Реформа реформы

Без опережающего развития электроэнергетики амбициозные планы экономической модернизации вряд ли могут быть реализованы

Реформа реформы

На протяжении последнего года в Казахстане не утихают разговоры о состоянии электроэнергетики. Причем обсуждение сложившегося положения происходит на всех уровнях, от экспертного сообщества до высших эшелонов власти. Между тем электроэнергетика еще недавно считалась одной из самых благополучных отраслей экономики страны. Однако на сегодняшний день в ней складывается если не кризисная, то предкризисная ситуация. Несмотря на то что реформа отрасли продолжается уже 10 лет, структурные реформы, позволяющие говорить о том, что налажены механизмы справедливого рынка в энергетике, не только оптового, но и розничного, не доведены до конца. Вторая проблема, четко связанная с первой, это отсутствие в течение долгого времени серьезных инвестиций в отрасль. Как результат, резервы мощности, имевшиеся еще с советского периода, практически исчерпаны как по причине общего роста экономики, следовательно, и энергопотребления, так и по причине естественного выбытия. На протяжении последних 5 лет серьезными инвестициями в сектор занимался в основном системный оператор – АО KEGOC. 31 мая этого года была утверждена государственная программа развития электроэнергетики до 2015 года, которую фактически можно назвать антикризисной. О том, как она будет выполняться, а также о том, какими должны быть структурные реформы в базовом секторе экономики страны, «Эксперту Казахстан» рассказывает бывший президент АО KEGOC, а ныне председатель правления АО «Казахстанский холдинг по управлению государственными активами “Самрук”» Канат Бозумбаев.

– Канат Алдабергенович, сначала общий вопрос. Каково сейчас состояние электроэнергетической отрасли Казахстана и на какой стадии находится процесс реформ?

– На мой взгляд, сегодня электроэнергетика – одна из самых реформированных отраслей в экономике. В июле 2004 года парламентом республики принят новый закон «Об электроэнергетике». Он был разработан на основе принятой чуть ранее концепции дальнейшего совершенствования рыночных отношений в электроэнергетике. Сама же концепция как базовая норма учитывала лучшую международную практику. Был проведен анализ современных моделей рынков электроэнергии, функционирующих в странах с развитой экономикой. Приглашались международные консультанты из Норвегии, Финляндии, Великобритании, в частности, из Nord Pool Consulting (Норвегия), Svenska Kraftnаt (Швеция), Fingrid (Финляндия). Как результат, сейчас у нас существует конкурентный рынок электроэнергии, где формируется справедливая рыночная цена, свободная, нерегулируемая. По сути, модель казахстанского рынка электроэнергии в значительной степени соответствует рынкам многих европейских стран. Формируется система параллельных рынков электроэнергии, где основу составляют двусторонние договоры купли/продажи, заключаемые субъектами рынка самостоятельно. Действует рынок централизованной торговли почасовыми объемами электроэнергии в режиме «за сутки вперед» (КОРЭМ), развивается рынок системных и вспомогательных услуг. Процесс реформирования не останавливается, мы изучаем опыт других стран и внедряем лучшее. Сейчас совместно с крупными потребителями и генерирующими компаниями готовимся к вводу в действие с 1 января 2008 года балансирующего рынка электроэнергии (БРЭ). Его суть в отмене регулирования мощности и переходе к торговле в режиме «реального времени». Это будет выгодно и производителям и потребителям. Ввод БРЭ будет дисциплинировать потребителей, а производители получат дополнительные доходы на задействованные мощности. Мы внимательно изучили, как БРЭ работает в Норвегии, Швеции, Финляндии, России. У нас балансирующий рынок будет похож на российский, но со своими особенностями. При этом останется рынок централизованной торговли – КОРЭМ.

– Часто слышно, что децентрализованные контракты надо запретить, а продавать только через КОРЭМ.

– Я считаю, что в этом нет смысла.

– Интересно, почему? Ведь сторонники запрета аргументируют свою позицию тем, что в случае обязательной работы через КОРЭМ повысится прозрачность рынка, меньше станет злоупотреблений.

– Если бы главная цель реформы заключалась исключительно в создании прозрачности рынка! Но ведь цель отнюдь не в этом, а в построении эффективной и надежной системы энергообеспечения, максимально приближенной к практике. Например, возьмем какую-нибудь гидростанцию мощностью в 1 МВт в Талдыкорганском энергоузле. Ей нет необходимости выходить через КОРЭМ, если все годы она напрямую продает электроэнергию постоянному потребителю. Более того, она и построена была для снабжения конкретного потребителя, предприятия или, допустим, населенного пункта. И зачем в таком случае ей КОРЭМ? Понятно, что не нужен. Однако при этом очень важно, чтобы на рынке была конкуренция, рынок двусторонних контрактов. Тогда люди могут оценить не только цену, но и условия продаж. Сейчас KEGOC покупает почти 50% энергии, которая продается на КОРЭМе. Фактически ликвидность торгов на этой площадке определяется административными методами. Допустим, есть норматив потерь в сетях KEGOC. Мы закупаем в рамках этого норматива энергию через механизм госзакупок. В прошлом году АРЕМом (Агентством РК по регулированию естественных монополий. – Прим. ред.) в законодательство были внесены изменения, по которым монополии должны покупать электроэнергию напрямую у производителей. Это создало для нас проблему – конкурсы на закуп проваливались один за другим. Получалось так, что на тендер присылает пакет документов одна станция, другая вообще не приходит, поскольку им это не нужно. А необходимый объем закупок у нас большой. Поэтому в конце концов KEGOC, как и другие естественные монополии, вышел на КОРЭМ, и теперь это одна из самых ликвидных площадок мира по торговле электроэнергией. Если раньше через КОРЭМ продавалось 6% вырабатываемой энергии, то теперь стало более 12%. Но все загонять на КОРЭМ не нужно. Должен быть и централизованый, и двусторонний, и, в обязательном порядке, балансирующий рынок. Таким образом, электроэнергия по ровному графику покупаться будет по одной цене, больше графика – по другой, которую определит рынок. У кого покупаться будет – тоже определит рынок.

– Все, что вы рассказываете, касается в большей части крупных потребителей, которые работают на оптовом рынке. Но ведь существует еще и розничный рынок, а там проблем на порядок больше.

– Согласен. Несколько лет назад мы пошли на то, чтобы разделить электроснабжение в рознице от такого вида бизнеса, как распределение. РЭКи перестали заниматься электроснабжением, стали только получать тариф за доставку, и на сегодня не являются продавцами и перепродавцами электроэнергии. Сейчас они создали дочерние энергоснабжающие организации (ЭСО), через которые непосредственно снабжают потребителей в регионах. Но это был только первый шаг, безусловно, позитивный на момент реорганизации (антимонопольщики четко видели распределение затрат). В этом году нужно делать второй шаг, но мы опаздываем. Нужно демонополизировать локальные местные рынки. То есть вводить конкуренцию на розничном рынке, чтобы на каждом конкретном региональном рынке присутствовала не одна ЭСО. Также есть необходимость в изменении правил доступа на розничный рынок. Нужно очень жестко бороться за то, чтобы поставщики в лице генерирующих компаний или владельцы объемов, то есть трейдеры, соблюдали правила игры. Кстати, сейчас все боятся трейдеров, хотят исключить их из списка субъектов, имеющих право на существование. Но это только ухудшит конкуренцию. Складывается впечатление, что комитет по защите конкуренции (КЗК) Министерства индустрии и торговли считает, что чем меньше участников на рынке, тем лучше…

– Для кого? Для потребителей или для КЗК?

– Электроэнергетический рынок – это не только станции и потребители. Думается, одна из основных функций регулирующих органов – обеспечить полноценную работу рынка. Необходимо очень много инструментов, чтобы соблюдался баланс интересов всех участников. Методом запрета вопросы конкуренции и создания справедливого рынка не решаются. Сегодня в целом все более или менее понятно с оптовым рынком. Значит, надо выходить на розницу. Именно там самые большие проблемы, да и объективно эта область «политически» более чувствительная, поскольку именно тарифы розничного рынка знает и ощущает на собственном кошельке население. Конечно, есть препятствия в виде отсутствия приборов учета да и, собственно, нормального учета. Допустим, автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ). У нас в KEGOCе она есть и функционирует на границе оптового рынка. Но что касается РЭКов – к сожалению, их финансовое положение не дает уверенности в том, что повсеместное внедрение системы произойдет быстро из-за элементарной нехватки средств. Но двигаться в эту сторону надо. Основные проблемы РЭКов – отсутствие нормального учета и огромные коммерческие потери. Наладив полноценный учет, можно будет разобраться и с потерями. Понятно, если устаревшее оборудование будет заменено, тогда и коммерческих потерь станет меньше. Но самая главная проблема в электроэнергетике – отсутствие инвестиций.

– Отсутствие инвестиций вообще или в определенные сегменты?

– В генерацию и РЭКи. Обновляются сегодня единицы. Потому что нынешние тарифы не устраивают ни инвесторов, ни владельцев генерирующих компаний. Надо проанализировать сложившееся положение и принимать системные меры. Сейчас, похоже, уже на всех уровнях четко осознали, что локомотив экономического роста, который мы сами разгоняли, если оставить в энергетике все как есть, может нас задавить. Чтобы не допустить этого, достаточно поменять тактику реформ текущего этапа. Грубо говоря, планировали – проведем реформу и вздохнем спокойно, а частные генерирующие компании начнут инвестировать в строительство станций. Этого не происходит. Более того, стало понятно, что невозможно откладывать инвестиции ни на год, ни на полгода, ни на месяц – надо инвестировать как можно быстрее, опираясь на достигнутые результаты реформы.

ССейчас у нас существует конкурентный рынок электроэнергии, где формируется справедливая рыночная цена, свободная, нерегулируемая

Что касается тарифов на электроэнергию, то сегодняшняя ситуация на оптовом рынке, то есть на шинах станций, позволяет более-менее безубыточно работать многим угольным станциям, но не позволяет активно развиваться и активно привлекать инвестиции. Кроме того, инвесторы не видят для себя стимулов вкладывать в генерацию в Казахстане, потому что в таких условиях трудно посчитать период окупаемости. Понятно, что для активного развития нужно иметь больший тариф на шинах станций. Тот, который есть на настоящий момент – 2,2 тенге, или около 2 центов – не очень хороший тариф. Что же касается естественных монополистов (те же РЭКи), то норма прибыли, которая сегодня закладывается в тариф, далека от реальности. Она считается сложно, по задействованным активам. Если потери 20%, а закладываются в тариф только 10% – то у предприятий фактически нет никакой прибыли. Если не будет инвестиций, то совершенно понятно, мы будем наблюдать картину неумолимого роста потребления, с одной стороны, и выбытия мощностей – с другой. Надо срочно принимать меры по вводу новых генерирующих мощностей. Максимум, что можно выжать из станций, если не вкладывать в них, не расширять, – 80 млрд кВт/ч в год. И в ближайшие год-два страна выйдет на этот уровень. По нашим расчетам, если в 2006 году потребление составляло 71,8 млрд кВт/ч, то в 2008-м оно достигнет, 80,34 млрд, а в 2015-м – 124,5 млрд. Таким образом, начиная с 2009 года реальной становится угроза возникновения дефицита электроэнергии в объеме от 4 млрд до 30 млрд кВт/ч в 2015-м. Проблема в том, что потребление растет значительно быстрее, чем производство. Например, в первом полугодии 2007 года оно увеличилось более чем на 5%. На протяжении последних пяти лет среднегодовой рост – более 6% в год. Безусловно, в разных регионах – разная ситуация. Например, в Алматы, где бизнес хорошо развивается, рост значительно выше среднего по стране. И надо осознавать, если у вас энергосистема работает в предельном режиме, то целый ряд ее узлов – линии передачи, кабельные линии, трансформаторы – неизбежно оказываются в режиме сверхнормативных нагрузок и создают риск аварийных ситуаций. Кстати, недавно прошла презентация прорывных проектов, которые представляли акимы областей, по-моему, более чем на 56 млрд долларов. Но у меня сразу возник вопрос – за счет каких мощностей будут обеспечены их энергопотребности…

– Насколько я понял, среди заявленных проектов большинство составляют энергоемкие производства…

– Да. Сегодня наблюдается тренд изменения сырьевой направленности Казахстана на первичную переработку. А первый передел всегда энергоемкий. Даже производство цемента требует много энергии. Например, Шымкентский завод будет потреблять 15 МВт. А таких заводов будет много. Поэтому надо срочно приступать к реализации плана мероприятий по развитию электроэнергетической отрасли, которая была одобрена распоряжением правительства 31 мая этого года. Минэнерго утвердило перечень генерирующих мощностей, теперь на очереди мероприятия по развитию генерации. Нужно создать условия для инвесторов и собственников генерирующих мощностей. Провести соответствующие переговоры с бизнесом, с собственниками действующих генерирующих компаний, заинтересовать их в реализации проектов. Это касается и Экибастузских ГРЭС-2, ГРЭС-1, ГРЭС АО «ЕЭК», проекта Балхашской ТЭС, АЭС, комплекса гидростанций. Это даст возможность увеличить генерацию в Казахстане на 50%.

– Но это потребует огромных финансовых ресурсов…

– Если будем целенаправленно работать, то есть выполнять программу, то до 2015 года только в генерацию необходимо инвестировать более 10 млрд долларов. Да и в распределительные компании, и в национальную сеть необходимо вложить более 5 млрд. Из них на национальную сеть – где-то более 1 млрд долларов, свыше 4 – в РЭКи. Причем надо отчетливо понимать, что вложение денег только в генерацию, без инвестиций в транспортировку и распределение, практически не даст никакого эффекта. Мы понимаем, что это серьезные деньги. Поэтому в основе плана привлечения инвестиций лежит механизм государственно-частного партнерства (ГЧП). Мы предполагаем, что около 70% инвестпрограмм будет реализовано посредством ГЧП. Одновременно, какой бы хороший инвестклимат ни был, необходимо экономическое стимулирование. Для этого нужно увеличивать стоимость электроэнергии, менять тарифную политику. Мы несколько лет жили с тарифами ниже инфляции. Еще год-два, точно, проживем. Но прожить-то можно – развиваться нельзя. Вся тарифная политика до сих пор была политикой выживания, но в энергетике страны стадия выживания завершена. Поэтому уже с 1 января будущего года нужно развитие, а это значит, что должна быть другая тарифная политика, предусматривающая возврат капитала. Кстати, так проблему решили и в Грузии, и в Азербайджане. Нам же необходимо, на мой взгляд, поэтапно, до 2012 года поднять цену на оптовом рынке с 2 центов до 3–4 центов за киловатт. Это будет не очень большой рост, не скачкообразное повышение, а планомерное – по 10–15% в год. Понятно, никому не нравится, когда растут тарифы, но чтобы энергетика в стране развивалась, надо двигаться в этом направлении. В противном случае альтернатива ближайших лет – большой дефицит энергии и снижение надежности ее передачи.

[inc pk='2052' service='media']

Возвращаясь к ситуации инвестиционного бума и даже некоторой эйфории, которая существует сейчас в Казахстане, во многих регионах при разработке бизнес-планов новых проектов, похоже, совершенно не анализируется и не принимается во внимание региональная стоимость электроэнергии, а также резерв существующих мощностей. Например, в Таразе, где нет ни металла, ни дешевой электроэнергии, считаю, нет смысла создавать металлургические производства. Мне представляется, что необходим стратегический план территориального развития страны, особенно размещения новых производств, с учетом мнения энергетиков. Понятно, что страна нуждается в развитии и диверсификации экономики, но для решения этой проблемы нужны системные меры, которые, кстати, предложены Казахстанской энергетической ассоциацией и KazEnergy. Более того, все они согласованы с соответствующими ведомствами.

– KEGOC собирается участвовать в генерации?

– Нет. Но там, где будут строиться предприятия, KEGOC будет строить схемы выдачи мощности, подстанции.

– То есть вы прямо заинтересованы в согласовании дейст вий как с госструктурами, так и с частными инвесторами.

– Безусловно. Но поскольку все технические условия для станций выдает KEGOC, понятно, что ни одной станции там, где не нужно с точки зрения технологического функционирования единой энергосистемы, с точки зрения надежности, устойчивости, мы не допустим.

– А где нам уже сейчас нужны станции?

– В районе Балхаша. Потому что протяженность транзита Север – Юг – 1200 км. Даже когда мы вторую линию построим и увеличим устойчивость энергосистемы страны, надо учитывать еще ряд факторов. Во-первых, потребление неизбежно будет расти. Во-вторых, «дыхание» среднеазиатской энергосистемы часто приводит к дисбалансу, нагружая линию Север – Юг. Когда будут две линии, станет полегче, а если в районе Балхаша будет еще и станция, то и на север и на юг можно будет выдавать мощности. Аким области хочет активно развивать экономику, наращивать промышленный потенциал. Привлекает инвесторов. Это прекрасно. Но там такая же проблема, как и в Жамбылской области. На сегодня дефицит карагандинского энергоузла – порядка 600 мегаватт. Он покрывается поставками через сети KEGOC из Экибастуза, но сети имеют предел пропускной способности. Там 512-я линия работает с нагрузкой 1250 МВт. Из них половина оседает в области, половина идет на юг. Вполне очевидно, что напрашивается строительство новой станции. Тем более что там есть свой уголь. Надо заниматься этой проблемой. На мой взгляд, эффективнее реконструировать и достраивать существующие мощности. Не трогать станции, работающие со времен царя Гороха – дешевле построить новые рядом. С учетом развития региона потребность в генерации – более 1000 мегаватт. Я разговаривал на эту тему с руководством области. В принципе, понимание есть. Сейчас акимат заказал план развития карагандинского энергоузла.

Основные проблемы РЭКов – отсутствие нормального учета и огромные коммерческие потери

В целом же технологическое оборудование уже действующих электростанций по стране имеет значительный износ (при установленной мощности – 18773 МВт, разрыв мощности составляет 4156 МВт, то есть более 22% всей установленной мощности), что, как я уже говорил, ограничивает возможности производства электроэнергии существующими электростанциями величиной 80 млрд кВт/ч в год. Поэтому мы должны двигаться в двух направлениях. Во-первых, реализация (в течение 2007–2015 годов) неотложных мер по реконструкции и модернизации существующих крупных электростанций национального значения и региональных ТЭЦ, обеспечивающих существенное сокращение разрывов мощности, что позволит в сжатые сроки (1,5 года на 1 энергоблок мощностью 300–500 МВт) увеличить производство электроэнергии на 15–20 млрд кВт/ч. И во-вторых, строительство новых генерирующих мощностей путем расширения действующих и строительства новых электростанций. У нас есть достаточно подробный план, расписанный и по годам, и по объемам финансирования.

– В какой стадии находится проект строительства совместно с китайскими партнерами экибастузской станции, которая планируется как одна из самых крупных в мире?

– К сожалению, наши соседи еще не определились. Всему свое время. Мы считаем, и это наша принципиальная позиция: развивать надо генерацию электроэнергии и ее продажу. У Казахстана есть конкурентное преимущество. Наличие выгодных ресурсов – запасы угля более чем на 300 лет. И гораздо выгоднее продавать электроэнергию, чем везти уголь, например, в Россию. Да и железная дорога при его перевозке несет убытки. На наш взгляд, лучше сжигать его на месте, получать электроэнергию и продавать ее по нормальным ценам, особенно учитывая то, что у двух наших великих соседей – Китая и России потребности в энергии все время стремительно растут. Для примера, мы в Россию в 2005 году поставили 2 961,6 млн кВт/ч, в 2006-м – 3 730,3 млн. За год экспорт электроэнергии на данном направлении вырос на 26%. Понятно, что обязательным условием при строительстве таких станций надо ставить наличие современных технологий, позволяющих максимально снизить ущерб окружающей среде.

– Каковы инвестпланы KEGOCа и каково его финансовое положение, учитывая, что компания в последнее время берет достаточно много крупных кредитов?

– Безусловно, у KEGOCа, как и у любой другой компании, есть предел заимствований. Например, с точки зрения коэффициента ликвидности есть вопросы, однако они вполне решаемы. У нас достаточно амбициозная инвестиционная программа. За последние годы компания активно модернизировала свои фонды. Проведена замена высоковольтного оборудования на 41 подстанции из 74 имеющихся, то есть большая часть (55%) в техническом плане нас сегодня не беспокоит. Завершили модернизацию телекоммуникационной сети, в результате которой были переоснащены современным оборудованием автоматические телефонные станции, радиорелейные линии связи, системы высокочастотной связи. Были созданы сеть спутниковой связи и корпоративная информационная сеть компании. В настоящее время введена в действие система диспетчерского контроля и управления SCADA/EMS в национальном и в 9 региональных диспетчерских центрах. Внедрена автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии АСКУЭ. С 2004 года KEGOC осуществляет реализацию второго стратегически важного проекта – «Строительство второй линии электропередачи 500 кВ транзита Север – Юг Казахстана». Причем впервые в практике Казахстана при строительстве высоковольтной линии (ВЛ) 500 кВ протяженностью 1115 км будут использоваться полимерные изоляторы и смонтирована волоконно-оптическая линия связи (ВОЛС), встроенная в грозотрос. Кроме этого, компания участвует еще в одном масштабном проекте «Строительство межрегиональной линии электропередачи «Северный Казахстан – Актюбинская область». Протяженность новой линии – 500 км, пропускная способность – 700 МВт; стоимость проекта – 15,7 млрд тенге (126 млн долларов). Запланированный ввод в эксплуатацию в 2008 году позволит полностью покрыть дефицит электрической энергии и мощности для потребителей Актюбинской области за счет передачи дешевой электроэнергии экибастузских ГРЭС. Наряду с независимостью от поставок российской электроэнергии реализация данного проекта обеспечит создание межсистемной связи 500 кВ Север – Запад Казахстана с включением электрических сетей Актюбинской области в состав ЕЭС Казахстана. Надо отметить, что впервые финансирование строительства новой ЛЭП осуществляется с использованием механизма государственно-частного партнерства на основе концессионного соглашения между АО «Батыс Транзит» и Министерством энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан. Кроме того, есть ряд проектов для обеспечения надежности электроснабжения потребителей нефтегазового сектора в Западном Казахстане. До 2015 года есть необходимость строительства второй ВЛ (220 кВ) Атырау – Кулсары – Тенгиз с расширением подстанций Тенгизского энергоузла (ориентировочный объем инвестиций – 20 млн долларов). Также планируется строительство двух ВЛ-220 кВ для электрификации железной дороги Макат – Кандыагаш и связи Атырауского и Актюбинского энергоузлов и строительство ВЛ (500 кВ) Атырау – Кенкияк – Ульке для связи Атырауского энергоузла с Северным Казахстаном и экспорта электроэнергии в Россию и третьи страны, где предполагаемый объем инвестиций составляет 120 млн долларов.

Статьи по теме:
Спецвыпуск

Бремя управлять деньгами

Замедление экономики разводит все дальше банки и реальный сектор

Бизнес и финансы

Номер с дворецким

Карта столичных гостиниц пополнилась новым объектом

Тема недели

От чуда на Хангане — к чуду на Ишиме

Как корейский опыт повышения производительности может пригодиться Казахстану?

Тема недели

Доктор Производительность

Рост производительности труда — главная цель, вокруг которой можно было бы построить программу роста национальной экономики