптового и розничного рынка. Она должна быть единая, если это единая страна.

— У этих промышленных групп дешевая генерация. Если они зайдут, то их металлургическая продукция подорожает.

— Они имеют право работать с дешевой генерацией. В России тоже не решен этот вопрос. Когда в РФ начали цены расти существенно с начала реформ с опережением инфляции, то крупные потребители с возможностями газовой генерации начали строить собственную генерацию. Дальше возник такой глобальный конфликт: построили собственную генерацию, она дешевле, потому что все эти ДПМ прилетали в виде строек, кроме того, были политические надбавки за Калининград, Крым, Дальний Восток – все это прилетает на рынок мощности.

Крупные потребители, чтобы избежать платежей за это, построили собственную генерацию, но при этом они остались все подключенными к энергосистеме. И энергосистема, и минэнерго тогда начали говорить: вы тогда платите нам какой-то платеж за сетевой резерв. Но эти крупные потребители отказываются, ссылаясь на то, что платили за технологическое присоединение к энергосистеме. В итоге стоят пустые подстанции в их сторону, но они не загружены, так как у них там собственная генерация.

Эта вещь – опять же негативный опыт России, который здесь можно учесть и решать по-другому. Если правильно все выстроить, то понадобятся так называемые трехставочные тарифы, кроме тарифов на электроэнергию и мощность добавляется еще тариф на присоединение к энергосистеме, которую платят потребители с собственной генерацией. Это небольшая плата, но как раз именно то, что невозможно взыскать с потребителя ни за объемные показатели, ни через пиковую мощность – это так называемая остаточная плата, потому что всегда энергосистема должна быть больше, чем потребители. То есть дорога должна быть шире, чем количество авто, которые по ней ездят. Такая плата на вырост вводится в виде определенной ставки, которая транслируется и в KEGOC. Если потребители с собственной генерацией не хотят ее оплачивать как резерв, то они могут уйти из энергосистемы. Но обычно они остаются, им выгодно резервироваться из системы.

У вас же как раз сейчас так выстроено наоборот: если так все будет, если не будет понятной и справедливой интеграции распределенной энергетики в энергосистему, не будет возможности конкурировать с генерацией из системы собственными источниками, оставаясь присоединенными к общей сети, потребители будут строить свою генерацию, и они в итоге уйдут на нее, то KEGOC останется без своих денег за пользование. Даже если KEGOC заявит более высокую цену по передаче электроэнергии, как сейчас это для промгрупп, то потребителям с собственной генерацией она все равно будет не нужна, у них есть свое электричество, но они присоединены, и когда понадобится, будут брать с энергосистемы в аварийных режимах.

— Если смотреть на модель единого закупщика, то там же какая-то конкуренция есть у половины рынка, кроме приоритетного закупа ТЭЦ и ВИЭ, станций с инвестсоглашениями? На рынке балансировки тоже, наверное, какая-то состязательность есть. Каковы ваши наблюдения за полгода с момента их запуска?

— Конкуренция достаточно условная, потому что у вас 50 ценовых групп, генераторы опутаны тарифами как сетями. Они бы и рады конкурировать, но, если у одного тариф 7 тенге, а второго 14 тенге – как они будут конкурировать? Они все ограничены максимальным тарифом. Иногда они пытаются продать, когда низкий спрос в дневные и ночные часы – там чуть-чуть они уходят от своих тарифов. Пока у вас остается 50 тарифных групп конкуренции не будет.

Предельные тарифы и единый закупщик – это не одно и то же. Можно вообще отменить тарифы и оставить единого закупщика, сказав: пожалуйста, конкурируйте, у вас тарифов нет. Подавайте заявки, как вы хотите, по своей себестоимости. Но покупать будет не биржа, то есть со стороны спроса будут не ценовые заявки от потребителей через администратора торговой системы, а будет один закупщик, который купив на свободном рынке со стороны генерации, будет по тарифам продавать потребителям. В принципе, в этом направлении можно двигаться, в таком урезанном формате конкурентного рынка. Но пока, как первый шаг, можно уменьшить количество тарифных групп до 10 с 50.

После запуска балансирующего рынка потребители вначале перезаказывали у единого закупщика, боясь, что они будут платить по самому высокому тарифу. Это, кстати, и привело к росту цен российского импорта, то, что я говорил выше take-or-pay – там заявку давали на якобы потребление из России, но потом этого не случилось – тогда это все вылетало на балансирующий рынок в РФ, и, соответственно, приходило к вам.

Потом они немножко поняли, как это работает и перестали перезаказывать. На балансирующем рынке у вас конкуренция тоже ограничена, поскольку мало очень станций, которые могут что-то делать, и самое главное там внешний предел по цене – там где-то 17 или 18 тенге на кВтч, то есть верхний ценовой рубеж, еще есть нижний предел 1,5 тенге по-моему – разбег очень маленький. В условиях дефицита у вас верхняя цена должна быть 80-90 тенге, тогда конкуренция будет. Тогда прибегут и батареи построят быстренько, потому что это можно очень быстро организовать, накопители поставить, потому что они проходят по цене, если у вас будет 70-80 тенге. Но для этого надо правильно сконструировать рынок.

Я видел интересную презентацию KEGOC, где системный оператор говорил о выявленных фактах после начала работы единого закупщика. В плане мощности он показал такой график, который планирует потребитель, а фактический график нагрузки по энергосистеме, который видит KEGOC благодаря АСКУЭ, показывает, что мощность потребляется большая в вечерние часы. При этом потребители, не имеющие инструментов для планирования, планируют, что у них мощность будет маленькая. У вас такой разрыв – у вас пиковая, максимальная мощность в системе 15-16 ГВт, а оплачивается 9 ГВт именно потому, что нет нормальных инструментов, чтобы померить эту мощность и все корректно спланировать. На это жалуется, кстати, говоря генерация. Но никто не может наказать потребителей, взыскать с них, потому что у них нет приборов учета, которые бы померяли электроэнергию в конкретный час.

— Значит, энергоснабжающие организации могут заказывать по минималке, но получать электричества больше?

— ЭСО в том числе. Они потребляют, но эта мощность не оплачивается в полном объеме. Это решается за счет становления нормального рынка. Как только вы его начинаете делать (не какими-то призывами: давайте, внедряем счетчики, интеллектуальный учет, smart grid), те у кого есть этот учет платят по нему, у кого его нет — все небалансы на них сваливаются пропорционально потреблению. Тут же все побегут и начнут учет делать, потому что это будет выгодно, и сам интеллектуальный учет — это существенный бизнес. В РФ это было в 2000-х годах, было очень много компаний, которые этим занимались, ставили системы АСКУЭ, серверы, а сейчас это все на другом технологическом уровне. Если раньше были огромные серверы, то сейчас есть облака, аренда центров обработки данных.

Как только контуры рынка появятся с подачи правительства, к вам прибегут инвесторы внутренние и внешние, так как здесь можно будет заработать, а сейчас это все на уровне разговоров и расхода средств Нацфонда.  

  

Эксперт: Оптовые цены на электроэнергию в Казахстане обгоняют российские | Inbusiness.kz

ПОДПИСЫВАЙТЕСЬ НА НАС В TELEGRAM Узнавайте о новостях первыми Подписаться #единый закупщик #электроэнергия #тарифы #Алексей Преснов

Источник: inbusiness.kz

Kwork.ru - услуги фрилансеров от 500 руб.
Яндекс.Метрика