Опыт реформирования электроэнергетики Казахстана

Марияж Жакупова, директор коммерческого департамента ЗАО "Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности"

Электроэнергетика, являясь одной из базовых отраслей экономики, играет важную роль в политической, экономической и социальной сферах любого государства.
С распадом СССР в странах СНГ в той или иной мере произошли структурные изменения в экономике, которые в свою очередь предопредели функционирование и развитие всей энергетики, в том числе и электроэнергетической отрасли.
Существующее состояние электроэнергетики Казахстана характеризуется:
высокой концентрацией энергопроизводящих мощностей — до 4000 МВт на одной электростанции;
расположением крупных электростанций преимущественно вблизи топливных месторождений;
высокой долей комбинированного способа производства электроэнергии и теплоты для производственных и коммунальных нужд;
недостаточной (около 12 %) долей гидростанций в балансе электрических мощностей Республики;
развитой схемой линий электропередачи, где в качестве системообразующих связей выступают ВЛ напряжением 500 и 1150 кВ;
системой релейной защиты и противоаварийной автоматики, обеспечивающей устойчивость Единой энергетической системы в аварийных и послеаварийных ситуациях;
единой вертикально-организованной системой оперативного диспетчерского управления, осуществляемого Центральным диспетчерским управлением, региональными диспетчерскими центрами, диспетчерскими центрами потребителей электроэнергии.

В 1990 году при потребности Казахстана в 104,7 млрд кВт/ч электроэнергии собственное производство составило 87,4 млрд кВт/ч (при 17,9 млн кВт установленной мощности) и сальдовый дефицит достигал 17,3 млрд кВт/ч.
В последующие годы были введены в работу новые генерирующие мощности с проектной выработкой около 8 млрд кВт/ч, в том числе два энергоблока по 525 МВт на Экибастузской ГРЭС-2 (один из них в декабре 1990 года), турбоагрегат ПО МВт на Карагандинской ТЭЦ-3, газотурбинная установка 100 МВт на АО "Актурбо" и гидроагрегат 117 МВт на Шульбинской ГЭС. Таким образом, потенциал производства электроэнергии на собственных электростанциях составляет около 95 млрд кВт/ч.
В результате снижения платежеспособного спроса на электроэнергию ее производство в 1996 году снизилось до 59,3 млрд кВт/ч, в 1997 году — до 52,2 млрд кВт/ч, в 1998 году — до 49,215 млрд кВт/ч.
Весьма показательна характеристика динамики изменения структуры потребления электроэнергии по отдельным отраслям экономики. Так, в целом по Республике потребление электроэнергии в промышленности снизилось с 69,87 млрд кВт/ч в 1990 году до 38 млрд кВт/ч в 1998 году, т.е. в 1,8 раза; в сельском хозяйстве — с 7,92 млрд до 1,64 млрд кВт/ч — в 5,3 раза, в строительстве — с 2,25 млрд до 0,30 млрд кВт/ч — в 7,3 раза, у населения — с 7,33 млрд до 6,0 млрд кВт/ч — на 18 %.
В связи с общим снижением электропотребления по Республике снизились и межгосударственные и межрегиональные потоки электроэнергии и мощности.
Потенциал существующих межгосударственных электрических сетей Северного, Южного и Западного регионов по сумме показателей получения, обмена и передачи транзитных межгосударственных потоков электроэнергии оценивается величиной порядка 30 млрд кВт/ч в год. В 1990 году при параллельной работе Северного и Западного регионов в составе ЕЭС СССР, а Южного — в составе ОЭС Средней Азии эти потоки достигли практически номинального использования сети и составили около 28 млрд кВт/ч. В 1997 году эти потоки снизились до 7,8 млрд кВт/ч. Это снижение произошло в основном как за счет уменьшения спроса, так и за счет выхода из параллельной работы с Российской Федерацией по транзиту Сибирь — Казахстан — Урал.
Территория Казахстана в энергетическом отношении делится на три региона:
Северный и Центральный регион, в который входят Акмолинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Кустанайская и Павлодарская области, энергохозяйство которых объединено общей сетью и имеет развитую связь с Россией;
Южный регион, в который входят Алматинская, Жамбылская, Кзыл-Ординская и Южно-Казахстанская области, объединен общей электрической сетью и имеет развитую связь с Кыргызстаном и Узбекистаном. В 1998 году Южная зона включена на параллельную работу с Северным регионом;
Западный регион, в который входят Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская и Мангистауская области, энергохозяйство которых имеет электрическую связь с Россией. Мангистауская, Атырауская и Западно-Казахстанская области объединены общей электрической сетью, а энергохозяйство Актюбинской области работает изолированно.
Основой электроэнергетики является угольная электроэнергетика, базирующаяся на дешевых экибастузских углях. В угольную промышленность и в энергетику в предыдущие периоды вложены крупные капитальные вложения и созданы значительные заделы для ее развития в перспективе. Угольные месторождения сосредоточены главным образом в Северном и Центральном Казахстане, здесь же размещены и основные источники электрической энергии. Эти регионы самообеспечены электроэнергией и потенциально имеют ее избыток, который может быть предложен на внутренние и внешние рынки электроэнергии.
Регион Южного Казахстана не располагает достаточными первичными энергетическими ресурсами, и его электроэнергетика базируется на привозных углях и импорте газа. Часть потребности в электроэнергии покрывается за счет импорта из республик Средней Азии.
Регион Западного Казахстана при наличии собственных запасов углеводородного топлива часть потребности в электроэнергии покрывает за счет импорта ее из России. С разработкой имеющихся топливных ресурсов появляется возможность в короткий срок обеспечить собственные потребности и при необходимости создать экспортные ресурсы.
В настоящее время электрические станции Казахстана обладают потенциалом, по мощности, способным полностью обеспечить собственную потребность, но в силу сложившейся схемы сетей и рыночной конъюнктуры Южный и Западный регионы импортируют электроэнергию и мощность.
В существующей структуре генерирующих мощностей более 70 % составляют тепловые электростанции.
Потребляемая мощность: Рmах — 9615 МВт; Pmin — 6200 МВт.
Производственные мощности: установленная — 18 460 МВт; располагаемая — 13 510 МВт.
Всего электрических станции — 59 шт., в т.ч.:
станции с комбинированным производством — 6 783 МВт;
конденсационные станции — 9 056 МВт;
газотурбинные станции — 394 МВт;
гидростанции — 2 227 МВт.
Средневзвешенный по мощности износ с учетом срока наработки паровых турбин высокого давления составляет 58,5 %. В ряде групп он значительно выше.
Электроэнергетика Казахстана, занимающая центральное географическое положение между энергосистемами Центральной Азии, Восточной и Западной части России, сформирована на основных принципах ЕЭС СССР на базе системы напряжений 110 — 220 — 500 — 1150 кВ. Центром формирования Единой энергосистемы Казахстана является ее Северный регион, в котором сосредоточена большая часть (72,7 %) источников электроэнергии и имеются развитые электрические сети 220 — 500 — 1150 кВ, связывающие ЕЭС Казахстана с ЕЭС России.
Электросетевое хозяйство Республики Казахстан состоит из линий электропередачи напряжением 0,4 — 6/10 — 35 — 110 — 220 — 500 и 1150 кВ включительно. Протяженность всех воздушных линий электропередачи напряжением 0,4 — 1150 кВ составляет 454 706,5 км и понижающих подстанций напряжением 35 — 1150 кВ в количестве 3069/ 61503 штук / мВА, в том числе по напряжениям (таблица).
В соответствии с Государственной программой реструктуризации и приватизации электроэнергетических объектов проведена поэтапная реструктуризация электроэнергетической отрасли с целью перехода функционирования и развития всей энергетической отрасли на рыночные принципы.
I этап (1994—1996 гг.)
Создание государственной энергетической компании (ГЭК) "Казахстанэнерго" с функциями единого покупателя с передачей ей передающих сетей напряжением 220 — 1150 кВ и станций национального значения.
Создание девяти региональных государственных предприятий (РГП) с включением в их состав местных электрических станций и распределительных сетей напряжением 0,4 — 110 кВ. РГП монопольно осуществляют поставки электроэнергии на своей территории.
II этап (1996—2000 гг.)
Преобразование РГП в распределительные электросетевые компании (РЭК).
Выделение из состава ГЭК "Казахстанэнерго" станций национального значения и его преобразование в национальную электросетевую компанию (ОАО "KEGOC") с функциями диспетчерского управления.
Приватизация большинства станций.
Начало формирования оптового рынка электроэнергии, предусматривающего свободу выбора купли-продажи электроэнергии.
Отказ от регулирования цен оптовых поставщиков.
Монополия РЭК на розничном рынке.
III этап (2000—2003 гг.)
Создание Рыночного оператора (ЗАО "КОРЭМ") с функциями составления суточного графика производства, поставки, передачи и потребления электроэнергии, составления по результатам расчетного периода (месяца) фактического баланса поставки-потребления электроэнергии, организации централизованных торгов электрической энергией.
Возложение на ОАО "KEGOC" функций Технического оператора с функциями централизованного оперативно-диспетчерского управления режимами производства, передачи и потребления электроэнергии в Единой электроэнергетической системе.
К настоящему времени 80 % энергоисточников приватизированы или переданы в управление, сформирована Национальная электрическая сеть, организован общедоступный конкурентный оптовый рынок электроэнергии, определена дальнейшая программа развития рынка электроэнергии. Программой определены модель организации рынка электроэнергии на территории Республики Казахстан и поэтапный план действий по развитию рынка электроэнергии, определены задачи по созданию конкурентного саморегулирующегося рынка электроэнергии, цели и методы государственного регулирования в этой области.
Основополагающим в данной Программе является наличие двух уровней единого рынка электроэнергии в Республике Казахстан, таких как оптовый рынок электрической мощности и региональный розничный рынок электроэнергии.
Основными задачами создания и развития оптового рынка в Республике Казахстан являются:
обеспечение свободного выбора поставщиков электроэнергии конечными потребителями путем непосредственной закупки необходимой им электрической мощности и энергии на оптовом рынке (прямые потребители) или через их выбор трейдера, являющегося оптовым покупателем электрической мощности и энергии на ОРЭМЭ и продавцом электроэнергии для конечных потребителей (потребители с мощностью электропотребления менее 5 МВт);
развитие конкуренции между энергопроизводящими предприятиями за сбыт вырабатываемой ими электрической мощности и энергии;
обеспечение свободного доступа всех субъектов ОРЭМЭ к Национальной электрической сети ОАО "KEGOC" и распределительным электрическим сетям РЭКов.
В результате проведенных рыночных преобразований в электроэнергетике сложилась следующая организационно-технологическая структура:
1) энергопроизводящие организации осуществляют производство и продажу электроэнергии оптовым потребителям;
2) Национальная электрическая сеть (ОАО "KEGOC") выполняет функции по передаче электроэнергии по сетям межрегионального и межгосударственного уровня, а также функции по оперативно-диспетчерскому управлению Единой энергосистемой Казахстана (далее — ЕЭС Казахстана);
3) региональные электросетевые компании (далее — РЭК) осуществляют передачу, распределение и поставку электроэнергии на региональном уровне;
4) оптовые и розничные потребители электроэнергии;
5) энергоснабжающие организации;
6) торгово-посреднические организации (трейдеры);
7) Пул резервов электрической мощности (далее — Пул РЭМ) — организация, созданная участниками оптового рынка электроэнергии, поддерживающая механизм резервирования электрической мощности, необходимой для покрытия аварийного дефицита электрической мощности участников рынка по отношению к их контрактным обязательствам;
8) Рыночный оператор на оптовом рынке электроэнергии (ЗАО "КОРЭМ").
Существующая структура функционирования оптового рынка показана на рис.1.
Положительными результатами реформирования отрасли стали переход отрасли "на самофинансирование и прекращение государственных субсидий и финансирования, снижение и последующая стабилизация цен в сфере производства и передачи электроэнергии в результате формирования их на конкурентной основе, повышение платежной дисциплины участников оптового рынка, повышение качества электроэнергии. Совокупная доля продаж электроэнергии на оптовом рынке в 2001—2002 годах составила около 59 %.
Цена электроэнергии в Казахстане является самой низкой среди стран Европы и Азии — членов Энергетической хартии. Низкие уровни цен не всегда создают благоприятные условия для притока инвестиций в энергетику.
В настоящее время имеются ряд проблемных вопросов рынка электроэнергии, для решения которых требуется дальнейшее развитие рыночных отношений в электроэнергетике.
На оптовом рынке электроэнергии имеют место следующие основные проблемные вопросы:
отсутствуют рыночные механизмы поддержания баланса между фактическими и контрактными величинами производства-по- требления электрической энергии в ЕЭС Казахстана в режиме "реального времени";
не разработаны меры по обеспечению оперативных резервов генерирующих мощностей в ЕЭС Казахстана, необходимых для ее устойчивого функционирования и надежного электроснабжения потребителей.
На розничном рынке основными проблемами, требующими своего решения, являются:
существование различных организационно-структурных схем электроснабжения в регионах страны — от вертикально интегрированных до выделенных в самостоятельные юридические лица районных электрических сетей (РЭС), разделивших существовавшие ранее РЭК на самостоятельные юридические лица в виде областных и городских электрических сетей;
незавершенность приватизации РЭК;
отсутствие конкуренции в сфере поставки электроэнергии розничным потребителям;
несовершенство тарифной методологии на передачу электроэнергии по сетям регионального уровня в части отсутствия стимулов у РЭК к снижению нормативных и сверхнормативных (коммерческих) потерь;
отсутствие у РЭК раздельного учета затрат при осуществлении функций по передаче электроэнергии и электроснабжению розничных потребителей;
низкий уровень привлечения инвестиций в реконструкцию и обновление электрохозяйства.
Имеются проблемы во взаимоотношениях с энергосистемами стран СНГ. С середины 2000 года ЕЭС Казахстана действует в режиме параллельной работы с энергосистемами стран СНГ, что позволило создать технологическую основу для межгосударственной торговли электроэнергией и обеспечить установленные стандарты надежности и качества для потребителей. Условия параллельной работы ЕЭС Казахстана регламентируются соответствующими договорами о параллельной работе между энергосистемами Казахстана, России и стран Центральной Азии (от Казахстана — ОАО "KEGOC").
При этом к настоящему моменту не полностью отработаны механизмы меж- и внутригосударственного регулирования экспорта, импорта, транзита электроэнергии, сопутствующих услуг, отражающие интересы субъектов рынка электроэнергии и услуг Казахстана.
В целом во взаимоотношениях с энергосистемами стран СНГ имеют место следующие вопросы, требующие решения:
невзимание платы за транзит электрической энергии нерезидента Республики Казахстан через Национальную электрическую сеть;
отсутствие прозрачного механизма участия энергопредприятий — нерезидентов Республики Казахстан в рынке регулирующих мощностей Казахстана;
невозможность осуществления транзита казахстанской электрической энергии в Западный регион страны;
административные методы решения вопроса импорта электрической энергии, связанного с вегетационным периодом в Южном регионе Казахстана, и преобладание бартерной схемы взаиморасчетов в вегетационный период.
Требует решения задача взаимоувязки транзита центрально-азиатской электроэнергии через Казахстан и полной загрузки казахстанских энергоисточников.
С целью формирования открытого и конкурентного межгосударственного электроэнергетического рынка (далее — МЭР) будут решаться вопросы, связанные с планированием, организацией и контролем взаимного транзита электрической энергии и регулирования межгосударственных перетоков электроэнергии (включая услуги по регулированию мощности и поставки резервов мощности). При этом Республика Казахстан будет исходить из следующих основных принципов:
равноправия стран, взаимной выгоды и невмешательства сторон в вопросы внутреннего управления энергосистемами других государств;
самостоятельного определения принципов организации и функционирования внутренних рынков электрической энергии;
ответственности Системных операторов за обеспечение в пределах своей энергосистемы баланса контрактных поставок и потребления электрической энергии, включая импорт и экспорт.
По мере выравнивания уровней реструктуризации электроэнергетики в государствах, энергосистемы которых работают параллельно с энергосистемой Казахстана, будет расширена практика заключения договоров на регулирование мощности между хозяйствующими субъектами стран.
Общей проблемой, тормозящей проведение рыночных реформ в электроэнергетике, является отсутствие необходимых систем коммерческого учета у субъектов рынка, что не позволяет проводить почасовую торговлю электроэнергией на внутреннем рынке, а также соблюдать установленные почасовые величины межгосударственных перетоков.
Указанные выше проблемы не способствуют финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности отрасли, дальнейшему развитию и углублению рыночных отношений
При этом изношенность основных фондов РЭК и электростанций достигла критического предела, что уже в ближайшие годы может привести к самым серьезным негативным последствиям. Для предотвращения невосполнимого износа и выбытия основного оборудования электростанций, электрических сетей необходимо создать реальный механизм их восстановления.
Для решения вышеперечисленных проблем постановлением Правительства Республики Казахстан от 18 февраля 2004 года принята Концепция дальнейшего развития рыночных отношений в электроэнергетике Республики Казахстан. В ней определены основные цели и принципы организации оптового и розничного рынков электроэнергии, структура рынка электроэнергии, модели развития рыночных механизмов.
Основные цели дальнейшего развития рыночных отношений в электроэнергетике — это повышение эффективности функционирования электроэнергетической отрасли, создание условий для привлечения инвестиций, развитие конкуренции на оптовом и розничном рынках, участие в формировании межгосударственного открытого и конкурентного электроэнергетического рынка стран СНГ.
Модель развития оптового рынка электроэнергии имеет следующую структуру:
рынок децентрализованной купли-продажи электроэнергии;
рынок централизованной торговли электрической энергией;
балансирующий рынок в режиме "реального времени";
рынок системных и вспомогательных услуг.
Децентрализованный рынок — это рынок купли-продажи электроэнергии, основанный на двусторонних договорах "производитель-потребитель" и являющийся основным сегментом оптового рынка.
Рынок централизованной торговли электрической энергией, функционирующий в настоящее время в режиме торгов "за день вперед", будет расширен торгами на поставку электроэнергии на средне- (неделя, месяц) и долгосрочную (квартал и год) перспективу (торги форвардами), поставку электроэнергии в течение операционных суток.
Спот-рынок участникам рынка дает возможности оптимизировать свои портфели контрактов по двусторонним контрактам путем оперативного заключения краткосрочных сделок, повышает степень прозрачности формирования рыночной цены электроэнергии. Цена на электроэнергию на спот-рынке будет служит объективным индикатором цен на оптовом рынке. Оператором централизованных торгов назначено ЗАО "КОРЭМ". Функционирование рынка централизованной торговли регламентировано нормативно-правовыми документами. В ЗАО "КОРЭМ" создана торговая система, включающая комплекс технических и программных средств для проведения централизованных торгов в режиме "за день вперед", по долгосрочным контрактам с использованием Интернета, электронной почты.
Балансирующий рынок будет создан в режиме "реального времени" в целях физического урегулирования дисбалансов, возникающих между фактическими и договорными почасовыми величинами производства и потребления электроэнергии субъектами рынка. Управление балансирующим рынком будет осуществляться Системным оператором.
Рынок системных и вспомогательных услуг включает услуги, оказываемые Системным оператором по обеспечению готовности оперативных резервов мощности, по регулированию уровней напряжения, услуги по технической диспетчеризации, по передаче электроэнергии, по регулированию мощности.
Для либерализации розничного рынка электроэнергии на предварительном этапе планируется разделение затрат и финансовой отчетности региональных электросетевых компаний (РЭК) по видам осуществляемой деятельности: передача электроэнергии, деятельность по снабжению и другие виды деятельности.
Снабженченские и прочие функции РЭК будут переданы энергоснабжающим организациям (ЭСО), создаваемым РЭК на правах дочерних юридически самостоятельных предприятий, или собственникам РЭК.
Для дальнейшего развития и совершенствования оптового рынка электрической энергии будет развиваться техническая и информационная база — оснащение участников рынка автоматизированными системами коммерческого учета электрической энергии (АСКУЭ), обеспечивающими почасовой учет объемов поставки и потребления электроэнергии и их длительное хранение, для последующего использования во взаиморасчетах между субъектами рынка; внедрение автоматизированного комплекса планирования режимов поставки, передачи и потребления электрической энергии в энергосистеме, техническое и программное обеспечение рынка централизованной торговли электроэнергией.
В процессе реализации положений настоящей Концепции потребуются развитие и совершенствование нормативной и нормативно-правовой базы в области организации и функционирования рынка электрической энергии и ЕЭС РК, что в первую очередь связано с формированием и функционированием новых сегментов рынка, рыночных механизмов балансирования энергосистемы, управления перегрузками совершенствованием структуры рынка и рыночных отношений.
В частности, будут внесены соответствующие изменения и дополнения в ряд нормативно-правовых документов, таких как Закон Республики Казахстан "Об электроэнергетике", Закон Республики Казахстан "О государственных закупках", Закон Республики Казахстан "О естественных монополиях" и т.д.

в начало