В Казахстане снова активизировалось обсуждение планов по строительству атомной электростанции (АЭС) на фоне намеченного на осень этого года референдума. Основным аргументом в пользу строительства АЭС называется грядущий острый дефицит электроэнергии в стране. Но какова ситуация в электроэнергетике на сегодняшний день? Так ли мы нуждаемся в атомной генерации? Может, достаточно будет обновить и улучшить существующие электростанции?
На начало этого года общая установленная мощность 222 электростанций Казахстана, по данным национального оператора магистральных электросетей АО «KEGOC», составила свыше 24,6 ГВт, располагаемая – 18,3 ГВт. Основу генерации – свыше 78% – составляют тепловые электростанции (ТЭС), работающие на угле и газе (Таблица №1).
В прошлом году в стране эксплуатировалось 64 ТЭС, в том числе 37 ТЭЦ, 6 конденсационных, 11 газотурбинных, 8 газопоршневых электростанций и 2 парогазовые установки (ПГУ).
К росту доли газовой генерации в энергобалансе привело развитие нефтегазового комплекса на западе страны. А принятая в 2014 году законодательная поддержка возобновляемых источников энергии (ВИЭ) позволила нарастить мощности ветровых, солнечных, биогазовых и малых гидроэлектростанций. В республике действуют 148 электростанций, вырабатывающих энергию на основе ВИЭ суммарной установленной мощностью свыше 2,8 ГВт – 54 ветровых станций на 1,4 ГВт, 42 солнечных – 1,2 ГВт, одна биогазовая установка – 1,1 МВт и 51 малая гидроэлектростанция (ГЭС) – 275 МВт. К малым ГЭС относятся станции мощностью до 35 МВт. Большие ГЭС, по закону, не относятся к ВИЭ.
В 2023 году более чем на 1,2 млрд кВт*ч или 1,4% снизилась выработка электроэнергии на ТЭС. Зато на 83,2 млн кВт*ч или 0,8% увеличилось производство на газотурбинных электростанциях, а ВИЭ нарастили подачу энергии на 1,5 млрд кВт*ч или 38%. В итоге объем электроэнергии, выданный возобновляемыми источниками достиг 6,7 млрд кВт*ч или 6% от общего производства. Больше половины дали ветростанции.
Сектор ВИЭ в стране развивается динамично. Постоянно совершенствуется законодательство для поддержки отрасли. Так, единым закупщиком выкупается весь объем производимой ВИЭ электроэнергии, ежегодно ведется индексация тарифов, также есть возможность индексации с учетом курсовой разницы в случае девальвации национальной валюты. С 2022 года индексация тарифов ведется и в период строительства объектов, станции освобождаются от оплаты услуг за передачу электроэнергии, для них действует приоритетность при подключении к электрическим сетям, инвесторы имеют налоговые льготы. Всё это создает высокий уровень стабильности для инвесторов, что в результате и позволило в кратчайшие сроки ввести мощности ВИЭ.
Если за 2014-2022 годы мощность казахстанских электростанций увеличилась на 3,6 ГВт, то более 2,4 ГВт из них пришлось на возобновляемые источники. Однако, по мнению экспертов S&P Global, подготовивших Национальный энергетический доклад 2023 года, развитие нестабильных источников энергии, таких как ветровые и солнечные станции, зависящих от погодных условий, требует балансирования с помощью маневренных электростанций. Применение систем накопления энергии для балансирования ВИЭ не является оптимальным решением из-за высокой стоимости аккумулирующих систем и технических ограничений в их эксплуатации.
Три зоны
Энергосистема Казахстана разделена на три энергетические зоны – Северную, Южную и Западную (Таблица №2).
В Западной зоне, где размещены ключевые нефтегазоносные месторождения, эксплуатируются только ТЭС на газе. Часть электростанций, находящихся в собственности нефтегазовых компаний, не поставляют электричество в сеть. Регион может импортировать энергию из России.
В Северной зоне сосредоточены основные угледобывающие месторождения, поэтому, в основном, электроэнергию здесь вырабатывают конденсационные электростанции (КЭС), работающие на угле, называемые по традиции ГРЭС. Они производят только электроэнергию. Также есть крупные ГЭС восточного Казахстана. В этой зоне сосредоточено около 70% всех генерирующих мощностей страны. При этом здесь находятся основные промышленные потребители.
В Южной зоне производят электричество угольные и газовые станции, а также ГЭС. По развитию малой гидроэнергетики она является лидером. Благодаря климатическим условиям зона более подходит и для развития солнечной и ветровой генерации. Однако отсутствие маневренных резервов не позволяют пока использовать имеющийся природный потенциал.
В Южной зоне находится крупнейшая КЭС – Жамбылская ГРЭС, которая с 1992 года работает на пониженной нагрузке из-за нехватки топлива. Изначально она была ориентирована на газ из Узбекистана. Ввод газопровода Бейнеу — Бозой — Шымкент в 2015 году не решил проблемы недозагрузки. Сейчас для запуска всех блоков электростанции потребуются инвестиции в модернизацию. Дефицит в электроэнергии этой зоны в размере 11,5 млрд кВт*ч покрывается за счет поставок с Севера. Загрузка ГРЭС до 80% могла бы снизить нехватку на 6 млрд кВт*ч.
Дисбаланс в энергетических зонах наблюдается, прежде всего, в размещении мощностей. В Северной зоне установленная мощность электростанций 16,4 ГВт, а в Южной – 4,5 ГВт. Вместе с тем, передача электроэнергии по протяженным электросетям приводит к высоким потерям.
Производство электроэнергии
В 2023 году казахстанские станции произвели 112,8 млрд кВт*ч электроэнергии – на 0,08% меньше, чем годом ранее (112,9 млрд). Снижение выработки наблюдается последние два года. Хотя до этого она ежегодно росла, достигнув 114,5 млрд кВт*ч в 2021 году (Таблица №3).
Потребление по сравнению с 2022-м выросло почти на 2%, до 115,1 млрд кВт*ч. Недостающие объемы были покрыты за счет импорта, в основном из России. Объем закупок электричества из РФ за год подскочил более чем в 2,5 раза, почти до 5 млрд кВт*ч. При этом экспорт электроэнергии в обратную сторону за этот же период снизился на 5,6%, до 1,4 млрд кВт*ч.
Экспорт в страны Центральной Азии вырос в 2 раза, до 1,4 млрд кВт*ч, а импорт оттуда, наоборот, сократился почти в 4,5 раза, до 68,2 млн кВт*ч.
На начало 2023 года на долю угольной генерации приходилось 68,2% от общего объема производства электроэнергии, газовой – 20,1%, ГЭС – 8,1%.
Но доля угля в выработке электроэнергии постепенно снижается. За 2014-2022 годы общее производство электроэнергии выросло на 20% (18,9 млрд кВт*ч). Доля угольной генерации уменьшилась с 72,9% до 68,2% за счет развития ВИЭ и газовой генерации. В 1990 году она составляла более 80%.
Станции при этом потребляют часть электроэнергии для собственных нужд: угольные КЭС – до 5-6% от произведенной энергии, ТЭЦ, отпускающие еще и тепловую энергию, до 11-17%.
Тепловые электростанции в рамках выполнения инвестиционных обязательств после 1991 года обновили основные фонды, преимущественно турбинное оборудование, на 9,1 ГВт или 47% от установленной мощности. Однако высокая доля износа на ТЭЦ приходится на вспомогательное оборудование. Авария с обрушением дымовой трубы на Петропавловской ТЭЦ-2 произошла из-за отсутствия капитального ремонта поясов труб.
Также угольным электростанциям, помимо модернизации, необходимо перейти на наилучшие доступные технологии с внедрением соответствующих систем снижения выбросов пыли, оксидов азота и серы, а также формировать финансовый фонд для ликвидации последствий своей деятельности после вывода объекта из эксплуатации.
Другим направлением развития угольной энергетики является внедрение высокоэффективной генерации с КПД выше 41%. В ряде стран мира, прежде всего в Китае, в последние 10 лет активно вводятся энергоблоки с ультрасверхкритическими параметрами пара (УСКП). КПД таких энергоблоков достигает 45%, а удельные затраты топлива на таких станциях снижаются на 15-20%. На угольных станциях Казахстана КПД энергоблоков не превышает 35%, а у ряда старых энергоблоков он еще ниже.
Еще одна из проблем отрасли связана с МАЭК (Мангистауский атомный энергетический комбинат). С момента запуска в 1968 году он снабжал промышленность и населения региона электрической и тепловой энергией, а также опресненной водой. До 1999 года на комбинате работал атомный реактор. После его закрытия он был переведен на газ.
Установленная мощность станции 1330 МВт, износ турбинного оборудования превышает 86%. При этом удельный расход газа на МАЭК примерно в два раза больше по сравнению с ПГУ. Сейчас предприятие имеет большие долги за газ – более 13 млрд тенге, что составляет 73% от общего объема задолженности производителей энергии страны.
Передача и распределение
Оператором национальной электросети является компания KEGOC. Внутри страны региональная передача электроэнергии осуществляется сетями энергопередающих организаций, в том числе региональными электросетевыми компаниями (РЭК). Передающими организациями могут быть также компании, использующие собственные производственные сети для энергоснабжения потребителей – например, «КазТрансОйл» и «Казахстан темир жолы». Национальная электрическая сеть обеспечивает передачу электрической энергии от производителей до оптовых потребителей (распределительные электросетевые компании, крупные потребители), подключенных к этой сети.
Основными проблемами электросетевой инфраструктуры являются высокие потери электроэнергии и износ основных фондов. Потери электроэнергии в 2022 году при передаче в сетях KEGOC составили 4,9%, РЭК – 10,9%. Степень износа электросетевого оборудования в сетях РЭК выше 65%.
Потребление электроэнергии
В 2023 году объем потребления электрической энергии был на уровне 115 млрд кВт*ч – на 2% больше, чем годом ранее.
В Казахстане потребление электроэнергии только в 2018 году превысило уровень 1990 года. В период 2014-2022 годов наибольший рост спроса пришелся на Северную зону и составил 9,53 млрд кВт*ч, в Южной он вырос на 3,43 млрд, в Западной – на 2,59 млрд.
В структуре потребления электроэнергии доминирует промышленность – почти 58% (Таблица №4). Крупнейшими потребителями электроэнергии в стране являются предприятия горно-металлургического комплекса, а самым крупным – Аксуский завод ферросплавов, на который приходится около 4,6% от общего потребления в стране.
В 2023 году максимальный рост потребления электроэнергии отмечался в Алматинской – на 513,3 млн кВт*ч (рост на 4,5%), Туркестанской – на 429,9 млн кВт*ч (7,2%), Акмолинской – 417,1 млн кВт*ч (3,9%) и Атырауской областях – 383,7 млн кВт*ч (5,7%).
Пока потребление электроэнергии в стране в большей степени зависит от темпов промышленного роста и конъюнктуры мировых сырьевых рынков, так как основная экспортируемая продукция – это сырьевые товары и полуфабрикаты (нефть и нефтепродукты, газ, руды металлов и сплавы). Но оно может вырасти в связи с появлением новых отраслей. В 2021 году Казахстан занял третье место в мире после Китая и США по майнингу криптовалюты с общей долей 8,2%. По оценке Кембриджского университета, потребление электроэнергии на майнинг в мире составляет около 130 млрд кВт*ч. То есть казахстанские майнеры могут потреблять до 10 млрд кВт*ч в год. Однако такая оценка выглядит завышенной, считают в S&P Global.
В 2023 году, согласно данным Казахстанской ассоциации блокчейн-технологий, после усиления проверок и отключения незаконно подключенных ферм, доля страны в глобальном майнинге упала с 18,3% до 6%. Определить точный объем потребления очень трудно, так как во многих странах эта сфера находится в серой зоне. Сейчас у нас для майнеров ведутся отдельные торги и поставка электроэнергии. А еще с началом войны России против Украины, ряд российских майнеров переехали в Казахстан.
В республике к сектору электроэнергетики относится и тепловая энергия, 60% которой производят ТЭЦ. Источниками теплоснабжения являются 37 ТЭЦ, 63 крупных и 2200 малых котельных. Для отрасли также характерны высокие потери при передаче тепловой энергии – до 30%. Средний износ теплосетей – более 60%.
Тепловые сети и котельные преимущественно находятся на балансе или под управлением акиматов, что является вынужденной мерой в связи с необходимостью прямых вложений в обновление инфраструктуры.
КПД производства электроэнергии КЭС всегда выше, чем у ТЭЦ, однако за счет дополнительного производства тепла, ТЭЦ обладают крайне высоким коэффициентом использования топлива.
Утверждаемые на семилетний период предельные тарифы, которые должны быть долгосрочным ценовым сигналом для инвесторов, на практике постоянно пересматриваются, потому что не учитывается в полной мере инфляционный рост затрат на топливо, оборудование и индексация зарплат. В целом, проблемы теплоэнергетики характерны для регулирования всех субъектов естественных монополий в стране, однако именно тарифы на теплоснабжение наиболее занижены, считают эксперты.
Для увеличения объема ремонтов и модернизации теплосетей необходимо либо прямое государственное финансирование, так как местных бюджетов может не хватить, либо поднятие тарифов на теплоснабжение до фактических значений. Для компенсации последствий роста тарифов на теплоснабжение для населения можно ввести систему льготных тарифов.
Соседи помогут?
Сейчас недостающую электроэнергию республика импортирует в основном из России. Также в летний период закупает ее у Кыргызстана в обмен на поставки воды в южные регионы страны.
В рамках трансграничной торговли Казахстан в настоящее время участвует в создании двух рынков – общего рынка Евразийского экономического союза (ЕАЭС) и регионального рынка стран Центральной Азии (ЦА).
Общий рынок ЕАЭС формируется как региональный рынок пяти государств – Армении, Беларуси, Казахстана, Кыргызстана и России. Они договорились, что при формировании общего рынка сохранят существующие национальные электроэнергетические рынки. Общий рынок планируется запустить с 1 января 2025 года.
Прогнозные энергетические балансы до 2030 года государств ЕАЭС показывают, что в поставках электрической энергии будет нуждаться Кыргызстан, где годовой дефицит составляет порядка 3 млрд кВт*ч.
У развития региональной торговли электроэнергией в ЦА есть свои особенности. Страны региона имеют различные источники ресурсов для покрытия энергетической нагрузки. Кыргызстан и Таджикистан обладают значительным потенциалом водного ресурса, Казахстан и Узбекистан – углем и газом и планируют к тому же нарастить мощности ВИЭ.
Власти Кыргызстана считают, что дефицит в электроэнергии может быть покрыт за счет строительства малых и крупных ГЭС, а также развития ВИЭ. При этом, по оценкам специалистов, на строительство крупных ГЭС может понадобится около 10 лет.
Таджикистан сейчас является экспортером электроэнергии в регионе и с весны по осень поставляет ее в Узбекистан и Афганистан.
По оценке экспертов, генерация в Кыргызстане и Таджикистане не сбалансирована по составу, объем выработки электричества находится в зависимости от водного режима, что создает сложности с обеспечением экономики в поставках электроэнергии в осенне-зимний период.
Южная зона энергосистемы Казахстана сейчас дефицитна. По прогнозам, она останется дефицитной в ближайшие годы. При этом зона является лидером по развитию ВИЭ. Необходимые маневренные мощности для стабилизации поставок электричества потребителям республика может получить за счет импорта электроэнергии из стран ЦА, если они наладят надежную выработку.
Реформирование отрасли
Если рассматривать структуру самого рынка электроэнергии Казахстана, количество участников и их аффилированность, то рынок фактически работает по модели олигополии, отмечают эксперты. Ограниченное количество производителей не создает достаточно эффективного рыночного механизма для конкурентного регулирования цен на электроэнергию. А ограниченное количество покупателей на рынке, часть из которых аффилированы с производителями, не создает достаточной активности для конкурентного давления на цену электроэнергии (Таблица №5).
С 2009 года в электроэнергетике республики не получается найти необходимого баланса между либерализацией рынка и необходимостью обеспечения энергокомпаний средствами для модернизации и расширения.
Энергосистема республики сталкивалась с дефицитом электроэнергии уже в 2007-2012 годы. Тогда была принята программа «Тариф в обмен на инвестиции» с внедрением предельных тарифов на электроэнергию. В результате был устранен дефицит и создан среднесрочный резерв мощности путем ввода 1,2 ГВт новых мощностей и восстановления 1,7 ГВт действующих.
Отрасли предстоит решать серьезные задачи по привлечению инвестиций в реализацию крупных проектов, предусматривающих наращивание и модернизацию генерации, линий электропередач. Поэтому, по мнению экспертов, необходимо сформировать долгосрочную тарифную политику, в рамках которой предстоит найти компромиссный вариант между интересами государства, потребителей и энергетических компаний.
Первым значительным шагом в формировании новой рыночной конструкции стало введение с 1 июля 2023 года Единого закупщика электроэнергии. Им стало ТОО «РФЦ по ВИЭ», подчиненная Министерству энергетики. Единый закупщик приобретает электроэнергию у производителей по разным ценам, если надо, импортирует ее, а потом продает потребителям по усредненной стоимости.
В долгосрочной перспективе до 2050 года эксперты рекомендуют Казахстану сбалансированный подход к развитию генерации, предполагающий замещение угольных электростанций на современные угольные энергоблоки с УСКП, постепенный перевод угольных котельных и ТЭЦ на природный газ, строительство нескольких АЭС общей мощностью не менее 4 ГВт, развитие возобновляемой энергетики и гидроэнергетики.
В январе этого года тогдашний премьер-министр Алихан Смаилов заявил, что до 2035 года в Казахстане планируется ввести около 26 ГВт базовой и маневренной генерации, что должно позволить исключить нехватку электроэнергии и к 2030 году обеспечить ее резерв.
Как видим, ситуация в электроэнергетике не катастрофичная. Есть проблемы с дефицитом электроэнергии и обветшанием производственных мощностей. Но они решаемы. Нужно постепенно обновлять оборудование действующих станций и сети, в том числе предоставив преференции инвесторам. При этом решение задач уже нельзя откладывать.
Нужно также строить новые объекты генерации электроэнергии. Страна имеет благоприятные условия (законодательные и климатические) для развития ВИЭ. Однако им нужна поддержка стабильной генерации в виде угольных, газовых или атомных электростанций. А если учесть, что нам необходимо еще и снижать парниковые выбросы, то источниками стабильной выработки энергии остаются газ и атом. Республика имеет достаточные ресурсы для увеличения газовой генерации. Но для этого сначала нужно наладить масштабную переработку попутного газа в товарный.
Что касается строительства АЭС, то у него тоже есть свои минусы и плюсы. Как правило, атомные станции дают стабильную электроэнергию. Они строятся долго – от 6 до 10 лет, но эксплуатируются так же длительное время – от 60 до 80 лет и более. К тому же Казахстан обладает самыми крупными в мире запасами урановых руд. Мы крупнейшие производители природного урана, но не имеем технологий по его обогащению, чтобы производить конечную продукция в виде тепловыделяющих элементов, используемых на АЭС. Так что в этом плане мы все равно будем зависимы от таких стран, как США, Китай, Россия, Франция, Япония и других государств, обладающих такой возможностью.
Кроме того, нам придется заплатить немалую сумму ($5-6 млрд за 1 ГВт) за строительство АЭС, поскольку сами не обладаем соответствующей технологией. Но самая главная проблема, связанная с АЭС, это политические и экологические риски. Не станет ли она предметом шантажа в неспокойном регионе и сможем ли обеспечить ее безопасность? Способны ли мы эксплуатировать такой опасный объект, где ошибки недопустимы, поскольку их последствия просто катастрофичны? Ответы на эти вопросы, пожалуй, самые важные при принятии решения по строительству атомной электростанции.
Таблица №1. Установленная мощность электростанций Казахстана, МВт
| Электростанции | Мощность |
| Тепловые электростанции всего: | 19 223,2 |
| Паротурбинные, из них: | 17 163,5 |
| — пылеугольные | 13 075 |
| — на газе и мазуте | 4 088,5 |
| Газотурбинные | 2 059,7 |
| Ветряные электростанции | 1 411,3 |
| Солнечные электростанции | 1 196,2 |
| Гидроэлектростанции | 2 810,1 |
| в том числе малые | 275,3 |
| Биогазовые установки | 1,1 |
| ИТОГО | 24 641,9 |
Таблица №2. Потребления электроэнергии по областям за 2014 и 2022 гг. млн кВт*ч
| Зоны | Области | 2014 | 2022 | +\- в % |
| Северная | Восточно-Казахстанская/Абайская | 8664 | 10310 | +11,9% |
| Карагандинская/Улытауская | 15433 | 19080 | +23,6% | |
| Костанайская | 5473 | 4590 | -16,1% | |
| Павлодарская | 17363 | 19400 | +11,7% | |
| Акмолинская | 7996 | 10690 | +33,7% | |
| Северо-Казахстанская | 1704 | 1610 | -5,5% | |
| Актюбинская | 4232 | 6940 | +63,9% | |
| Южная | Алматинская/Жетысу | 10168 | 12850 | +26,4% |
| Туркестанская | 4148 | 6010 | +44,8% | |
| Жамбылская | 3898 | 4980 | +27,8% | |
| Кызылординская | 1642 | 1940 | +18,1% | |
| Западная | Мангистауская | 4898 | 5300 | +8,2% |
| Атырауская | 4251 | 6690 | +57% | |
| Западно-Казахстанская | 1791 | 2550 | +42% |
Таблица №3. Динамика производства и потребления электроэнергии в 2019-2023 гг., млрд кВт*ч
| Сегмент | 2019 | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 |
| Производство | 106 | 108,1 | 114,5 | 112,9 | 112,8 |
| Потребление | 105,2 | 107,3 | 113,9 | 112,9 | 115,1 |
Таблица №4. Структура потребления электроэнергии по отраслям (оценка 2018 года)
| Отрасли | Доли |
| Промышленность | 57,9% |
| ЖКХ (население) | 22,3% |
| Транспорт | 3% |
| Строительство | 1,4% |
| Сельское хозяйство | 1,0% |
| Потери и собственные нужды | 14,4% |
Таблица №5 Структура собственников производителей электроэнергии
| Собственники | Доли в общем объеме генерации |
| Самрук-Энерго | 28,3% |
| ЦАЭК | 6,6% |
| ККС | 6,3% |
| Электростанции промышленных групп | 24,6% |
| Электростанции в госсобственности | 9,7% |
| Электростанции нефтегазовых компаний | 4,1% |
| ВИЭ через РФЦ | 3,9% |
| Прочие электростанции | 16,5% |
Таблица №6 Структура потребления электроэнергии по зонам
| Энергетические зоны | млн кВт*ч |
| Северная | 73 521,2 |
| Южная | 26 871 |
| Западная | 14 675,4 |
Источник: АО «KEGOC», НЭД 2023, Министерство энергетики РК