Предельная эффективность

Лучшие результаты по итогам программы предельных тарифов показали средние частные энергокомпани

Предельная эффективность

Программа предельных тарифов в энергогенерирующем сегменте электроэнергетики оказалась одной из самых длительных в истории современной казахстанской промышленности. За 7 лет — с 2009 по 2015 год — энергопроизводящие компании, руководствуясь формулой «тариф в обмен на инвестиции», вложили в свои активы свыше 1 трлн тенге, введя более 3 000 МВт установленной мощности. Для примера, в 2008 году установленная мощность всех казахстанских генераторов находилась на уровне 18 992 МВт. Кроме того, в рамках программы происходила модернизация не только генераторов, но и всего основного оборудования электростанций: от котлов и фильтров до систем химической водоочистки и гидрозолоудаления. Такого масштабного обновления основных средств не было, пожалуй, за всю историю казахстанской энергетики, подавляющее большинство объектов которой созданы в 1930–1980‑е годы.

«Эксперт Казахстан» наблюдал за программой с самого старта, регулярно касаясь отдельных аспектов ее реализации в отраслевых обзорах, интервью с игроками и регулятором и кейсах с компаниями. В этом номере мы представляем результаты исследования, посвященного программе предельных тарифов, проведенное исследовательской группой Expert Zertteu, сформированной на базе нашего журнала.

Цель исследования — выявить, какие станции и энергохолдинги более эффективно реализовали возможности, предоставленные им регулятором, какие хуже. В исследовании приняли участие 16 энергопроизводящих организаций из 42 участников программы предельных тарифов. В списке-16 практически все крупные станции страны, за исключением Жамбылской ГРЭС (представители официально отказались, сославшись на конфиденциальность), а также ТЭС и ГЭС, принадлежащих группе AES в Казахстане (не предоставили информацию в течение всех трех месяцев, что продолжался ее сбор). Также была использована открытая статистика игроков рынка и отдельные данные, полученные от Минэнерго РК.

Кто положил предел?

Идея политики предельных тарифов состоит в том, чтобы, с одной стороны, обеспечить предсказуемый уровень цен (и в конечном итоге инфляции), облегчив планирование капзатрат для производителей. Предельные цены используются регулятором в отношении монополистов во многих развитых странах мира, в том числе ОЭСР. В нашем случае в структуру тарифа «зашивается» инвестиционная часть — надбавка к стандартному тарифу (рассчитанному исходя из операционных затрат), которую производитель товара или услуги обязуется реинвестировать в основные средства компании.

Первые шаги к применению предельных тарифов в электроэнергетике были сделаны в конце 1990‑х. Понятие предельных уровней тарифов встречается в законе о естественных монополиях и регулируемых рынках от июля 1998 года, где под этим понимается «максимальная величина тарифа (цены, ставки сбора) на регулируемую услугу (товар, работу) субъекта естественной монополии, утверждаемая на долгосрочный период, при необходимости с разбивкой по годам». В программе развития электроэнергетики РК до 2030 года (опубликована в апреле 1999 года) указываются следующие принципы тарифной политики: тариф должен обеспечивать возвратность инвестиций, его уровень должен позволять проводить реконструкцию, техническое перевооружение, расширение и поддержание существующих мощностей, а также привлекать инвестора для нового строительства.

Предельный тариф применительно к энергогенерирующему сектору энергетики появляется в законе об электроэнергетике 2004 года, в котором он обозначен как «утвержденная максимальная величина отпускного тарифа (цены) на электрическую энергию для группы энергопроизводящих организаций». Утверждение таких тарифов находится в компетенции правительства РК. Энергокомпании также должны ежегодно передавать в Минэнерго информацию об исполнении инвестиционных обязательств. В случае превышения ставки тарифа производитель обязывается вернуть потребителю все сумму превышения. Предельный тариф должен применяться в отношении групп электростанций на срок не менее 7 лет. Расчет тарифа следующий: за образец берется максимальная цена в группе по итогам года, предшествующего циклу внедрения предельного тарифа, «и ежегодно корректируется с учетом необходимости обеспечения инвестиционной привлекательности отрасли».

Отношения с регулятором по закону-2004 были оформлены так: между участником рынка и Минэнерго заключалось инвестсоглашение; в дальнейшем регулятор вел мониторинг исполнения обязательств, но обязательства определялись энергетиками самостоятельно.

В марте 2009‑го правительство приняло постановление № 392, в котором были обозначены предельные тарифы на 2009–2015 годы для 13 групп станций (см. таблицу 1). За 7 лет общий рост тарифов должен был составить в среднем 64% (минимальный — 32%, 6‑я группа, максимальный — 144%, 1‑я группа) со среднегодовым темпом 8,6%. Станции были сгруппированы с учетом размеров генерирующих мощностей и типов потребляемого топлива.

Однако уже на первом году работы программы антимонопольное ведомство выявило серию лазеек в законе об энергетике. В законодательстве не было предусмотрено ответственности за неаккуратное реинвестирование средств, полученных от инвестиционной составляющей тарифа. «Мы выяснили, что около 1,5 миллиарда тенге из 65, предусмотренных инвестиционными соглашениями, компании не вложили»,— рассказывал «Эксперту Казахстан» в 2011 году тогдашний председатель Агентства по регулированию естественных монополий Нурлан Алдабергенов. В новой редакции закона (июль 2012 года) компании, не исполнившие инвестпрограммы, наказывались штрафом в 10% от сумм, которые они были должны использовать в качестве инвестиций, но не использовали. Кроме того, весь доход, полученный от инвестиционной части предельного тарифа, но не инвестированный, должен быть возвращен потребителям, иначе компанию штрафуют на всю сумму дохода.

В обновленном законе (принят в 2012 году) появилось перспективное видение механизма стимулирования инвестиций в электроэнергетику. С 2016‑го планировалось перейти на модель рынка мощности. Его главное отличие состоит в том, что на рынке электроэнергии появляется системный оператор, который резервирует мощность у электростанции, победившей в конкурсе, и платит ей за этот резерв. Тариф для энергопроизводителей формируется из двух частей: тарифа на электроэнергию (отражающего переменные операционные расходы станции) и тарифа за поддержание готовности электрической мощности. Если механизм «тариф в обмен на инвестиции» был призван обеспечить модернизацию энергопроизводящих организаций (ЭПО) страны, то рынок мощности — обеспечить ввод новых генераторов.

Однако к 2016 году в РК наметился спад потребления электроэнергии, а потому необходимость вводить новую мощность для системы была мало актуальна. Тем более не в полной мере завершилась модернизация действующих генераторов. Приказом министра энергетики в апреле 2015 года действие предельных тарифов продлено (а введение рынка мощности отложено) на три года — до 1 января 2019‑го. Все эти три года будет поддерживаться тот же уровень предельных тарифов, что был достигнут к 2015 году (кроме тарифа Экибастузской ГРЭС-1, который был снижен с 8,8 до 8,65 кВт·ч). Количество групп достигло 15: прибавились ЭС АРБЗ (14‑я группа), в 15‑ю группу из 7‑й переместились Шымкентская ТЭЦ-3 и Кызылординская ТЭЦ с повышением тарифа с 7,3 до 8,3 тенге за кВт·ч.

Сократить разрывы, снизить выбросы

Механизм действия предельных тарифов был законодательно утвержден в 2004 году, но лишь к 2009 году регулятор увидел целесообразность в реализации программы в общеотраслевом масштабе. «На момент принятия решения о реализации политики предельных тарифов электроэнергетика характеризовалась постоянным ростом энергопотребления (по 5–7 процентов в год), а также дефицитом необходимых резервов мощности на электростанциях из-за высокого износа и выработки паркового ресурса оборудования»,— объясняет управляющий директор «Самрук-Энерго» по производству и управлению активами Серик Тютебаев. Он приводит пример: при проектной мощности Экибастузской ГРЭС-1 в 4 000 МВт мощность станции к 2009 году составляла всего 2 500 МВт. Был значительным и нарастал разрыв между установленной и располагаемой мощностями станции. Средств на своевременный ремонт, модернизацию и реконструкцию оборудования не было. Ситуация, характерная как для крупнейшего игрока рынка, так и для средних и малых ЭПО.

В результате реализации программы предельных тарифов установленная мощность электростанций страны выросла на 12% (до 21 307 МВт), располагаемая — на 26% (до 17 503 МВт). Однако уровень износа в среднем по электростанциям РК с 2012 года (Минэнерго не дает данные за 2008 год) сократился незначительно, на 1,3 процентных пункта — с 60,1 до 58,8%.

Именно этот показатель — снижение уровня износа основного оборудования — и был для нас определяющим в ренкинге станций (таблица 3)*. Лучший результат показала Петропавловская ТЭЦ-2 (входит в АО «СЕВКАЗЭНЕРГО», дочернюю компанию «Центрально-Азиатской электроэнергетической корпорации» — ЦАЭК): износ основного оборудования на станции снизился на 26,7 процентных пункта, до 62,5%. На петропавловской станции за 7 лет было введено 174 МВт установленной мощности, притом что общая установленная мощность станции в 2008 году составляла 380 МВт. Всего в десятке самых модернизированных ЭПО страны три станции холдинга ЦАЭК — наряду с Петропавловской ТЭЦ-2 также Павлодарская ТЭЦ-3 и Экибастузская ТЭЦ.

Второй показатель у Актобе ТЭЦ («Самрук-Энерго»), где уровень износа удалось довести до 42,33%, сократив на 25,97 п.п. Отметим, что «Самрук-Энерго» на Экибастузской ГРЭС-1 реализовал самые масштабные проекты программы по вводу электрической мощности, запустив два энергоблока по 500 МВт, благодаря чему установленная мощность станции выросла на 40%. Износ основного оборудования ЭГРЭС-1 сократился на 14,14 п.п., до 62,6%.

Однако отсутствие прибавки установленной мощности отнюдь не означает, что станция не вкладывала в свои генераторы: огромные усилия предпринимались для наращивания располагаемой мощности и устранения упомянутого разрыва между установленной и располагаемой мощностями.

Наиболее динамично вводившим мощность энергохолдингом, по нашему мнению, является ЦАЭК. Отношение введенной за 2009–2015 годы мощности к установленной мощности станций холдинга на старте программы составило почти 61%. Следует подчеркнуть, что ЦАЭК сделал акцент на реновацию существующих мощностей, а не на создание новой мощности. Например, на Павлодарской ТЭЦ-3 было введено 380 МВт, но общая установленная мощность станции выросла только на 100 МВт. По сути станция получила вторую жизнь — именно эта задача и ставилась на старте программы перед участниками рынка.

На втором месте «ЕЭК» с 31%, третьими оказались «Казахстанские коммунальные системы» (ККС), средний частный холдинг, контролирующий Карагандинские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3 — 25,4% (таблица 4).

Модернизация основного оборудования электростанций не сводится лишь к замене старых генераторов на новые, это всестороннее технологическое обновление, в том числе систем, отвечающих за минимизацию негативного воздействия на экологию. Поскольку свыше 80% ЭПО страны — это угольные электростанции, рост производства электрической и тепловой энергии на них означает увеличение количества сжигаемого топлива. При старых технологиях этот показатель напрямую коррелирует с объемами выбросов золы и других вредных веществ в атмосферу. В результате реализации программы предельных тарифов удалось достичь опережающего роста производства электроэнергии над динамикой выбросов — 17,8 против 9,6% (таблица 5).

В целом результаты программы скорее удовлетворительные — так их оценивают и эксперты, и участники рынка. «Принятие решения о предельных тарифах было непростым, многие считали его отступлением от рынка электроэнергии, о котором так много говорили. Однако в сложившихся условиях это было не рыночное решение, но единственно верное. За короткий период была произведена значительная работа, прежде всего по повышению надежности работы многих теплоэлектроцентралей. Предельные тарифы, по моему мнению, позволили сделать первый шаг в модернизации ТЭЦ»,— подчеркивает почетный президент КазНИПИЭнергопром Геннадий Андреев.

Если старт программы пришелся на рост энергопотребления в целом по стране, то конец — на сокращение, вызванное как кризисными явлениями в экономике, так и успехом мер по снижению энергоемкости промышленности и сектора ЖКХ. Энергетика страны входит в новый период развития, который можно охарактеризовать высокой конкуренцией на рынке предложения (подробнее об этом, пожалуйста, см. «Чемпионы энергомодернизации»).

От нуля до 500

По итогам исследования мы также сформировали рейтинг из 20 крупнейших по стоимости проектов программы предельных тарифов, исходя из тех данных, что предоставили нам участники рынка (таблица 6). Сразу же отметим, что лишь 10 из 25 проектов связаны с введением мощности после модернизации или в результате строительства новых энергоблоков. Это связано с тем, что не только генераторы, но и большая часть остального оборудования и систем электростанций, обеспечивающих бесперебойную работу ЭПО, оказались достаточно изношены и требовали значительных капвложений. К примеру, проект строительства золоотвала на Павлодарской ТЭЦ-3 потребовал 3,8 млрд тенге инвестиций, а ввод новой турбины на 125 МВт на этой же станции — 2,6 млрд. Однако наиболее затратными все же оказались проекты, сопровождавшиеся вводом новой мощности.

Общая стоимость всех проектов топ-25 — 270 млрд тенге. Мощность, введенная по их результатам,— 2 156 МВт. Большую часть проектов топ-25 составляют проекты лидеров рынка — «Самрук-Энерго» и ЦАЭК — 12 и 11 проектов соответственно, 2 проекта приходятся на ЕЭК.

Самый капиталоемкий проект — восстановление энергоблока № 2 ЭГРЭС-1 мощностью в 500 МВт — обошелся «Самрук-Энерго» в 61,5 млрд тенге и занял четыре года. Данный проект также предусматривал замену электрофильтров. Вторым и третьим по стоимости стали проекты ЕЭК: на станции реконструировали энергоблоки № 2 и 6, по 325 МВт каждый. Причем проект, завершенный в 2011 году, обошелся компании в 36,9 млрд тенге, тогда как оконченный в 2013‑м — в 41,8 млрд.

Один проект из топ-25 длился в среднем 2,8 года. Самый оперативный проект — реконструкция турбоагрегата Т-100/120–130–3 на Павлодарской ТЭЦ-3 (ЦАЭК): работы, в результате которых было введено 125 МВт электрической мощности и обеспечено поддержание 188 Гкал номинальной тепловой мощности, успели провести в течение 2015 года. На той же станции реализовывали и один из длительнейших проектов — строительство золоотвала (2010–2015). Как отмечают в компании, проект позволил предотвратить загрязнение окружающей среды золошлаковыми отходами производства и обеспечить стабильную работу станции. Пять лет (2010–2015) заняла и реконструкция котлоагрегата № 8 Алматинской ТЭЦ-2 («АлЭС» — «Самрук-Энерго»), четвертого по стоимости проекта ренкинга. В результате дополнительная годовая выработка станции составит 448,5 млн кВт·ч, а отпуск тепловой энергии выйдет на уровень 1,15 млн Гкал.

Электростанции в тонусе

Цель, преследуемую регулятором при запуске программы,— привлечь инвестиции в энергогенерирующий сегмент электроэнергетики и переломить тренд роста износа основного оборудования — можно считать выполненной. В сектор было привлечено свыше триллиона тенге, вырос резерв мощности в энергосистеме (по оценке президента ЦАЭК Еркына Амирханова, в 2015 году резерв составил 3 500 МВт, 25% к максимуму потребления в осенне-зимний период).

Также был сделан первый шаг в создании предсказуемой и инвестиционно привлекательной рыночной среды в электроэнергетической отрасли. Однако с ухудшением экономической ситуации в стране устойчивую позитивную динамику инвестактивности вряд ли удастся удержать.

Отдельные компании — вроде станций ЦАЭК и ККС — смогли обновить свои активы, на некоторых станциях (ЭГРЭС-2) износ основного оборудования, несмотря на сделанные капвложения, даже увеличился. «Самрук-Энерго» и ЕЭК удалось реализовать несколько масштабных проектов на ключевых с точки зрения энергобезопасности страны активах. Стоит отдельно отметить успешные результаты средних частных компаний вроде ЦАЭК, ККС и ЕЭК. С одной стороны, эти холдинги владеют активами, где сроки выхода основного оборудования совпали с программой предельных тарифов. С другой, они нацелены на привлечение иностранных инвесторов и капитала с рынка, а потому вынуждены реализовывать проекты с максимальной эффективностью и в сжатые сроки.

Несмотря на наличие в списках участников программы предельных тарифов ГЭС и газотурбинных электростанций, ее главные участники — угольные электростанции, на которые пришлось свыше 80% введенной мощности. По-видимому, в ближайшие годы инвестпоток будет структурироваться похожим образом, но с каждым годом доля инвестиций в возобновляемую энергетику будет расти, благодаря государственным стимулам. Тарифы системного оператора для ВИЭ сейчас в 2–4 раза выше, чем для угольных ТЭС. Одновременно государство стимулирует энергетиков снижать выбросы CO2 через налоги на эмиссии углекислоты.

* По ходу исследования выяснилось, что у казахстанских энергетических компаний нет единой методики расчета износа основного оборудования. «Эксперт Казахстан» уже обратился в Минэнерго за официальным разъяснением по этому поводу.

Методология исследования

сследовательская группа Expert Zertteu на базе делового журнала «Эксперт Казахстан» провела исследование результатов программы предельных тарифов 2009–2015. На базе исследования составлены ренкинги инвестиционных проектов, электростанций и энергетических холдингов по таким показателям, как изменение уровня износа основного оборудования, объем введенной мощности, отношение введенной в течение реализации программы предельных тарифов мощности к общей установленной мощности на старте программы.

В исследовании предлагалось участвовать всем энергопроизводящим организациям (ЭПО) РК, принимавшим участие в программе предельных тарифов 2009–2015 (всего 42 электростанции).

Исследование проводилось на основе анкетных данных, представленных ЭПО-участниками исследования. В исследовании приняли участие 16 электростанций, доля которых в совокупной установленной электрической мощности энергосистемы страны на 1 января 2016 года составляет 50,3%.

Под основными используемыми терминами понимается следующее:

  • Установленная электрическая мощность — это сумма паспортных мощностей установленных генераторов.
  • Под введенной электрической мощностью понимается установленная мощность тех генераторов, которые были модернизированы энергопроизводящими организациями или запускались ими с нуля.
  • Общий объем инвестиций — совокупное количество средств, направленных на реализацию инвестиционных проектов в рамках программы предельных тарифов 2009–2015.

Для проверки точности предоставляемых компаниями данных была также запрошена официальная информация Министерства энергетики РК. Запрос был удовлетворен лишь частично: существенная часть данных по инвестсоглашениям регулятора и участников рынка является конфиденциальной, закрытой для широкой общественности.

Мы благодарим за анкеты, интервью и комментарии к исследованию компании АО «Астана-Энергия», АО «ЕЭК», АО «Самрук-Энерго», АО «Центрально-Азиатская электроэнергетическая корпорация», ТОО «Казахстанские коммунальные системы», ТОО «Степногорская ТЭЦ», ТОО «Шахтинсктеплоэнерго», ГКП «Аркалыкская теплоэнергетическая компания», АО «КазНИПИЭнергопром».

Статьи по теме:
Казахстан

От практики к теории

Состоялась презентация книги «Общая теория управления», первого отечественного опыта построения теории менеджмента

Тема недели

Из огня да в колею

Итоги и ключевые тренды 1991–2016‑го, которые будут влиять на Казахстан в 2017–2041‑м

Казахстан

Не победить, а минимизировать

В Казахстане бизнес-сообщество призывают активнее включиться в борьбу с коррупцией, но начать эту борьбу предлагают с самих себя

Международный бизнес

Интернет больших вещей

Освоение IoT в промышленности позволит компаниям совершить рывок в производительности