Петр Своик,
Казахстанская ассоциация «Прозрачный тариф»,
член общественного совета
по национальному проекту МЭКС
Президент Токаев объявил 2026 год годом развития цифровизации и искусственного интеллекта. А это, как минимум, предполагает не просто срочную ликвидацию дефицита генерирующих мощностей, покрываемого пока от РАО «ЕЭС», и не просто форсированное наращивание собственной генерации, но еще и поддержание конечного тарифа на электроэнергию на уровне конкурентоспособности с точки зрения других глобальных игроков цифровой эпохи, а также и с точки зрения приемлемости тарифов для населения и нацццциональной экономики.
Что касается поддержания планки конкурентоспособности именно в цифровом процессе, ориентироваться стоит прежде всего на стоимость электроэнергии в соседнем Китае, – у нас она должна быть существенно меньше, иначе просто нет шансов. Резонно возникает вопрос и относительно России, но здесь сначала нужно кое-что определить для себя.
Цифровой раздел мира
Суть в том, что системы искусственного интеллекта, как и уже появляющиеся цифровые деньги, как и вообще системы связи, социальные сети и сам глобальный Интернет по определению имеют над-страновые масштабы, невозможные в отдельно взятом Казахстане.
Более того, поскольку сама глобализация ныне необратимо расходится по своим историческим, географическим, валютным, экономическим и цивилизационным швам, системы ИИ, цифровых денег, да и весь Интернет в целом тоже уже фрагментируются и неизбежно разойдутся на несколько стремящихся к самодостаточности национальных-наднациональных макрорегионов, контролируемых теми главными игроками, которые и задают тон в идущем сейчас мировом переделе.
Так вот: электроэнергетика Казахстана – суть технологическое целое с электроэнергетикой России, – с Севера, Запада и с Востока, равно как и единое целое с электроэнергетикой Кыргызстана и Узбекистана – с Юга. Тогда как с Китаем электрических связей фактически нет, и не предвидится.
Поэтому вопрос цифровизации Казахстана с самого начала требует определения дальнейшего пути, с выбором из трех возможных перспектив:
А) Казахстан, как мост между РАО «ЕЭС» и Центрально-Азиатским энергокольцом, благодаря опережающему наращиванию мощностей при сохранении конкурентоспособной стоимости электроэнергии становится базовым цифровым хабом Евразийского союза;
Б) Казахстан, в случае достаточного наращивания мощностей и сохранении приемлемой стоимости электроэнергии, становится периферийным цифровым хабом Китая.
А именно: на роль такого периферийного китайского хаба ориентируется вновь создаваемый город Алатау, как одновременно логистический и цифровой плацдарм «Пояса и пути» Китая внутри Евразийского союза;
В) Казахстан в рамках политики «тариф в обмен на инвестиции» оказывается перед блокирующей обновление и развитие электроэнергетики эскалацией стоимости электроснабжения. Роль цифрового хаба исключается, страна остается «много-векторным» импортером цифровых услуг.
Понятно, что вариант «В» нас никак не устраивает, хотя именно он ныне и реализуется. Отсюда задача: как можно скорее доказать его пагубность и предложить вариант обновления и развития электроэнергетики ЖКХ без тарифной эскалации. На что и нацелены наши рассуждения.
Что касается вариантов «А» и «Б», то они никак не противоречат, а скорее совмещаются и одновременно конкурируют друг с другом. Предпочтительнее, разумеется, Евразийская цифровизация, но она как раз упирается в дальнейшую судьбу ЕАЭС, ныне явно поставленную «на паузу».
Между тем, именно электроэнергетика вполне способна стать стимулятором оживления и углубления интеграционного процесса.
Электроэнергетика, как двигатель Евразийской интеграции
Глядя из Казахстана на созданные еще по урокам мирового кризиса 2007-208 годов Таможенный и Евразийский экономический союзы, мы должны признать, что они всего лишь зафиксировали остаточные после развала СССР экономические отношения, причем исключительно в торговом формате. И с тех пор, при всех потрясающих геополитических последствиях (Майдан, Крым, ДНР и ЛНР, СВО…) экономическая интеграция дальше торгового формата, непрерывной борьбы по устранению тут же воздвигаемых новых барьеров, так и не продвинулась. Об индустриальной, технологической и уж подавно инвестиционной интеграции и речи пока нет.
Между тем, есть на постсоветском пространстве та по-прежнему остающаяся общей и всем одинаково необходимой, хотя и разобранной на «суверенные» составляющие, экономика, дальнейшее существование которой безальтернативно завязано на углубление торгового формата до совместного промышленного и инвестиционного.
Это – инфраструктура связи, трубопроводного и железнодорожного транспорта, но прежде всего, электроэнергетическая инфраструктура. В частности, электроэнергетика Казахстана есть связующая часть между российскими энергосистемами нижней Волги, Южного Урала, Западной Сибири и Алтая и Центрально-Азиатским энергетическим кольцом «Казахстан-Киргизия-Узбекистан-Таджикистан-Узбекистан-Казахстан». Причем в самом Казахстане связь между Северной и Южной энергозонами после распада СССР осталась «недоделанной», а потому запланированные АЭС на Балхаше и ТЭС в Курчатове предназначены стать опорно-связующими не только для нашего Севера и Юга, но в той же степени для Единой Российского-Центрально-Азиатской энергосистемы.
Привет из прошлого
Но, спрашивается, почему еще только готовящееся строительство Балхашской АЭС, на месте некогда уже выведенной на нулевой цикл Южно-Казахстанской ГРЭС, актуализировалось только ныне, спустя три потерянных десятилетия?
Ответ дает такая простая арифметика: потребление-производство электроэнергии в Казахстане только к началу нынешнего десятилетия поднялось до 110 млрд кВт-часов, — уровня Казахской Советской Социалистической Республики времен «перестройки». А ныне едва выходит за 120 млрд. Что же касается услуг теплофикации, централизованного водоснабжения и водоотведения – унаследованных советских мощностей, благодаря провалу нагрузок в 90-е и массовой децентрализации в «нулевые», тоже до последнего времени хватало.
Советская электроэнергетика и ЖКХ не просто эксплуатировались на износ, они были еще и превращены в коммерческие «кормушки», из которых активно и вполне официально выводится частная прибыль.
И вот только в последние годы уверенность властей, что в электроэнергетике Казахстана по-прежнему профицит вдруг сменилась неприятным открытием: не просто значительный и растущий дефицит, но и еще предельный износ таких не хватающих мощностей.
Надо полагать, что схожая ситуация (заслоняемая пока СВО) и в России.
Взгляд в будущее
Соответственно, в Казахстане еще в 2025 году, как признание категорической изношенности унаследованных еще от Казахской СССР основных фондов в электроэнергетике и тепло-водо-снабжении, при одновременном нарастающем дефиците даже этих изношенных мощностей, приняты сразу два стратегических документа:
«Национальный Инфраструктурный план до 2029 года», предусматривающий 36,6 трлн тенге внебюджетных, возвращаемых через тариф вложений. В том числе по разделу энергетики и ЖКХ 19,7 трлн. И Национальный проект «Модернизация электроэнергетического и коммунального секторов на 2025-2029 годы» (МЭКС), 13,6 трлн тенге вложений. Итого возвратных коммерческих инвестиций в энергетику и ЖКХ до 2029 года запланировано 32,3 трлн тенге, или, с учетом уже освоенного, как минимум по 8 трлн тенге ежегодно.
И еще кстати напомнить такую историю: в 2023 году во время визита президента России в Казахстан, было оглашено решение о строительстве трех новых ТЭЦ. Потом пришло известие, что из-за отсутствия финансирования Россия из проектов выходит. Правительство сообщило о строительстве Кокшетауской ТЭЦ собственными силами. Хотя на разработку проекта собственных сил еще хватит, а вот на собственное финансирование и комплектацию оборудованием – никак.
Продолжение той же истории: совсем недавно и, конечно, отнюдь не случайно, правительством утвержден «Национальный проект развития угольной генерации на 2026-2030 годы», в котором фигурируют те же три ТЭЦ, но в потрясающем по объемам расширенном наборе.
Это ввод и обновление мощностей на 7,8 ГВт, объекты в Экибастузе (2640 МВт), Курчатове (700 МВт) и Жезказгане (500 МВт), ТЭЦ в Кокшетау, Семее и Усть-Каменогорске, глубокая модернизация 11 действующих станций, включая Аксускую ГРЭС, Экибастузскую ГРЭС-2 и Карагандинский энергоузел.
Финансирование в нацпроекте предусмотрено путем привлечения инвестиций, общим объемом не менее 7,5 трлн тенге. К какой-либо стране, Китаю, России или Европе с Эмиратами не привязанное. Откуда же возьмутся на порядок большие вложения, если даже с отдельно взятой Кокшетауской ТЭЦ не получилось?
Посчитаем за правительство
Ну, деньги-то, положим, всегда найдутся. Собственно, они уже нашлись: в Казахстане на заемные средства, возвращаемые через тариф, уже возводится целый ряд стратегических энергомощностей.
Другое дело, в какой тариф они обойдутся. Минэнерго и Министерство национальной экономики от внесения ясности по этому вопросу тщательно уклоняются. Ни в одном программном документе, с расписанными по годам, объектам и объемами инвестиций табличками мы не найдем никах упоминаний, на какой же тариф придется обменять привлекаемые коммерческие инвестиции.
Но мы и сами вполне способны сделать оценочные расчеты.
Давайте наложим озвученные объемы на емкость нынешнего рынка услуг электро-тепло-водоснабжения в Казахстане: по отчету за 2025 год это 2,7 трлн тенге. Итого только для возврата таких инвестиций к нынешним тарифам на электроэнергию, отопление и водоснабжение придется добавлять 8/2,7=3 номинала сверху. С учетом же коммерческого процента не обойтись и пятикратным повышением тарифов.
Можно и по конкретным уже реализуемым проектам. Например, ожидаемая вводом в этом году Алматинская ТЭЦ-2: 557 вводимых МВт, проектная стоимость 388 млрд тенге, возводят китайцы. Оцениваем:
Годовая выработка при коэффициенте использования мощности, допустим, 0,5 составит 557 МВт х 8760 час/год х 0,5 = 2,4 млрд кВт-час.
Кредит, допустим, на 10 лет, под 5 %. Понижение курса тенге тоже примем по 5 % в год, итого стоимость кредита с учетом конвертации тенге в валюту 10 % годовых. Открываем кредитный калькулятор: коэффициент 1,6.
Подлежащая возврату через тариф сумма – 388 х 1,6 = 620 млрд тенге.
Выработка за 10 лет 24 млрд кВт- часов.
Тарифная надбавка 620 млрд тенге/24 млрд кВт-часов = 26 тенге/кВт-час.
Подчеркнем: это не весь тариф, а только та его часть, которая будет изыматься из электроэнергетики и вообще из экономики Казахстана в пользу китайских инвесторов.
Что же касается общей величины тарифа, с учетом эксплуатационных затрат, – на этот счет от уполномоченных органов тоже полное молчание. Но эксплуатационную составляющую, по аналогии с действующими газовыми электростанциями, тоже можно прикинуть: что-нибудь, с учетом повышенной эффективности парогазового цикла, порядка 15-20 тенге за кВт-час. Итого стоимость электроэнергии от обновленной Алматинской ТЭЦ-2 составит где-нибудь от 40 до 50 тенге за кВт-час. Это великовато, но, казалось бы, не смертельно. Ведь алматинцы и ныне платят от 30 до 40 тенге, а юридические лица и «бюджетники» – от сорока тенге и больше.
Однако не торопитесь успокаиваться: речь идет об увеличении только тарифа на генерацию, тогда как результирующий потребительский тариф складывается еще из высоковольтных и распределительных передач, эта часть составляет примерно половину, и она тоже, разумеется, потребует возвращаемых через тариф инвестиций. Итого на примере Алматинской ТЭЦ-2 мы убедились: модернизация по схеме «тариф в обмен на инвестиции» потребует удвоения, как минимум, тех нынешних тарифов, которые уже сегодня достаточно напрягают как население, так и бизнес.
Правда, инициаторы политики «тариф в обмен на инвестиции», хотя и всячески секретничают насчет ее результатов, могут пока успокаивать себя и нас: новые двойные тарифы можно будет бодяжить на общем рынке электроэнергии и удорожание не будет так заметно.
Да, пока это один-два объекта, а если стройки за счет иностранных денег пойдут массово?
Вот, пожалуйста, разворачивающаяся грандиозная стройка в Павлодарской области: ВЭС 1 ГВт, система накопления мощности 300 МВт, стоимость 1,2 млрд долларов, возводят китайцы. Считаем:
Годовая выработка при КИУМ 0,35 составит 1 ГВт х 8760 х 0,35 = 3 млрд кВт-час.
Кредит тоже, допустим, на 10 лет, под 5 %, с учетом девальвации тенге 10 % годовых.
Подлежащая возврату через тариф сумма – 1,2 х 1,6 = 1,9 млрд долларов.
Тарифная надбавка 1,9 млрд долларов / 3 х 10 млрд кВт-часов = 6,3 цента. Или при среднем курсе тенге 550 за доллар = 35 тенге/кВт-час.
Тоже вводимая уже в этом году Туркестанская ПГУ: 1000 МВт, 800 млрд тенге.
Годовая выработка 6 млрд кВт-час, за 10 лет 60 млрд.
Тарифная надбавка 1300 млрд тенге х 1,6 / 60 млрд кВт-часов = 22 тенге за кВт-час.
Итого тариф надо будет как минимум удваивать.
Или вот только что утвержденный Национальный проект развития угольной генерации: 7,8 ГВт, 7,5 трлн тенге.
Годовая выработка 7,8 х 8760 х 0,7 = 48 млрд кВт-часов.
Сумма к возврату через тариф 7500 млрд тенге х 1,6 / 48 х 10 млрд кВт-часов = 25 тенге/кВт-час. Итого будем иметь где-нибудь под 50 тенге за кВт-час обновленной угольной генерации, плюс примерно такая же тарифная надбавка за развитие сетевой составляющей.
Тут еще вот какая закавыка: помимо остро необходимых новых мощностей, еще острее стоит вопрос и об элементарном обновлении имеющихся. А это, в рамках «тариф в обмен на инвестиции», еще парочка тарифных номиналов.
Короче, сама политика «тариф в обмен на инвестиции» себя же заклинит еще в первые же годы ее реализации.
Смотреть дальше 2029 года
Правда, инициаторы такой политики могут успокаивать себя и нас: устанавливать убийственные тарифы сразу после ввода объектов не обязательно, есть еще льготный период до начала расчетов по иностранным заимствованиям. Да, это хорошее утешение: для тех, кто рассчитывает сидеть на своих постах не дольше 2029 года. Но нам-то с вами жить и дальше, и потому срочно надо искать источники национального инвестирования. Совместного, кстати сказать, с Россией, – хотя бы потому, что у нее точно такие же проблемы в энергетике и ЖКХ.
И еще потому, что поставки котлотурбинного оборудования от «чужого дяди», от не входящих в Евразийское экономическое пространство Китая, Кореи или Германии – это такое же национальное самоубийство, как и «тариф в обмен на инвестиции».
Понятно, что уже запущенное в Казахстане развитие энергетики по схеме «тариф в обмен на инвестиции», да еще инвестиции внешние, надежно заклинивает саму идею обновления и наращивания мощностей. Фактически, это национальное самоубийство.
Как, впрочем, столь же самоубийственной не только для энергетики, но для всей социально-экономической стабильности как в Казахстане, так и в Российской Федерации была бы попытка обновлять и развивать энергетическую и коммунальную инфраструктуру за счет роста стоимости ее услуг. Здесь полностью общий для нас как вызов, так поиск ответов на него.
Нужен национальный вне-тарифный, некоммерческий и, желательно, невозвратный источник инвестирования. Оставим термин «национальный» пока без разъяснений и сформулируем другое базовое условие, при котором только и может быть осуществлено обновление и развитие унаследованной от Союза электроэнергетики и «коммуналки». Вот оно: современная инфраструктура, как база современной высокотехнологичной индустриальной экономики может существовать и развиваться только при условии ее создания в рамках этой же производственно-экономической системы.
Еще раз: если внешнее коммерческое инвестирование национальной инфраструктуры равносильно самоубийству всей национальной экономики, то таким же самоубийством в конечном счете оборачивается и курс на приобретение основного оборудования и комплектующих у внешних поставщиков.
Перед заключительными выводами
Сама по себе необходимость перехода к кратно большим «инвестиционным» тарифам является шоковым вызовом для экономик и социальных систем постсоветских государств, привыкшим к исключительно «эксплуатационным» тарифам.
Сглаживание же этого шока, вкупе с решением проблемы собственной машиностроительной базы и национального вне-тарифного инвестирования, возможно только одним способом: через интеграцию в рамках, по крайней мере, Евразийского экономического союза. С углублением формата до совместно индустриального и инвестиционного.
Только на таком совместном инфраструктурном пространстве возможно создание проектного, строительно-монтажного и машиностроительного конвейера, сам масштаб которого способен запустить крупносерийное производство и сократить затраты каждого участника, – попытайся они обновлять электроэнергетику самостоятельно, в разы.
В заключении назовем совершенно конкретное направление, в котором только объединение усилий позволило бы не просто развязать наиболее запутанный узел проблем, но и как раз вывести эту проблемную часть в лидеры всей энергетики.
Это – ТЭЦ, и конкретно, угольные теплофикационные электростанции, имеющиеся на постсоветском пространстве практически при каждом областном центре, и в массе городов поменьше. Именно ТЭЦ вырабатывают основной объем электроэнергии и в Казахстане и в России, именно они являются опорной и связующей частью большой и коммунальной энергетики, и именно в отношении городских тепло-электроцентралей накопились наибольшие проблемы морального и физического износа, вместе с дефицитом даже этих изношенных мощностей, заодно с проблемами экологии.
Два направления объединения усилий:
Во-первых, это восстановление и запуск в крупносерийное производство старого доброго комплекта из котлов БКЗ-420 и Турбин Т-100, из которых, как в конструкторе ЛЕГО, могут собираться обновляемые блоки на действующих ТЭЦ и строится новые. Но – это не «старые добрые» котлы, а глубоко модернизированные: пора осваивать «кипящий слой» и современную газоочистку, а также можно было бы замахнуться и на сверхкритические параметры. Давайте говорить прямым текстом: именно угольная энергетика должна ускоренно развиваться на наших Евразийских просторах. И хотя насильственное (у нас в Казахстане – через вмененное диспетчерам «право первой ночи» по закупу «альтернативной» выработки) внедрение ВИЭ должно быть отменено, а фетиш «углеродной нейтральности» – пересмотрен, экологические и технико-экономические требования к угольным ТЭЦ нового поколения должны быть на самом высоком уровне.
Тот же принцип ЛЕГО необходим и для запуска в серию модифицированных прямоточных котлов для блоков по 500-600 МВт на ГРЭС, и соответствующих турбин.
Во-вторых, это малые модульные АЭС, несущие в том числе и теплофикационную нагрузку. Пилотный проект двух модульных блоков на АЭС в Узбекистане позволит, надеемся, наработать стартовый опыт. И если удастся перейти к серийному выпуску полностью референтных по безопасности теплофикационных модулей на, допустим, 60 МВт и 200 Гкал, – проблема высокоэкономичной и экологически чистой теплофикации в Евразийском союзе, в союзе Угля и Атома, при самой конкурентной в мире стоимости электроснабжения, будет решена самым убедительным образом.
Итак, именно электроэнергетика объективно становится на постсоветском пространстве эдаким «углубителем» Евразийской интеграции.
Заключительные предложения
Сформулируем в телеграфном стиле, самую суть, и только три ключевые мысли:
А) Пора создавать самостоятельное Министерство электроэнергетики и жилищно-коммунального хозяйства;
Б) Необходимо довести до логического завершения систему Единого закупщика на рынке электроэнергии. А именно: вывести Системного оператора из КЕГОК и создать единую структуру из него, РФЦ (Единый закупщик) и КОРЭМ (балансирующий рынок). Утверждать на парламентском уровне, в составе годового бюджета, единый долгосрочный национальный тариф с понижающими и повышающими коэффициентами по видам потребления. А также, по выбору потребителя, трех-ставочные суточные коэффициенты;
В) В единый национальный тариф включать только необходимые и достаточные эксплуатационные затраты, а также надбавку на обновление и расширение генерирующих и сетевых мощностей, но не более 25 % от необходимых инвестиций. Остальные инвестиции пропускать по рынку мощности, используя, в частности, средства ЕНПФ.
