Казахстанские ТЭЦ, занимавшие на расширение своих мощностей, могут обеспечить возвратность своих кредитов с помощью схем рынка мощности. Об этом в комментарии abctv.kz рассказал генеральный директор ТОО "Казахстанские коммунальные системы" (ККС) Наби Айтжанов.
"Плата за рынок мощности состоит из нескольких составляющих. Первая составляющая – это технологический минимум 700 тысяч тенге на мегаватт. Те станции, которые вырабатывают тепло, они полностью мощность по теплоснабжению для себя закрывают, чтобы выработка тепла не упала. Второе – это торги. То, что остаётся, формируется на торгах (аукцион мощностей на площадке КОРЭМ во второй декаде ноября. – Ред.). Третья составляющая – это так называемые индивидуальные соглашения только с теми станциями, которые в период с 2009 по 2015 год, помимо предельных тарифов, привлекли займы и построили, сделали какое-то расширение. Допустим, Карагандинская ТЭЦ-3 построила дополнительно пятую турбину и шестой блок. Эти средства, часть которых была за счёт предельных тарифов, но основная часть была вовлечена в виде займа, этот заём же нужно возвращать. Рынок мощности предусматривает возврат этих займов, но только тех станций, которые ввели в эксплуатацию данное оборудование", – пояснил он в кулуарах форума энергетиков в Астане.
Карагандинская ТЭЦ-3 сможет получать до 5 млн тенге в месяц после ввода в действие рынка мощности, сообщил глава расчётно-финансового центра при KEGOC Жандос Нурмагамбетов в своём выступлении на конференции.
Расширение энергетических мощностей карагандинской ТЭЦ-3 проходило с участием фонда Falah Growth на сумму 50 млн долларов, говорится на сайте "Самрук-Казына". Кроме того, в этом проекте с общим бюджетом в 284,87 млн долларов планировал поучаствовать Банк развития Казахстана посредством кредитования на сумму 192 млн долларов и банковской гарантии для подрядчика China Machinery Engineering Corporation. Заём намечался в тенге на 10 лет под 7%, причём часть средств привлекалась из Нацфонда. Собственное участие заёмщика в проекте ожидалось на уровне 92,88 млн долларов. В 2015 году БРК открыл кредитную линию ККС на 30 млрд тенге, указывается в отчёте компании. В 2016 году объём вложений в "Караганда Энергоцентр", владеющий ТЭЦ-3, достигал 12 млрд тенге, сообщалось в отчётности за годовой период.
Проект по строительству нового энергоблока с установленной мощностью не менее 110 МВт был реализован в 2010-2014 годы по программе форсированной индустриализации. По факту в 2014 году ККС потратило на строительство новых объектов по электроэнергетическому направлению 2,7 млрд тенге заёмных средств, указывается в отчёте "Караганда Энергоцентра". В тот же период был выплачен основной долг в объёме 3,9 млрд тенге, привлечённый для первого этапа расширения карагандинской ТЭЦ-3 путём установки турбоагрегата № 5. Новый энергоблок на теплоэлектроцентрали был введён в строй в 2015 году, из-за чего она стала крупнейшей ТЭЦ в Казахстане.
"Банковские займы на конец 2017 года составляют 49,5 миллиарда тенге, их объём за год вырос на 12,4 миллиарда тенге. 37 процентов от суммы кредитов составляет задолженность дочернего предприятия, ТОО "Караганда Энергоцентр", по кредитной линии в АО "Банк развития Казахстана", открытой для финансирования инвестиционного проекта по строительству энергетического блока", – говорится в годовом отчёте ККС за 2017 год.
Напомним, "Казахстанские коммунальные системы" также владеют Усть-Каменогорской ТЭЦ. В 2009 году на ней был инициирован проект по расширению мощностей через строительство турбины №12 мощностью 80 МВт, введённой в строй в 2016 году. Очевидно, возвратность вложений в этот проект прежнего владельца, американской корпорации AES, обеспечивалась через программу 2009-2015 годов "тарифы в обмен на инвестиции". ККС купило актив с привлечением кредитных средств Сбербанка.
В ожидании попуска
Планов у ККС приобретать Усть-Каменогорскую ГЭС, находящуюся под прямым контролем Министерства энергетики, на сегодняшний день нет, сказал Айтжанов, комментируя вопрос abctv.kz. Решения о приватизации Усть-Каменогорской и Шульбинской ГЭС нет, пока активы находятся в ведении государства, уточнил в беседе председатель Комитета атомного и энергетического надзора и контроля Министерства энергетики Сунгат Есимханов.
"Насколько я понимаю, у них ещё идут какие-то разногласия с предыдущим (управляющим, американской компанией AES, с которым ведутся арбитражные обсуждения. – Ред.), в концессии у кого находился. Но если к нам они (ГЭС. – Ред.) попадут, то это, наверное, был бы самый лучший вариант, всё-таки у нас Мойнакская ГЭС, Капчагайская ГЭС", – пояснил в комментарии порталу управляющий директор по производству и управлению активами "Самрук-Энерго" Серик Тютебаев.
Балансирующий прогноз
Минэнерго до конца года утвердит прогнозный баланс, разработанный KEGOC на следующие семь лет, рассказал Есимханов. Резко он меняться не будет, так как особого вывода мощностей в этот период не ожидается, но прогнозы будут зависеть от индикаторов экономического и индустриального роста, задаваемых Минэкономики и Министерством по инвестициям и развитию. Авария на "АрселорМиттал Темиртау" не повлияет на потребление электронергии в этом году, считает глава энергонадзора. По его словам, на ТЭЦ-2 Темиртау работают пять котлов из шести. Последний находится на капитальном ремонте, акционеры готовят расширение и строительство седьмого котла. В этом году должны принять решение по ПСД проекта, появление нового агрегата ожидается к лету 2020 года, уточнил он.
Авария "АМТ" несущественна для транспортировки KEGOC, снижение потребления наблюдается на уровне 100 МВт, восстановление произойдёт до нового года, считает председатель правления системного оператора Бакытжан Кажиев. Согласно его расчётам, на рынке мощности может быть выставлено 10-11 ГВт мощностей. Комментируя вопрос о том, нужно ли будет тянуть высоковольтные сети постоянного тока с севера на юг, если в южном регионе будет активно развиваться газовая генерация, он отметил, что развитие выработки в центре нагрузок является лучшим вариантом.
"Если на юге Казахстана будут построены газовые генерации, тогда строить линии не нужно. Лучше построить там генерацию. Но нужно просто определить, что дешевле – либо тащить газ на юг Казахстана, либо тащить электроэнергию. Нужно сделать экономическое сравнение этих вариантов", – полагает Кажиев.
Северное сечение
По словам Серика Тютебаева, в "Самрук-Энерго" имеются большие виды на рынок мощности с точки зрения возвратности вложенных инвестиций. Правда, в его модели не учитываются расходы на собственные нужды, которые, как правило, бывают значительными. К примеру, на алматинской ТЭЦ-2 они составляют 17%, а на алматинской ТЭЦ-1 достигают 30% из-за больших энергозатрат на насосные механизмы, указал он в беседе с abctv.kz.
"700 тысяч для нас – это критично. Кроме того, там есть часть мощностей, которые в самой идеологии были заложены, чтобы обеспечить возврат тех инвестиций, которые мы привлекли для того, чтобы развивать и строить новое или реконструировать. В частности, на алматинских электрических станциях, на алматинской ТЭЦ-2 был построен восьмой котёл. Он абсолютно новый, позволил её энергетическую мощность поднять на 80 мегаватт. В общей сложности он даже больше дал. Когда его не было, мощность алматинской станции располагаемая 360 мегаватт была, а с перераспределением нагрузки алматинская мощность может нести в определённых режимах до 510 мегаватт – свою установленную мощность может покрыть. Котёл дал большой прирост, мы привлекли деньги, их тогда не было, "Самрук-Энерго" смог тогда евробонды привлечь, мы их вложили. К сожалению, за этот период с тенге случились разные девальвации, но котёл есть, надо его возвращать, и сейчас у нас встал вопрос, включит ли его в инвестсоглашение Министерство энергетики. Если не включат, то деньги всё равно надо возвращать, значит, бремя ляжет на тариф электроэнергии, а так бы она через мощность распределилась бы, как предполагалось, по всему Казахстану", – пояснил он.
Отвечая на вопрос портала Atameken Business о том, будет ли проект Балхашской ТЭС, на который уже было потрачено несколько десятков миллионов долларов, участвовать в рынке мощности, Тютебаев сообщил, что отдельное решение по нему принимается в правительстве. Говоря о новой линии высоковольтных электросетей через восток Казахстана, строительство которых KEGOC закончит в ближайшее время, он отметил, что это внесёт коррективы на рынке электричества в южной зоне страны.
"На алматинском рынке (электричества. – Ред.) будут сильные изменения режимного характера. Потому что это получается, что приходит электроэнергия с севера, и притом, мы предполагаем, что даже с тарифом KEGOC эта электроэнергия будет немногоо дешевле, чем на алматинских станциях. Вследствие этого мы предполагаем, что, по всей вероятности, третья линия ("Север – Юг". – Ред.) окажет своё влияние на алматинский регион в целом, и мы сейчас будем смотреть, чтобы вывести на оптимальный режим, чтобы ценовая политика, режимный характер, там же так просто с севера электроэнергию забросить сюда и только на ней сидеть – это тоже неправильно, потому что есть другие вопросы – режимные, энергобезопасности региона. В своё время было такое требование, что для энергобезопасности региона должно быть не менее 50-60 процентов собственной генерации. Как это сейчас скажется, сейчас, может быть, этот режим поменяют – это определяет системный оператор. Он смотрит на безопасность региона и Казахстана в целом. После этого, когда она введётся и мы начнём работать, мы увидим, сделаем расчёты и получим. Потом всё зависит ещё от той цены, которая сложится на рынке северных станций, экибастузских, на других станциях – Жамбыла (приватизированная Жамбылская ГРЭС. – Ред.), для нас очень сильно влияет – это же всё-таки на юге была подпирающая станция, без неё нам невозможно было в определённые моменты зимы выйти из зимней ситуации, нехватки электроэнергии. Поэтому процесс будущего, и, наверное, мы, зиму пройдя, в течение года уже к следующей зиме будем иметь какое-то определённое видение и, соответственно, экономические, технические расчёты и другие", – сказал он в беседе.
Напомним, Жамбылская ГРЭС была приватизирована в 2015 году. Она выступает в качестве регулирующего энергоисточника и резервной мощности в период осенне-зимних нагрузок и в случае аварийных ситуаций на линиях "Север – Юг", а также ранее продавала электричество в Кыргызстан. Электростанция работает на газе, и её тариф складывается дорогим из-за того, что 80% затрат на производство электроэнергии уходят на топливо. Можно предположить, что зависимость от этого источника уменьшится из-за ввода в строй третьей линии "Север – Юг" через восток Казахстана, при этом её затратность сможет снизиться, если Министерство энергетики сможет выполнить своё обещание снизить стоимость газа для южной генерации до 15%.
По информации Тютебаева, по электроэнергии самой дорогой по генерации в южной столице является ТЭЦ-1 из-за использования газа, который занимает до 80% затрат. На алматинской ТЭЦ-2 топливная составляющая богатырского угля в затратной цепочке составляет до 40%, и потому там вырабатывается самая дешёвая себестоимость электроэнергии среди теплоэлектроцентралей города. На ТЭЦ-3 из-за устаревания её оборудования топлива расходуется больше удельно, а значит, и стоимость производства электричества чуть выше. Как известно, эти источники вместе с группой алматинских и Капчагайской ГЭС формируют общий тариф на рынке электричества южной столицы через смешивание разных цепочек стоимостей каждой станции. ТЭЦ-2 в "Самрук-Энерго" собираются перевести на газ, полный перевод на голубое топливо ТЭЦ-1 планировалось в этом году, сообщали СМИ.
Ожидаемое снижение цены на газ до 15% не окажет большого влияния на генерацию электроэнергии в Алматы, считает Тютебаев.
"Мы прикидывали, доля влияния понижения цены газа на электроэнергию незначительная – там 0,1 тенге. Это очень сильно влияет на те станции, которые чисто на газе работают. Мы диверсифицированы – у нас вода, газ, уголь – это всё смесь, так что для нас газ сильного влияния не окажет, но он оказывает сильное влияние на тепло", – пояснил он.
Фронтальная нагрузка
Согласно информации советника гендиректора "АлматыЭнергоСбыта" Михаила Гамбургера, ввод рынка мощности не повлияет на ценовую динамику рынка электроэнергии в Алматы.
"Сейчас направление такое, чтобы не менялась ценовая политика, даже с вводом рынка мощности. Притом что рынок мощности – это идёт снижение стоимости электроэнергии, но добавляется покупка мощности – это как вторая составляющая, которая идёт на инвестирование. Поэтому они друг друга компенсируют, и вообще-то, никакого увеличения не должно быть. Другой вопрос, что сегодня у нас правовая база прихрамывает, потому что с вводом рынка мощности добавляются ещё затраты, которые не учтены в правилах тарифообразования. На сегодняшний день все поправки, которые были предложены КРЕМиЗК, отработаны, но не прошли ещё юридическую экспертизу – это может задержать. Потому что, вступив в рынок мощности и не иметь возможности оплачивать услуги, которые не предназначены и не предусмотрены, – это будет одним из камней преткновения. В целом на совещаниях все подтвердили, что все готовы к вводу рынка мощности, вопрос был в балансирующем рынке, который перенесли на последующие времена, а здесь пока препятствий для того, чтобы ввести рынок мощности, сегодня нет", – пояснил он.
По его словам, сейчас сбытовая компания испытывает проблемы в формировании финансовых потоков из-за недавних изменений в типовом договоре по поставке электроэнергии.
"У нас, как правило, кто-то придумывает поправки в закон, но не думает о последствиях. Точно так же было внесено изменение в типовой договор по энергоснабжению, где добавили всего два слова, что "мы имеем право отключать потребителя, уведомив его", но добавили ещё "получив подтверждение, что получил уведомление", и получается, что на сегодняшний день мы создали прецедент для того, чтобы не оплачивать. И, когда потребителю, который не оплачивает, приносят уведомление об отключении, он просто не подписывает его – и всё. И получается, мы не имеем права отключить. Даже выиграв суд, мы точно так же не можем отключить потребителя, не уведомив его и не получив подтверждения. И от этого дебиторская задолженность резко стала возрастать. Получается, это как раз та проблема, из-за которой мы не можем заплатить станциям за электроэнергию, передающим компаниям – за их услуги по передаче электроэнергии. Убрали фразу "отключить электроэнергию" и вставили такое непонятное словосочетание "временно прекратить". Словосочетание "временно прекратить" ни в одном нормативном документе вообще не значится. Было понятие "отключить", притом расписано, за что отключить: за неуплату, самовольное подключение, за нарушение каких-то условий, и вот получается, таких маленьких казусов в законе хватает", – посетовал он в разговоре в кулуарах форума.
Раньше в КРЕМиЗК и Минэнерго функционировали рабочие группы по внесению изменений в нормативные документы, напомнил советник, однако сейчас они не работают, и взаимодействие с энергетической отраслью застопорилось.
"Хотя "АлматыЭнергоСбыт" ищет любые варианты, как бы дойти до сознания потребителей, чтобы оплачивали своевременно, на сегодняшний день самым действенным остаётся отключение. Нет отключения – нет оплаты. А здесь хабар движется очень быстро – один сказал: я не плачу и мне никто ничего не может сделать, и эта цепочка сразу распространяется", – констатирует энергетик.
Согласно информации представителя "АлматыЭнергоСбыта", просроченная дебиторская задолженность за последние два месяца у энергоснабжающей организации составляет 200-300 млн тенге, но текущие долги за год действия нового типового договора выросли на 2 млрд тенге.
Он подтвердил, что введение третьей линии "Север – Юг" всего лишь привнесёт дополнительные 500 МВт для юга страны на фоне существующих квот в дополнительной электроэнергии, однако на тарифы в Алматы не повлияет, хотя повысит надёжность энергоснабжения города и области.
Данияр Сериков
