Совершенно не случайно, что именно электроэнергетика, полностью унаследованная от СССР и остающаяся базовой для жизнеобеспечения как экономики, так и социальной сферы, первой исчерпала те возможности существования, которые были ей предоставлены проведенным четверть века назад реформированием под рыночно-коммерческую модель. Эта исчерпанность проявляется ныне как в количественно-технических параметрах – поддержание устойчивости национальной энергосистемы все более зависит от перетоков из России, так и в организационно-идеологическом плане: внутри правительства нет согласованного понимания, как должны решаться назревшие в электроэнергетике проблемы.
Ведомственный клинч
Под клинчем мы подразумеваем непримиримые позиции госорганов, причастных к деятельности отрасли. Агентство ЗРК, чьими стараниями летом этого года президентом утверждена «Концепция развития и защиты конкуренции на 2022-2025 годы», и в которой электроэнергетика справедливо охарактеризована набор вертикально интегрированных олигополий, фактически ничего не предлагает для перевода такого олигополистического состояния в конкурентное. Точнее, ключевое намерение АЗРК на этот счет, — вынести до 15% объемов оптового рынка на централизованные торги, приходится трактовать либо как признание 85-процентного бессилия против олигополий, либо специально навешиваемую 15-процентную ширму для прикрытия все того же закрытого распределения основных объемов наиболее дешевой выработки между аффилированными потребителями оптового рынка и ЭСО-посредниками.
А еще один ключевой пункт у Агентства по защите и развитию конкуренции, это приватизация всех ключевых электростанций. Будто передача их частникам только и обеспечивает замену олигополии конкуренцией. Намерение, надо сказать, не новое – ставка на привлечение частных инвесторов, а, значит, и собственников, в электроэнергетику и городское ЖКХ провозглашается все последние десятилетия, конкретные планы приватизации принимались тоже не раз. Последняя новость – принятое в 2020 году, — то есть уже при действующем президенте и нынешним составом правительства, Постановление о приватизации объектов энергетики и коммунальной инфраструктуры.
Вполне такое энергичное постановление, с табличками, перечнями объектов и сроками. В качестве первоочередных указаны Шульбинская и Усть-Каменогорская ГЭС – с самой дешевой (кроме еще более дешевой Бухтарминской ГЭС, уже отданной частникам) электроэнергией. Затем предусмотрена приватизация ключевых Экибастузских ГРЭС-1 и ГРЭС-2 и второго по значимости Алматинского энергокомплекса в составе ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3, мощной Капчагайской ГЭС и каскадом малых ГЭС. И там же – список коммунальных объектов тепло-водо-электроснабжения числом в две сотни.
Времени прошло достаточно, исполнения … практически нет. Из крупных не приватизировано ничего, коммунальный же список из Постановления потихоньку убрали. Тоже вопрос и фактически концептуального свойства: почему государство, упорно называющее себя «плохим менеджером», и неизменно это доказывающее, не может ничего продать частнику? И почему частные инвесторы не выстраиваются в очередь на приобретение энергетических и коммунальных объектов?
Получается, что-то не так с курсом на поддержку и развитие конкуренции…
С другой стороны, министерство энергетики вынесло на обсуждение проект «Концепции развития отрасли электроэнергетики до 2035 года», в котором предлагается переход к Единому закупщику и концентрация в самом Минэнерго всех регуляторных функций. Что мы, безусловно, поддерживаем, однако с той оговоркой, что кроме идеи перевода рынка электроэнергии на полностью централизованные торги никакой конкретной проработки механизмов таких торгов и порядка реформирования нынешнего децентрализованного олигополистического рынка в конкурентный проект Концепции не содержит. Как не содержит он и хотя бы упоминания, в какие суммы обойдется предлагаемый в проекте набор мощностей, за счет каких источников предполагаются инвестиции и в какие тарифы это обойдется.
Но об этом ниже, а пока вернемся к ведомственному противостоянию: АЗРК решительно возражает против самой идеи Единого закупщика и единственно, на что согласно – вынесению на централизованные торги 15 процентов. Самое забавное в этих пятнадцати процентах (для разбирающихся в процессах потребления и производства электроэнергии), это то, что централизованные торги (если это действительно торги, а не некое вне-конкурентное распределение) возможны исключительно в режиме реального времени и исключительно в формате Единого закупщика. По той очевидной (для разбирающихся) причине, что конкуренция между покупателями абсолютно стандартизированного у всех продавцов товара – электроэнергии, однако предлагаемого в разное время в разных объемах и по сильно отличающимся ценам, возможна только в режиме диспетчерского графика и под эгидой Системного оператора, он же – Единый закупщик.
Оставим при себе наши предположения, что, в таком контексте, обозначают предлагаемые АЗРК 15 процентов – степень понимания реальных процессов в электроэнергетике, нежелание связываться с олигополиями или сознательное их прикрытие.
Здесь важно, что планам Минэнерго по переходу к Единому закупщику противостоят как высоко-статусное Агентство по защите и развитию конкуренции, выведенное не так давно из-под правительства в подчинение президенту, так и Комитет по регулированию естественных монополий, традиционно остающийся в структуре министерства национальной экономики.
И при этом существует Указ президента, по которому МЭ и МНЭ должны до конца этого года утвердить дорожную карту по демонополизации рынка электроэнергии. А ведь составление дорожной карты предполагает, прежде всего, наличие самой дороги. Или хотя бы видения, в какую сторону и пункт назначения она должна вести. Мы же наблюдаем ныне попытки двигаться в противоположные стороны.
С бюрократической точки зрения, задача, понятное дело, будет решена: что-то такое в форме дорожной карты все три ведомства, отстаивающие совершенно разные варианты устройства энергорынка, в заданные сроки нарисуют. Но куда на самом деле идти отрасли?
Клинч-барьеры в электроэнергетике
Дело в том, что описанный аппаратный клич сам есть производное от целого ряда серьезных проблем, в которые объективно уперлась электроэнергетика.
Первая из таких проблем – исчерпание располагаемой мощности, как по генерации, причем и по базовой, и по маневренной, так и по магистральным электросетевым передачам. Не говоря уже о необходимости обновления и расширения распределительных сетей.
Иллюстрацией служит случившийся 25 января нынешнего года блэкаут, погасивший электроснабжение в Узбекистане, Киргизии и на юге Казахстана, начатый выпадением 1200 МВт мощности на Сырдарьинской ГРЭС. После чего отключились все три ВЛ-500 Кв, связывающие Северную зону Казахстана с Южной, с дальнейшим распадом частей общей энергосистемы на изолированную работу. Общие выводы по системной аварии:
— накопившийся дефицит как генерации, так и пропускной способности межсистемных линий по всему Казахстану и государствам Центральной Азии, соответственно, ограниченная способность получать мощность из достаточно профицитной энергосистемы России и пока еще сохраняющей профицит Северной энерго-зоны Казахстана;
— отсутствие, при физически общей энергосистеме Россия – Казахстан — Центральная Азия единой диспетчеризации и общей противоаварийной автоматики.
Стоит подчеркнуть, что блэкаут произошел не в вечерний максимум и в тот момент, когда энергосистема Казахстана имела формальный запас располагаемой мощности порядка 2000 МВт, при фактической нагрузке не превышающей 16 000 МВт. Однако уже тогда, в условиях неплановых аварийных ремонтов, она работала на пределе возможностей. В прошедший зимний сезон со стороны регулирующей частоту энергосистемы РАО ЕС, Казахстан получал от 500 до 800, а в отдельные моменты и до 1500 МВт.
Еще более драматически складывается ситуация на перспективу, отражаясь в утвержденных Минэнерго «Балансах электрической энергии и мощности до 2035 года». На предстоящий зимний сезон, при максимуме нагрузки 17629 Мвт и располагаемой, с учетом всех запланированных вводов, мощности 19526 МВт, в балансы официально заложен дефицит 1645 МВт. На уровне 2035 года максимум нагрузки вырастет до 22714 МВт, располагаемую мощность предстоит увеличить на 8 300 МВт, до 27829 МВт, и при этом дефицит не исчезает, а всего лишь снизится до 730 МВт.
Однако внутри этого клинча по исчерпанию физических мощностей энергосистемы, мы имеем еще и клинч политический. А именно, Минэнерго в своих планах вынуждено учитывать еще и вмененное Казахстану извне обязательство доведения к 2035 году доли «зеленой» генерации до 30%. В результате при росте максимума нагрузок за оставшиеся до 2035 года тринадцать лет на величину чуть более пяти гигаватт (5085 МВт), новой генерации напихано в три с лишним раза больше – на 16517 МВт.
Так, к 2035 году должны быть введены два блока по 1200 МВт на Балхашской АЭС, мощность ветровых станций доведена до 6084 МВт, малых ГЭС до 2165 МВт, солнечных до 1932 МВт и биогазовых до 117 Мвт. Одновременно предстоит повысить мощность ГТУ до 3361 МВт и ПГУ до 1850 МВт. А все потому, что в балансах располагаемой мощности специалисты Минэнерго трезво закладывают только 20% мощности ветровых установок, от малых ГЭС ожидают только 30%, а отдача от солнечных станций показана нулевой. Другими словами, большая часть построенного будет простаивать именно тогда, когда энергосистеме предстоит проходить пики нагрузок! И все это придется замещать вновь возводимой газотурбинной генерацией. Под которую, кстати, провисает вопрос как обеспечения газом вообще, так и устройства подземных газохранилищ для залпового использования в критические зимние дни.
Инвестиционный тупик
Следующим в нашем перечне клинч-барьеров, в которые уперлась электроэнергетика, является отсутствие в отрасли иных источников инвестиций, кроме как через повышение тарифов. Практикуются, правда, отдельные вложения из республиканских и местных бюджетов в расшивку наиболее проблемных мест, но они погоды не делают.
В этом смысле показательно, что в Концепции Минэнерго, подробно расписанной по мощностям, вообще обойден молчанием ключевой вопрос: объем необходимых вложений, источники финансирования и результирующая величина тарифов. Понятно почему: если взять достаточно скромный норматив полтора миллиона долларов на МВт возводимой мощности, потребуется 25 млрд долларов, или примерно по два миллиарда ежегодно. Применительно к выработке, это дает по три с половиной цента или примерно по 17 тенге на каждый кВт-час удорожания только по капительной составляющей и только на генерацию. Развитие электрических сетей потребует примерно столько же, не говоря уже о необходимости вложений в уменьшение износа имеющихся мощностей.
Другими словами, речь идет о, как минимум, удвоении тарифов для населения и МСБ, и кратном повышении тарифов для непосредственных покупателей на оптовом рынке. Что представляется не осуществимым как по экономическим, так и политическим соображениям. Но другого, кроме как через тарифы, способа инвестирования электроэнергетики в Казахстане, в рамках действующей экономической модели, нет. Более того, политика «тариф в обмен на инвестиции» официально провозглашена не только на правительственном, но и на президентском уровне. И это – тупик.
Никак не может быть выходом и банковское кредитование, это, в лучшем случае, оттяжка по времени, да еще с усугублением проблемы, поскольку через тариф придется возвращать не только тело кредита, но и коммерческий процент.
Финал «коммерческой» эпохи
Итак, мы перечислили уже достаточно клинч-барьеров, чтобы перейти к системным обобщениям. Речь, по большому счету, идет не о противостоянии подходов АЗРК и Минэнерго, а о завершении того «рыночного», на самом деле – частно-коммерческого цикла, основы которого были заложены четверть века назад.
Тогда, на переломе конца 90-х и начала нулевых годов экономика Казахстана, до этого переживавшая всего лишь постсоветский развал, вполне-таки упорядоченно была вписана в мировой рынок, по системе: «экспорт энергетического и металлургического сырья – импорт готовых промышленных и потребительских товаров». Что важно: потребность в национальной инфраструктуре для такой модели не является критической. Так, нефтяные месторождения – это скважинные поля в удаленной степи или на искусственных островах, со своими вахтовыми поселками, собственным коммунальным хозяйством и собственными электростанциями на попутном газе. Горно-обогатительные и металлургические комплексы, хотя и приближены к поселениям, тоже приватизировали обеспечивающие электростанции, электросети и благополучно существуют закрытыми от проблем национальной энергетики анклавами. Вкладываться в «остальную» энергетику сырьевым экспортерам элементарно нет смысла, а обслуживающее экспортно-сырьевую модель правительство всего лишь транслирует тот же подход на всю национальную инфраструктуру.
В таком ключе казахстанская электроэнергетика подверглась «рыночным реформам», определяемым не столько насущной необходимостью, сколько вмененной извне задачей принципиального демонтажа советской системы и полной коммерциализации.
Стоит заметить, что поставленный на реформу РАО ЕС Анатолий Чубайс в России, также как Мухтар Аблязов в роли министра энергетики Казахстана, в специфике энергетики разбирались не слишком. Равно как и Маргарет Тэтчер в Великобритании, за десятилетие до них устроившая «конкурентный» рынок электроэнергии в Великобритании. Они решали политическую задачу: электроэнергетика должна быть частной и основанной на извлечении прибыли – любой ценой.
Плоды олигополий
К каким тарифам пришел ныне европейский рынок электроэнергии мы наблюдаем практически. Что же касается «рынка» электроэнергии в Казахстане, он, с самого начала и по сей день не мог не оказаться олигархическим. Так, оптовый рынок разобран между примерно десятком вертикально интегрированных олигополий, каждая из которых делит засекреченным образом самые большие объемы наиболее дешевой выработки между аффилированными потребителями, остатки же – самые дорогие в данном регионе, сбрасываются на региональные розничные рынки. На каждом таком рынке действует от десятка и более ЭСО-перекупщиков, тоже фактически засекреченных, поскольку они работают только со своей аффилированной, со стороны покупки или сбыта электроэнергии, клиентурой. Наконец, уже остатки от этих остатков достаются «гарантирующими» для данного региона и уже не секретным «ЭСО-энергосбытам». И уже региональные ЭСО в паре с местным акимом назначают, под собственный интерес и разумение, дифференцированные по группам «физические лица», «юридические лица» и «бюджетные организации» тарифы.
В результате в Казахстане, сплошь покрытом межрегиональными высоковольтными и местными распределительными сетями, творится невероятная тарифная чехарда между различными регионами, и внутри каждого региона. Так, при средневзвешенной цене на оптовом рынке – порядка 9 тенге за кВт-час, отдельные «избранные» потребители, имеющие к тому же и собственные электростанции, пользуются электроэнергией всего по 3-7 тенге, а кое-кто и ниже. Сколько именно, сказать нельзя — данные по объемам контрактов, контрактующимся парам и тарифам на оптовом рынке засекречены. В различных же регионах некоторая тоже фактически засекреченная часть потребителей покупает электроэнергию существенно дешевле, чем и у гарантирующих региональных ЭСО. При этом тарифы для совершенно одинаковых категорий потребителей в разных регионах отличаются иногда даже не на проценты, а в разы.
Понятно, что перевести такой олигархический рынок в конкурентный ни у какого АЗРК, даже выведенного напрямую под президента, не получиться. А потому любые варианты «дорожных карт» на предмет «демонополизации» рынка электроэнергии, содержащие второстепенные или вовсе несущественные мероприятия, есть либо демонстрация бессилия, либо сознательного прикрытия сложившейся олигополистической сущности.
И в таком контексте сама идея перехода к Единому закупщику есть признание безуспешности всех усилий по «демонополизации» рынка электроэнергии в Казахстане. Переход же к такой модели будет означать завершение целой эпохи – эпохи коммерциализации электроэнергетики.
Мгновение – ты прекрасно!
Ниже мы как раз собираемся показать, что именно система Единого закупщика, и только она, способна обеспечить как реальную конкуренцию в электроэнергетике, так и наибольшую рыночную эффективность.
Доказательство начнем с такого всем известного, но абсолютно уникального свойства именно рынка электроэнергии, как невозможность работать «на склад». Если даже вытащенные из печи пирожки все же могут постоять на столе, то между производством и потреблением электроэнергии нет зазора ни во времени, ни в доставке товара. В сочетании же с фактически не регулируемым потреблением, процесс производства есть прямая и мгновенная производная от меняющегося потребления, и баланс этот в режиме реального времени поддерживается Системным оператором. А коль скоро физическая сделка потребления и соответствующего ему производства и доставки до потребителя электроэнергии осуществляется мгновенно, и в каждую единицу времени, финансовые расчеты между участниками процесса должны быть максимально сопряжены с физической сущностью.
В этом и суть: если на всех прочих рынках нормальны и предпочтительны именно долгосрочные договорные отношения, то на рынке электроэнергии никаких растянутых хоть сколько-то во времени процессов попросту нет. А потому все, включая и конкурентные отношения между участниками энергорынка, имеют место только в данную секунду, а их проекция во времени может быть только суммированием единовременно текущих эпизодов.
Конкуренция каждое мгновение
Из этой сути вытекает и то, что Системный оператор, обеспечивающий физическое балансирование производства электроэнергии с текущим потреблением, в экономической своей ипостаси есть Единый закупщик, он же – Единый продавец.
Так, Системный оператор одновременно ведет два процесса: составляет график располагаемой мощности электростанций – их готовности в любой момент принять к исполнению необходимую нагрузку, вплоть до наибольшей; и дает конкретные команды включенным в диспетчерский график электростанциям на несение такой-то текущей нагрузки, ее повышение вплоть до располагаемой или понижение вплоть до нуля.
Соответственно Единый закупщик организует под собой два рынка: рынка готовности к несению располагаемой мощности и балансирующего рынка текущей выработки электроэнергии. Причем оба они – реально конкурентные.
На рынке располагаемой мощности электростанция получает от Единого закупщика плату по предельному тарифу, рассчитываемому по условно постоянной части своих затрат, отнесенных к заявленной в диспетчерском графике готовности к несению мощности. Аварийный выход оборудования уменьшает эту плату, а, например, сокращение сроков планового ремонта – повышает, стимулируя тем самым энерго-производящие организации к наилучшей готовности оборудования. Если рынок мощности дефицитен, все учтенные в диспетчерском графике электростанции получают плату за готовность по предельному тарифу. Если же, как это и положено в имеющей достаточный нормативный запас энергосистеме, Системный оператор имеет возможность выбора, он, уже в качестве Единого закупщика, выбирает из заявок электростанций ту, в которой предлагается наименьший тариф за готовность к несению мощности. В результате чего обеспечивается наименьшая цена закупа и конкуренция электростанций за участие в диспетчерском графике.
На балансирующем рынке электроэнергии Единый закупщик покупает у электростанций, работающих не по диспетчерскому графику, их текущую выработку по утвержденным для них предельным тарифам. А относительно участвующих в диспетчерском графике электростанций Единый закупщик «подсказывает» Системному оператору: команды на набор мощности или на разгрузку даются станциям, предлагающим на данный момент самый низкий тариф. Стимулируя тем самым конкуренцию между производителями и обеспечивая наименьшую из возможных результирующую цену текущего закупа.
А еще, на правильно организованном энергорынке, Системный оператор обязан заниматься перспективным прогнозированием-планированием: какие дополнительные мощности, в каких регионах и какого вида, — базового или маневренного, будут потребны на следующий год, через пять-десять и пятнадцать лет. Соответственно, Единый закупщик обязан иметь под собой еще один рынок – рынок вновь вводимой мощности. Все участники рынка располагаемой мощности и балансирующего рынка электроэнергии обязаны покупать перспективную мощность по тарифу, рассчитанному по объемам финансирования строительства новых электростанций и электрических сетей.
Организационно, в составе Системного оператора – он же, в другом своем качестве — Единый закупщик, должно быть и третье подразделение – перспективного развития. Это подразделение готовит по заданию Минэнерго для утверждения на правительственном уровне государственный план развития национальной энергосистемы, с утверждением базовых объектов, строительство которых финансирует и обеспечивает государство. Включая и утверждаемые для них тарифы. Кроме того, во исполнение этого плана проводятся регулярные тендеры, победителями которых признаются заявки, обеспечивающие меньшие, чем у уже включенных в план объектов, тарифы. При этом заявки на объекты солнечной и ветровой энергетики принимаются с учетом дополнительных взносов на строительство суточных накопителей и сезонной резервной газовой генерации.
Рынок для потребителя
Аналогично, с другого, потребительского, конца, тариф тоже делится на две части: условно постоянную абонентскую плату, рассчитываемую по присоединенной договорной нагрузке и тариф для расчетов за текущее потребление, по приборам учета.
Кроме того, потребители вправе, по своему выбору, рассчитываться по среднесуточному тарифу либо выбирать трех-ставочный тариф, повышенный в пиковые часы и пониженный в часы ночных провалов – тоже хороший стимул для конкуренции и выравнивания диспетчерского графика.
Также потребители розничного рынка вправе самостоятельно выбирать энерго-снабжающую организацию (ЭСО), исходя из наименьшей сбытовой надбавки или иных соображений по качеству услуг. В случае же отсутствия реальной конкуренции между ЭСО в данном регионе, сбытовые надбавки ограничиваются по предельной величине.
Самое же главное: потребительский тариф становится долгосрочным, неизменным и единым по всему Казахстану.
Единый закупщик обеспечивает единообразие конечных потребительских тарифов для всех регионов путем оплаты услуг высоковольтных, межрегиональных и распределительных электросетей по установленным для них тарифам, усредняя тем самым общие затраты на сетевую передачу по Казахстану.
При этом, по аналогии с тарифами электростанций и с конечными потребительскими тарифами, тариф на услуги энерго-передающих организаций составляется из двух частей: условно постоянная плата, привязанная к готовности к передаче по сетям любой текущей нагрузки, вплоть до максимальной; и тариф на приобретение электроэнергии для компенсации потерь. Условно постоянная часть тарифа определяется, как распределяемая помесячно сумма отнесенных к постоянной части годовых затрат на поддержание готовности сетей к передаче текущей нагрузки, умноженная на дробь, в знаменателе которой приведенная номинальная пропускная способность, рассчитываемая по сумме мощностей подстанций и пропускной способности линий, а в числителе – реальная подключенная абонентская нагрузка. Тариф на приобретение электроэнергии для компенсации потерь определяется как дробь, в числителе которой отнесенная к переменной, — зависящей от передаваемой нагрузки, часть годовых затрат, а в знаменателе – разница между объемами электроэнергии, принимаемыми на входе и реализованной потребителям на выходе.
Другими словами, РЭК получает от Единого закупщика плату, привязанную не к фактически передаваемой по сетям мощности, а к готовности к обеспечению максимальной нагрузки всех подключенных абонентов. А сам РЭК покупает у Единого закупщика компенсирующие сетевые потери объемы электроэнергии. Причем закладываемые в расчет тарифа нормативные потери рассчитываются по программе, учитывающей конкретную конфигурацию данных сетей и режимы ее работы, что дает возможность сетевому предприятию, оптимизируя режимы, экономить на потерях и увеличивать выручку. Все вместе стимулирует РЭК как к увеличению числа подключенных абонентов и их мощности, так и к снижению потерь.
Единый общенациональный потребительский тариф, а также его условно-постоянная абонентская часть утверждаются на парламентском уровне на каждый следующий год или несколько лет и могут корректироваться только по необходимости. На таком же уровне для особо энергоемких предприятий, а также производителей сельскохозяйственной и другой важной для внутреннего рынка продукции, социально защищаемых категорий потребителей устанавливаются понижающие коэффициенты к базовому национальному тарифу целиком, или к его абонентской части. И наоборот, для отдельных категорий потребления устанавливаются повышающие коэффициенты.
Единый закупщик через накопительный учет осуществляет долгосрочное балансирование затрат по рынку готовности к несению электрической мощности, балансирующему рынку электроэнергии и рынку вновь вводимой мощности с выручкой на этих рынках. Финансовые дисбалансы при необходимости компенсируются понижением или повышением общенационального тарифа, или его абонентской части, либо передаются на рынок вновь вводимой мощности.
Что важно: находящиеся в управлении Единым закупщиком денежные потоки будут иметь значительные величины и всегда содержать тот или иной дисбаланс между текущей выручкой и затратами. Это – нормально и позволит, среди прочего, решать такую задачу, как организация предоплаты, в которой объективно нуждаются практически все субъекты рынка электроэнергии. Достаточно только поддерживать такую величину общенационального тарифа, чтобы оперативный остаток у Единого закупщика не уходил в минус.
Принципиальный момент: развитие электроэнергетики не должно идти исключительно за счет тарифов. Наоборот, критерием для определения объемов нетарифного финансирования рынка новой мощности предлагается ограничение роста тарифов коридором инфляции. Поскольку же перечисленных нетарифных источников для этого заведомо недостаточно, необходимо открытие Национальным банком целевых кредитных линий с выделением специализированного банка для их реализации. Кредиты выделяются под нулевой процент и на длительный срок, при этом по ходу реализации таких кредитов на парламентском уровне утверждаются объемы их зачета, не требующие возврата.
Кроме того, устанавливается порядок, по которому свободные от текущих выплат накопления ЕНПФ передаются Единому закупщику и используются для финансирования рынка мощности. Возврат пенсионных накоплений, с начислением гарантированной сверх инфляции доходности, осуществляется через соответствующий тариф рынка мощности. Гарантированный процент доходности по инвестируемым в электроэнергетику пенсионным накоплениям утверждается ежегодно на парламентском уровне. Кроме того, утверждается дополнительный повышающий коэффициент для добровольных пенсионных отчислений или иным накопительным взносам в развитие электроэнергетики от граждан и юридических лиц-потребителей.
Реорганизация структуры управления рынком электроэнергии
Все функции по утверждению долгосрочных, предельных, компенсирующих и иных тарифов, как и сбытовых надбавок на рынке электроэнергии полностью передаются в ведение Министерства энергетики. Отрасль электроэнергетики из компетенции подчиненного президенту Агентства по защите и развитию конкуренции (АЗРК) и Агентства по регулированию естественных монополий (КРЕМ) в составе Министерства национальной экономики — исключается.
А для опоры тарифного регулирования на достоверную информацию, организуется, на основе государственного социального заказа, независимый профессиональный мониторинг эксплуатационной и инвестиционной деятельности электростанций и сетевых предприятий.
Для должного укрупнения ныне раздробленных по отдельным владельцам, либо вовсе бесхозных электросетей устанавливается порядок, по которому тариф назначается только региональному сетевому предприятию. А уже РЭК-тарифодержатель заключает договоры на содержание других сетей на основе сметы затрат, либо принимает мелкие сети на свой баланс или обслуживание.
Одновременно целевым политическим решением районным сетевым предприятиям передаются подстанции и разводящие сети в дачно-садовых пригородных массивах.
Для взаимодействия с Единым закупщиком, разработки предложений по улучшению деятельности и контроля за правильным использованием финансовых ресурсов реорганизуется Совет рынка. Совет рынка состоит из 12 работающих на постоянной основе уполномоченных и имеет исполнительный аппарат. Четырех уполномоченных делегирует Электроэнергетическая ассоциация, четыре – Мажилис и четырех, включая председателя Совета, назначает президент.
АО «Самурк-Энерго» и АО КЕГОК передаются в ведение Минэнерго.
Само Минэнерго реорганизуется в Министерство нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности и в Министерство электроэнергетики.
Республика Казахстан выходит с инициативой преобразования Координационного Электроэнергетического Совета Центральной Азии из консультативного в полномочный координирующий орган для организации совместного диспетчерского управления, меж-страновой анти-аварийной защиты и разработки общих планов развития Центрально-Азиатской и Российской энергосистемы.
Выбор стратегического партнера и производственного пространства
Стоит напомнить, что со времен ГОЭЛРО развитие электроэнергетики в СССР опиралось на собственную производственную базу. Если первенцу электрификации – Днепрогэсу помогли, благодаря Великой депрессии, появиться американцы, далее советская энергетика все более опиралась на собственное котлотурбинное, генераторно-трансформаторное, насосно-арматурное и прочее машиностроение.
Унаследованная от СССР энергетика нуждалась только в эксплуатационной поддержке, приобретение запчастей, материалов и отдельных единиц основного оборудования могло осуществляться и путем иностранного закупа – тарифы терпели. Но уже на подступах к началу нового строительства не обойтись без стратегического выбора того производственного пространства, на котором Казахстан будет приобретать не только основное оборудование и не только запчасти и материалы для последующей эксплуатации, но и получать научно-техническое и образовательное обеспечение, включая подготовку кадров.
Разумеется, и сам Казахстан обязан стать частью такого пространства. Более того, ключевым условием развития становится способность нашей страны привлечь на свою территорию или создать в кооперации все те машиностроительные, электротехнические, электронно-цифровые, научно-исследовательские и образовательные мощности, которые обслуживали бы именно казахстанскую электроэнергетику.
Понятно, что такое производственное пространство возможно только в рамках Евразийского экономического союза и в кооперации, прежде всего, с Российской Федерацией. А потому проекты в области, например, строительства АЭС должны допускать привлечение Южно-Корейских или китайских поставщиков оборудования и технологий лишь в той мере, в которой предполагается взаимодействие этих государств с пространством ЕАЭС вообще, и с Казахстаном в частности. Та же мысль в обратной проекции: в той мере, в которой государства-поставщики готовы создавать производства основного и вспомогательного оборудования и подготовку кадров на территории Казахстана.
Из этих же соображений вытекает и конечная тупиковость, фактическая вредоносность политики всяческого продвижения ВИЭ – элементарно из-за отсутствия в Казахстане и вообще в ЕАЭС достаточного масштаба производственной базы. В таком климате и при таком запасе энергетических ресурсов она проста не требуется.
Первоочередные мероприятия по развитию национальной энергосистемы
Разработать совместно с «Росатомом» ТЭО Балхашской АЭС и приступить к его реализации с финансированием через рынок мощности, исходя из необходимости ввода первых двух блоков уже к 2030 году и еще двух не позже 2035 года. В ТЭО предусмотреть способ инвестирования, исключающий излишнее повышение тарифов, с использованием возврата затрат на строительство следующих блоков. В пакет договоренностей включить также поддерживающие поставки электроэнергии из России до ввода АЭС по приемлемым тарифам.
Обратиться к «Газпрому» с предложением продления газопровода «Сары-Арка» до соединения с российской газотранспортной системой, с получением газа по внутрироссийским ценам. Использовать такую интегрированную газовую сеть для строительства маневренных газотурбинных станций в Южном регионе.
Разработать ТЭО достройки Экибастузской ГРЭС-2 до полной мощности, учтя при этом наилучшие доступные технологии в части применения сверхкритических параметров пара и газоочистки. Что даст возможность поддерживать базовую генерацию до ввода АЭС, а в дальнейшем проводить политику снижения угольной генерации сначала на изношенном оборудовании за счет использования вновь построенного эффективного, с перспективным, по мере развития атомной генерации, переводом и новых мощностей во вспомогательные и резервирующие объемы.
Разработать и приступить к реализации с финансированием через рынок мощности ТЭО Кербулакской и Булакской ГЭС-контр-регуляторов на Или и Иртыше.
Аналогично провести модернизацию канала «Иртыш-Караганда» для использования его в качестве тоже контр-регулятора в энергосистеме.
Разработать ТЭО модернизации Жамбылской ГРЭС с использованием половины действующих блоков в базовом, а другой половины в пиковом режиме. Рассмотреть в ТЭО вопрос о последовательной замене блоков с переводом в режим ПГУ и ГТУ, как базовой и маневренной мощности в Южном энергетическом регионе.
Кроме того, рассмотреть возможность трехстороннего «Кыргызстан-Казахстан-Россия» партнерства по строительству комплекса Камбаратинских ГЭС, начиная с ГЭС-1. Что обеспечит весь регион сразу базовой и регулирующей генераций при наименьших по сравнению с иными вариантами инвестициях.
Восстановить практику разработки схем теплоснабжения городов. Разработать проекты новых ТЭЦ для областных центров, их не имеющих (Костанай, Тараз, Талды-Корган), либо нуждающихся в их полной замене (Петропавловск, Усть-Каменогорск, Семипалатинск, Жезказган, Шымкент), а также проекты модернизации и расширения действующих ТЭЦ. Включить такие проекты в финансирование через рынок мощности.
Недопущение тарифной эскалации, как главный принцип развития электроэнергетики Казахстана
Электроэнергетика, услугами которой мы поныне пользуемся, создавалась в иной экономической и идеологической системе, и не на тех вмененных извне принципах, которыми приучены руководствоваться ее нынешние руководители. Мощности возводились не на коммерческой и на невозвратной основе, тарифы утверждались с учетом соображений окупаемости, однако с ориентацией на поддержание межотраслевых балансов и приемлемую для потребителей величину.
Попытка перенесения в такую систему принципов «свободного» рынка, начиная с примата извлечения собственниками и инвесторами частной прибыли, а уже через это и обеспечение благ потребителям, казалось бы, сработала, но – все более заводит в тупик. Таким образом, — исключительно через частную инициативу или с ее активным участием, создавались энергосистемы в США и Европе, это естественный для них ментальный и организационный подход, в который упакованы, в том числе, платежеспособность населения и бизнеса. Мы же вставлены в мировую экономику исключительно как поставщики энергетического сырья и покупатели готовых товаров, для нас использование электроэнергетики и коммунальных систем как еще одной «кормушки» для частного бизнеса – сверх остающихся в стране ресурсов и в конечном счете разрушительно.
Унаследованная от советских времен низкая стоимость выработки является важнейшим конкурентным преимуществом, сохранение которого должно быть положено в основу организации энергорынка.
Для этого предлагается принцип, по которому повышение тарифов на электроснабжение не может выходить за темпы среднегодовой инфляции.
Во исполнение этого принципа решительно пересмотреть структуру вновь вводимых мощностей, отказавшись от примата доведения «зеленой» выработки до неких процентных нормативов. Набор планируемых к вводу базовых и маневренных мощностей должен обеспечивать покрытие ежегодного прироста нагрузок с необходимым нормативным запасом и не более того. Ввод мощностей ВИЭ осуществляется в общем и конкурентном порядке, с учетом затрат на устройство суточных накопителей и сезонное дублирование.
Во исполнение того же принципа пересмотреть политику «тариф в обмен на инвестиции». Опираясь на весь предыдущий опыт, признать несостоятельными попытки привлечь в отрасль частные инвестиции за счет роста тарифов и исходить из того объективного факта, что любое повышение тарифа сверх нужд эксплуатации делает невольными инвесторами только самих потребителей. Соответственно, прибегать к повышению тарифов ради получения инвестиционного ресурса следует в ограниченных пределах, ориентируясь на невыход из коридора инфляции. Обязанности же основного инвестора в электроэнергетику предлагается взять на себя государству, для чего использовать пенсионные накопления ЕНПФ, а также целевые кредитные линии и средства Национального фонда.
Заключительные выводы
Вывод первый. Принятое при переводе электроэнергетики четверть века назад на рыночно-коммерческие отношения деление субъектов на естественно-монопольные (энерго-передающие организации) и относящиеся к конкурентному рынку (энерго-производящие и энергоснабжающие организации) неверно по существу. На самом деле, саму по себе Национальную электроэнергетическую систему, в полной совокупности всех участников процессов выработки, доставки и реализации электроэнергии, равно как и рынок электроэнергии в целом, следует рассматривать, как одну естественную монополию. Причем такую монополию, деятельность которой безальтернативна необходима для существования социальной сферы, промышленности и всей экономики Казахстана.
Плюс, такая жизненно важная монополия, помимо других своих естественных оснований, является и безусловной диспетчерской монополией. Вне Системного оператора и без безусловного подчинения его командам деятельность энергосистемы невозможна.
И только в рамках такого понимания возможно и необходимо устройство реально конкурентного рынка электроэнергии – через организацию, под эгидой Системного оператора, он же – Единый закупщик, трех конкурентных рынков на оптовом уровне, при 100-процентной централизации и в режиме реального времени. А именно: рынка готовности к несению электрической мощности; балансирующего рынка текущей выработки электроэнергии; и рынка вновь вводимой мощности. На розничных же рынках осуществляется свободный выбор потребителями ЭСО, конкурирующих между собой величинами сбытовых надбавок и пакетом услуг.
Любые другие способы организации «конкуренции» на рынке электроэнергии есть придумки от лукавого, мотивированные идеологически, коммерчески, либо просто порожденные недостаточным пониманием принимающих решения лиц сути процессов в электроэнергетике.
Вывод второй. Сама по себе идея приватизации энергообъектов предполагает наличие в тарифе некоей прибыли частного собственника, а, значит, предполагает и возможность вывода этой прибыли из электроэнергетики. В условиях Казахстана такая идея – порочна и разрушительна. Электроэнергетика, долгое время служившая клановой и олигархической «кормушкой», категорически нуждается не в выводе средств, а в дополнительных вложениях. Надо понимать, что поскольку назначение тарифа остается за государством, продажа электростанции или сетевой компании означает фактическую приватизацию даже не самого объекта, а именно тарифа. Государство, продавая электростанцию или электросети тем самым негласно гарантирует покупателю, что он получит тариф, оправдывающий его затраты и позволяющий потом извлекать прибыль. Соответственно, приобрести объект электроэнергетики может только такой частник, у которого есть гарантия, что государство всегда будет утверждать ему гарантирующий извлечение прибыли тариф. За счет административного ресурса или просто коррупции. Все мы понимаем, что масштабная приватизации электроэнергетики задумывалась и осуществлялась в «семейные» времена. Ныне такие времена, будем надеяться, позади.
Мы не призываем к национализации, — достаточно описанного нами устройства под Системным оператором – Единым закупщиком трех рынков электроэнергии. Такая конструкция исключает извлечение частной прибыли, что уравнивает любые формы собственности. Однако приватизацию действующих объектов следует запретить однозначно. При этом присутствие на рынке новой мощности частных инвесторов, впоследствии – собственников, вполне приветствуется.
Вывод третий. Догматический перенос в Казахстан стандартов ОЭСР (Организация экономического сотрудничества и развития), в частности, по устройству рынка электроэнергии, неработоспособен принципиально. Американо-европейские модели развития электроэнергетики, при всем их разнообразии, исторически основывались на предпринимательской инициативе, задачей же государственного регулирования было поддержание баланса между извлекаемой из энергетики частной прибылью и общественной пользой. При этом сами такие модели основывались, с одной стороны, на достаточной платежеспособности потребителей, с другой – на доступном, длинном и дешевом кредите, как источнике инвестиций. Ныне и на Западе, вошедшем в системный кризис, такие модели теряют работоспособность. У нас же они с самого начала не могли работать, поскольку доступного и дешевого кредита в местной валюте для электроэнергетики не существует в принципе, а платежеспособность населения и МСБ столь низка, что и речи нет о финансировании развития за счет повышения тарифов.
Вывод заключительный. В инстанциях, причастных к электроэнергетике, в дефиците профессиональное понимание специфики отрасли и в избытке – привычка к подражанию и вмененный извне догматизм, без осмысления возможности и целесообразности применения в условиях Казахстана. Надеемся, что подробно сказанное выше хоть сколько-то поможет выправлению сознания, а отсюда недалеко уже до движения в правильном направлении.
