В 2024 году потребление электроэнергии в Казахстане снова выросло – на 4,3%. Годом ранее показатель роста был в два раза меньше – 2%. Республика вынуждена покрывать нехватку электроэнергии за счет импорта. При этом в прошлом году на 4,5% выросла и собственная генерация, хотя до этого два года подряд выработка снижалась.

Министерство энергетики сообщает, что по итогам 2024 года показатели потребления превысили показатели выработки. Так, при генерации 117,9 млрд кВт*ч спрос был на уровне 119,9 млрд кВт*ч.

«Это обусловлено тем, что в настоящее время нехватка электроэнергии ощущается именно в пиковые часы потребления, так называемые вечерние пики (во время возвращения людей с работы резко возрастает потребление из-за активизации процессов жизнедеятельности)», - поясняет министерство.

По данным АО «KEGOC», рекордное потребление электроэнергии было зафиксировано 8 декабря, когда максимальный показатель достиг 17 203 МВт, что на 3,5% больше результата 2023 года. При увеличении потребления генерация достигла 16 593 МВт, что на 9,8% выше аналогичных данных предыдущего года.

В случае нехватки электроэнергии Единый закупщик страны осуществляет ее поставки из энергосистем сопредельных государств – в частности, из России. За прошедший год было импортировано 2,2 млрд кВт*ч электрической энергии, экспортировано – 1,2 млрд кВт*ч.

Между тем, за счет проведения реконструкции и расширения действующих электрических станций за год была введена новая генерация суммарной мощностью 771 МВт. Так, восстановление блока №1 с установкой новых электрофильтров на Экибастузской ГРЭС-1 дало дополнительные 500 МВт мощностей, замена турбины №6 на Атырауской ТЭЦ и котла №8 на Жезказганской ТЭЦ дали 65 и 43 МВт, соответственно. Еще 163,35 МВт получила энергосистема республики за счет строительства восьми электростанций, работающих на возобновляемых источниках энергии (ВИЭ).

Но генерация по-прежнему не поспевает за растущим потреблением. Согласно прогнозам, к 2031 году потенциальный дефицит может достичь 4,8 ГВт. Для сравнения, на начало 2025 года общая установленная мощность электростанций Казахстана составляла 25,3 ГВт, располагаемая – 21 ГВт. То есть дефицит равен почти одной пятой части действующих мощностей.

На прошедшей 26 февраля расширенной коллеги Минэнерго министр энергетики Алмасадам Саткалиев сообщил, что в 2024 году было отремонтировано 10 энергоблоков, 55 котлов, 45 турбин, 20,8 км линий электропередач и 422 подстанций. Благодаря чему количество технологических нарушений на ТЭЦ уменьшилось на 18%, износ снизился с 66% до 64%. Было отремонтировано 285 км тепловых сетей.

В 2025 году планируется ввести около 166 МВт традиционной генерации. В частности, намечен ввод турбогенератора №3 мощностью 130 МВт на ГРЭС Топар, на ТОО «Текелийский энергокомплекс» будут запущены две газотурбинных установки суммарной мощностью 36 МВт. Кроме того, ожидается реализация 9 проектов ВИЭ общей мощностью 455,5 МВт. Планируется провести капремонт 10 энергоблоков, 63 котлов и 39 турбин, 17 км линий электропередач и 423 подстанций.

Почему не хватает энергии

Масштабно улучшить состояние энергетической инфраструктуры планируется в течение 2025-2029 годов в ходе реализации национального проекта «Модернизация энергетического и коммунального секторов», утвержденного правительством в декабре 2024 года.

В документе отмечается, что энергетическая система Казахстана сталкивается с серьезными вызовами из-за высокого уровня износа инфраструктуры. На начало 2024 года износ основного оборудования на электростанциях достиг почти 57%, при этом более трети станций изношены на 70-90%. Наибольший уровень наблюдается на ТЭЦ и ГРЭС. Износ более 80% зафиксирован на 14 электростанциях, а на 21 электростанции этот показатель варьируется от 60% до 80%. «Это напрямую связано с повышенной аварийностью, так как большинство аварий происходит на станциях с износом более 80%», - отмечается в Нацпроекте, который был разработан Министерством национальной экономики.

Напомним, что на 1 января 2024 года в республике действовало 222 электростанции. В эксплуатации находилось 64 тепловых электростанций (ТЭС), в том числе 37 ТЭЦ, 6 конденсационных, 11 газотурбинных, 8 газопоршневых электростанций и 2 парогазовые установки (ПГУ).

Ситуация в региональных электросетевых компаниях (РЭК) также остается сложной. 6 РЭК имеют критический уровень изношенности (85-97%), еще 6 предприятий имеют высокий уровень износа (65-85%), что повышает риск аварий и нарушений в энергоснабжении. Так, в 2023 году в секторе было зафиксировано около 28,5 тыс. технологических нарушений, включая 23 аварий. Большинство из них произошло на старых и изношенных сетях. Общая протяженность электросетей страны составляет около 470 тыс. км.

В ветхом состоянии находятся и тепловые сети республики. Здесь средний уровень износа – 52%. Система теплоснабжения охватывает около 60% городов и населенных пунктов страны, а общая протяженность сетей достигает 13 тыс. км, из которых около 11 тыс. км находится в коммунальной собственности, 2 тыс. км – в частной. В рамках Нацпроекта запланирована замена и реконструкция более 1,6 тыс. км изношенных теплосетей.

Для обеспечения устойчивости и безопасности энергоснабжения нужно провести масштабную модернизацию энергетической инфраструктуры, считают авторы Нацпроекта. Необходимо заменить изношенные объекты на более современные, повысить пропускную способность электросетей и перевести потребителей на более высокие уровни напряжения. Модернизация включает также обновление электростанций, повышение эффективности работы существующих станций, перевод части сетей на воздушные линии электропередачи напряжением 10 киловольт, что уменьшит потери электроэнергии.

«Особое внимание должно быть уделено переводу потребителей в новых районах и частном секторе на более высокое напряжение (10 киловольт), что поможет эффективно справляться с увеличивающейся нагрузкой, в том числе за счет роста числа электромобилей. Это решение обеспечит стабильное и качественное электроснабжение в условиях роста потребления электроэнергии», - отмечают эксперты.

Прогнозируется, что резкий рост числа электромобилей, особенно в крупных городах, таких как Алматы и Астана, увеличит нагрузку на уже перегруженные сети.

Продолжение эксплуатации старых и изношенных электросетей приведет к увеличению аварийности и технологических нарушений, что может повлиять на стабильность энергоснабжения, особенно в зимний период. Сети будут подвергаться перегрузкам, что приведет к риску частых отключений и нестабильности в работе всей энергетической системы.

Это же касается и тепловых сетей. Частые аварии создадут дополнительные финансовые и социальные нагрузки, а также потребуют дополнительных затрат на экстренные ремонты. Высокие тепловые потери увеличат потребление топлива, что приведет к росту тарифов для конечных пользователей и увеличению нагрузки на энергосистему.

Сколько стоит

Ожидается, что в ходе реализации Нацпроекта в течение 2025-2029 годов будут модернизированы и обновлены энергетические и коммунальные объекты 200 субъектов естественных монополий (СЕМ), 30 существующих теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) и будет введено 7,3 ГВт новых мощностей электроэнергии. Уровень износа инфраструктуры в среднем по стране должен снизиться до 40%, а количество аварий на 20%.

Стоимость реализации Нацпроекта оценивается почти в 13,6 трлн тенге, в том числе в энергетический сектор будет инвестировано более 6,2 трлн тенге, коммунальный – 6,8 трлн. Еще 602 млрд тенге понадобятся на автоматизацию и установку приборов. При этом отмечается, что из республиканского бюджета будут выделены средства (около 1,5 трлн тенге) только на субсидирование ставок по кредитам от коммерческих банков.

Финансовым оператором Нацпроекта является АО «НУХ «Байтерек». Инвестиции в проекты будут осуществляться за счет собственных средств СЕМ, привлечения бюджетных кредитов и вкладов местных исполнительных органов (МИО), то есть акиматов или социально-предпринимательских корпораций (СПК) в уставной капитал СЕМ, привлечения займов микрофинансовых организаций (МФО) и финансовых институтов, эмиссии облигаций МИО, которые будет выкупать финансовый оператор.

Руководителем и куратором Нацпроекта назначены вице-премьер Канат Бозумбаев и вице-министр национальной экономики Арман Касенов.

Повысить эффективность в сфере теплоснабжения планируется за счет установки современных приборов учета и автоматизации системы. Сейчас уровень потерь энергии при транспортировке и распределении тепла остается высоким – до 42%. Для решения этих проблем планируется внедрение технологий Smart Metering и создание единой системы учета тепловых ресурсов на всех уровнях. Предполагается, что современные технологии автоматизации, такие как системы управления тепловыми сетями и мониторинга температуры и давления в реальном времени, позволят оперативно реагировать на сбои и аварийные ситуации, значительно улучшив надежность и качество предоставляемых услуг.

Аналогичные работы будут проведены и в электроэнергетической отрасли. Будут внедрены элементы Smart Grid, такие как автоматизированная система учета электроэнергии (АСКУЭ), системы мониторинга подстанций и геоинформационные системы.

Как будет реализовано

Техническим оператором по всем механизмам финансирования Нацпроекта определено АО «Казцентр ЖКХ». Оно будет осуществлять функции по предоставлению технической экспертизы проектов, определять их обоснованность, целесообразность и приоритетность, с учетом уровня износа активов, а также будет следить за ходом реализации проектов.

Министерства национальной экономики, энергетики, промышленности и строительства совместно с финансовым и техническим оператором, местными исполнительными органами формируют перечень субъектов естественных монополий, участвующих в модернизации и строительстве энергетической и коммунальной инфраструктуры.

В заявке на проект должны быть отражены его цель, краткая характеристика, предварительная стоимость и сроки реализации. Заявка на проект должна быть согласована с Министерством национальной экономики для оценки возможности покрытия займа за счет роста тарифов.

Технический оператор рассматривает и согласовывает, или не согласовывает, предварительную заявку, о чем направляет соответствующее уведомление в акиматы и СЕМ. Они в свою очередь являются заказчиками и разрабатывают конкурсную документацию для определения подрядчика или консорциума.

При этом ожидается, что Банк развития Казахстана (БРК) будет предоставлять прямое кредитование СЕМ за счет различных источников, в том числе средств Единого накопительного пенсионного фонда, Национального фонда. То есть на ремонт и строительство электростанций, электрических, тепловых и водопроводных сетей будет использованы пенсионные накопления казахстанцев и налоги от нефтегазового сектора.

Акиматы и СПК могут войти в уставной капитал (не менее 49%) некоторых финансово неустойчивых субъектов естественных монополий, которые имеют высокую долговую нагрузку и малую абонентскую базу для повышения тарифа.

Кроме того, предусмотрено лизинговое финансирование и кредитование строительно-монтажных работ на проектах угольной генерации через Фонд развития промышленности (ФРП).

Прогноз по дефициту

По сведениям казахстанской компании по управлению электрическими сетями (АО «KEGOC»), баланс электрической мощности на 2025-2031 годы указывает на потенциальный дефицит до 4,8 ГВт к 2031 году. Минэнерго утвержден план мероприятий по развитию электроэнергетического сектора. Ожидается, что реализация этого плана позволит создать профицит электроэнергии в объеме 9,1 ГВт к 2035 году.

Вместе с тем, одним из крупных проектов, реализуемых для обеспечения энергетической безопасности страны, является объединение энергосистемы Западного Казахстана с единой энергосистемой (ЕЭС) страны. В KEGOC считают, что это повысит надежность электроснабжения западных областей и является первым шагом к закольцеванию энергосистемы республики. Пропускная способность сети увеличится на 500 МВт, будет построено 604 км линий. Завершить проект планируется в 2027 году.

В декабре компания подписала кредитное соглашение с Европейским банком реконструкции и развития (ЕБРР), а также договор об открытии кредитной линии с Банком развития Казахстана.

Общая сумма двух займов составляет 141 млрд тенге, из которых до 32 млрд тенге предполагается привлечь от БРК. Финансовая поддержка от ЕБРР также включает и льготный заем в размере 15 млн евро от канадского правительства в рамках программы High Impact Partnership on Climate Action.

Объединение Западной зоны с основной частью ЕЭС Казахстана должно обеспечить энергетическую безопасность западных областей страны и позволить использовать маневренную генерацию Западной зоны для компенсации дисбалансов электроэнергии и мощности Северной и Южной зон.

ЕЭС Казахстана условно разделена на три зоны – Северную, Южную и Западную. В Северную зону входят Абайская, Акмолинская, Актюбинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Костанайская, Павлодарская, Северо-Казахстанская, Улытауская области и город Астана. К Южной зоне относятся Алматинская, Жамбылская, Жетысуская, Кызылординская, Туркестанская области, города Алматы и Шымкент. При этом Западная зона, в состав которой входят Атырауская, Западно-Казахстанская и Мангистауская области, не имеет электрических связей с объединенными Северной и Южной зонами по территории республики.

Вместе с тем, из трех зон только Северная имеет избыток электроэнергии, а две другие, наоборот, являются дефицитными. Так, согласно прогнозному балансу KEGOC, в 2025 году производство электроэнергии в Северной зоне составит 88,7 млрд кВт*ч, при потреблении – 77,9 млрд кВт*ч. Тогда как в Южной зоне, при выработке 14,4 млрд кВт*ч, ожидаемое потребление составляет 29,6 млрд кВт*ч, а в Западной, при производстве 14 млрд кВт*ч, спрос составит 15,3 млрд кВт*ч.

Сейчас нехватка электроэнергии в южных областях покрывается за счет поставок с севера. Объединение Западной зоны с Северной и Южной, а также увеличение мощности и пропускной способности линии «Север-Юг» должны помочь сбалансировать единую энергосистему страны, и это столь же важно, как строительство новых электростанций.

Производство и потребление электроэнергии за 2023-2024 гг.

Мощность потребления и генерации за 2023-2024 гг.

Производство электроэнергии по видам топлива в 2023-2024 гг.