Итак, в прошлый раз мы, в общем и целом, разобрали подходы к организации конкурентного рынка мощности в Казахстане, как неотъемлемой части централизованного рынка электроэнергии и мощности, который позволит электроэнергетике страны встать, наконец, на трек устойчивого развития, причем не только в части ESG повестки, но и в экономическом аспекте. Без чего, ни много ни мало, успешное развитие Казахстана в целом – тоже под большим вопросом. И это не высокие слова – это реальность, которую многие в стране, к сожалению, не осознают, оставаясь в иллюзиях того, что энергетика может и далее оставаться нерыночной, тотально опутанной тарифами, с постоянно меняющимися правилами и субъективизмом в решениях. Как мы и обещали, сегодня поговорим об очень важных вопросах, которые непременно нужно решить при создании устойчивой модели конкурентного рынка.
Казахстан, как и Россия, хотя и расположен южнее, все же северная по климату страна. И поэтому для комфортной жизни здесь большую роль играет надежное теплоснабжение. В СССР, откуда родом все мы, теплоснабжение в городах и поселках организовывалось путем массового строительства ТЭЦ, одновременно производивших и электроэнергию, и тепло. ТЭЦ, как источники централизованного теплоснабжения, в 2024 году отметят вековую годовщину – первая из них была спроектирована и применена в Петрограде, при том, что первые тепловые электростанции начали вырабатывать электроэнергию за 45 лет до этого в Нью-Йорке и Петербурге. Поэтому спор о том, какой продукт в производстве ТЭЦ первичен – тепло или электричество был предрешен с самого начала появления процесса преобразования энергии нагрева в пар, вращающий турбину и электрогенератор, а использование части этого пара еще и для теплоснабжения было придумано потом. Но это не отменяет того факта, что и электроэнергия, и тепло от ТЭЦ изначально предназначались для использования на локальных рынках, объединение их в энергосистемы произошло много позже, в 40–60 х прошлого века в рамках создания ЕЭС СССР. При этом ТЭЦ оставались в основном местными розничными источниками электроэнергии для близлежащих потребителей, в то время как роль ключевой системной генерации отводилась крупным ГРЭС и ГЭС, а затем и АЭС.
Реформа электроэнергетики России, приведшая в итоге к созданию конкурентного оптового рынка, хоть и с определенными и даже местами серьезными оговорками и ошибками, особенно в инвестиционной части, по большому счету застала ТЭЦ врасплох. Для этих электростанций характерны существенно более высокие операционные затраты по сравнению с ГРЭС (как и удельные капексы) в силу очевидных причин. При этом ТЭЦ гораздо менее маневренны в теплофикационных режимах при оптимальных топливных затратах и соотношениях выработки тепловой и электрической энергии. Несмотря на то, что общий кпд ТЭЦ существенно выше, чем ГРЭС, (коэффициент использования топлива их достигает 80% в отличие от 30% для ГРЭС), их экономика на оптовом рынке, в условиях зарегулированных по социально-политическим ограничениям тепловых тарифов, является проблематичной, что показывает многолетний постреформенный опыт России. Они с трудом проходят аукционы по отборам “старой” мощности, а на рынке электроэнергии часто оказываются либо убыточными, либо замыкающими ресурсами с отсутствием рентабельности. В первые годы после проведения реформы в России остро стоял и вопрос перекрестного субсидирования тарифов на тепло со стороны доходов за электроэнергию, наблюдался процесс перевода ТЭЦ в так называемые вынужденные режимы на рынке мощности (оплата мощности вне конкурентного отбора). В середине 2010 х годов для ТЭЦ были предложены решения по методу альтернативной котельной – предельный тариф для действующей ТЭЦ на тепло устанавливается на основе расчетных затрат по замещению тепловой выработки ТЭЦ виртуальной котельной. Предлагаются и другие формы оптимизации ТЭЦ на оптовом рынке электроэнергии.
Тем не менее в России проблема неэффективности крупных ТЭЦ на оптовом рынке и, как следствие, их вытеснения котельными на рынке тепла, остается по-прежнему нерешенной. Первые конкурсы по квотам на модернизацию тепловой генерации КОММод, стартовавшие несколько лет назад, тут же выявили проблему неконкурентоспособности ТЭЦ по сравнению с ГРЭС и потребовали для ТЭЦ отдельных решений. При этом экономика ТЭЦ до 25 МВт, работающих на розничном рынке в соответствии с российскими правилами, показывает гораздо лучшие результаты, в первую очередь за счет продажи электроэнергии розничным потребителям в часы трансляции мощности с оптового рынка со скидкой. Но есть еще один резерв, который не используется в России в силу имеющейся архитектуры электросетевых тарифов, основанной на котловом методе. Этот метод усредняет электросетевые тарифы на передачу в пределах одного региона и включает в себя составляющую тарифа магистральных сетей, независимо от удаленности от источника генерации, что лишает ТЭЦ преимущества, которое было изначально заложено в их предназначение в СССР – одновременном снабжении электроэнергией и теплом близлежащих потребителей. Иными словами, ТЭЦ в такой конструкции рынка лишаются их фактического статуса распределенной генерации, электроэнергия которой производится и потребляется на уровне распределительных сетей.
Для Казахстана же, где архитектура сетевых тарифов вообще практически не структурирована, и эта важнейшая работа еще впереди, пока есть возможность вернуть всем ТЭЦ, снабжающих теплом массовых потребителей, их изначальное предназначение – работать на розничном рынке электроэнергии по усмотрению операторов. Заключать прямые договоры с розничными потребителями их тепловой энергии, хеджируя, таким образом, риски таких потребителей в части волатильности цен на оптовом рынке, а также заинтересовывать потребителей сниженными тарифами на передачу электроэнергии, которые, как минимум, не будут учитывать составляющую магистральных сетей. Как это реализовать на практике, мы обсудим подробно в материале этой серии, посвященном архитектуре электросетевых тарифов в рыночном сценарии.
При таком подходе ТЭЦ получают стабильную электрическую нагрузку в теплофикационных режимах, что обеспечивает их максимальную эффективность по топливу в сочетании с оптимальными режимами работы оборудования, потребители же получают электроэнергию по сниженным тарифам и устойчивое теплоснабжение. При этом ТЭЦ, особенно газовые, могут продавать избытки электрической мощности (т. н. конденсационные хвосты) на оптовых сегментах энергорынка, в первую очередь на БР по высоким ценам, что создает им дополнительную выручку. Они смогут работать на оптовом рынке вне отопительных сезонов, и предоставлять свою электрическую мощность СО в качестве резервной в аварийных режимах на тех или иных сегментах БР, в зависимости от степени маневренности. Свободный переход между оптовым сегментом и розничным, несмотря на базовое правило – тот, кто получает плату на рынке мощности обязан работать на централизованном рынке электроэнергии, для ТЭЦ в этом сценарии не действует, также их розничные потребители не должны нести нагрузку по оплате тарифов магистральных сетей, а тарифы на передачу в распределительных сетях должны быть так или иначе снижены.
Конечно, это не единственный механизм для улучшения экономики ТЭЦ. Их роль как источников производства тепла в условиях Казахстана трудно переоценить в среднесрочной перспективе. И даже в долгосрочной, с ростом электрификации тепла, как основного метода декарбонизации теплоснабжения, площадки сегодняшних ТЭЦ еще долгое время будут оставаться таковыми – в качестве электрокотельных, в первую очередь, получающих электроэнергию от различных низкоуглеродных источников. Поэтому, рассматривая их перспективы в рыночном сценарии, нельзя обойти вниманием проблематику централизованного теплоснабжения (ЦТ). На долю ЦТ в РК приходится 54 %, при этом на долю ТЭЦ по разным оценкам от 67 до 80 %. Проблемы ЦТ от ТЭЦ в постсоветских странах заключаются в низкой эффективности этих систем в целом, и в частности – в высоких потерях в тепловых сетях (в РК до 55%), а также непосредственно в зданиях и помещениях из-за низкой их энергоэффективности и отсутствия точного регулирования. Побочной проблемой низкой эффективности ЦТ в условиях социальной значимости тепла в холодном климате является вынужденное перекрестное субсидирование тарифов на тепловую энергию за счет продаж электроэнергии, что как раз и является одной из ключевых причин слабой экономической устойчивости ТЭЦ в Казахстане и хронического недофинансирования программ их реновации и модернизации.
Улучшение экономики ТЭЦ на рынках электроэнергии за счет предоставления возможности работы на рознице в теплофикационных режимах и со стабильной электрической нагрузкой должно быть дополнено поиском вариантов более эффективной работы ТЭЦ на рынках тепла с учетом объективных реалий зарегулированных тепловых тарифов в виду их социальной значимости и невозможности их существенного роста в обозримой перспективе. Основная проблема в тепле в условиях Казахстана, оказывающая влияние на экономику теплоснабжения в целом, как показывает наш анализ, связана с крайне высокими потерями в сетях из-за их изношенности, а также организации учета на границах балансовой ответственности с сетями и энергоприемниками потребителей. В условиях деятельности ТЭЦ одновременно на рынках тепла и электроэнергии, совмещения функционала генерации, передачи и распределения в тепле, в экономике ТЭЦ неизбежно наблюдаются процессы внутреннего перекрестного субсидирования, независимо от того, какие затраты и как относятся на тот или иной сегмент производства, о чем так любят спорить специалисты, сталкивающиеся с парадоксом ТЭЦ в рыночной энергетике – при общей гораздо более высокой эффективности по топливу, более низкими удельными выбросами на кВтч суммарной энергии, ТЭЦ, тем не менее, оказываются гораздо менее устойчивы на рынке по сравнению с ГРЭС.
С целью более точного отнесения затрат в теплоснабжении и выявлении источников неэффективности, а также с целью создания локальных рынков теплоснабжения с элементами конкуренции, можно предложить обязательное выделение тепловых сетей в отдельные структуры – теплосетевые предприятия. Эти предприятия должны отвечать за эксплуатацию сетей, их развитие, взаимодействие как источниками тепла, так и его потребителями, выполняя функцию единого закупщика тепловой энергии на локальных рынках в пределах городов и иных населенных пунктов, в зоне теплоснабжения ТЭЦ и котельных. В Казахстане такие предприятия существуют, но многие из них входят в энергохолдинги и по существу являются структурными подразделениями ТЭЦ, выполняющими функции транспорта тепловой энергии, а значит перекрестно субсидируются внутри холдингов. Муниципальные же теплосетевые предприятия часто недофинансированы и имеют проблемы с кадрами.
Имеются разные варианты в плане прав собственности на такие предприятия, один из них, наиболее социально-рыночный на данном этапе с точки зрения общественного блага – передача тепловых сетей всех источников в собственность отдельной муниципальной (государственной) компании, с тем, чтобы в дальнейшем это предприятие создавало условия для наиболее оптимальной закупки тепла у ТЭЦ и других теплоисточников, развивая их рыночными способами с целью закольцевания теплоснабжения территорий (например, если обоснованный тариф от ТЭЦ ниже, чем тариф условной недалеко расположенной котельной с низкой трубой и более высокими удельными выбросами, то, возможно, имеется целесообразность построить перемычку между сетями от ТЭЦ и котельной, перевести котельную в пиковый режим работы, а источником инвестиций может быть сохранение повышенного тарифа котельной для ее бывших потребителей). Учитывая социальную значимость теплоснабжения, государственные и квазигосударственные субсидии, которые сегодня выделяются всем источникам в связи с их кризисным состоянием и результативность которых трудно отследить, могут быть перенаправлены именно в такие муниципальные теплосетевые предприятия с целью их опережающей реновации и развития. Такой подход, снимающий с ТЭЦ обременения, связанные с потерями в тепловых сетях, в комплексе с преференциями для них на рынке электроэнергии, позволит существенно улучшить их экономику и перенести фокус их усилий на поддержание в готовности основное оборудование станций, аварии на котором имеют наиболее тяжелые последствия. В то же время теплосетевые предприятия получат четкие критерии субсидирования своей деятельности от властей, что позволит им предметно заниматься реновацией сетей и насосных станций с поддержкой гос-ва. Возможны варианты различного сотрудничества с частными компаниями, концессионные соглашения, ГЧП, долгосрочные кредиты и гранты от международных организаций, специализирующихся на коммунальном хозяйстве и энергосбережении. Будет снят и барьер инвестиций в угольные активы. В дальнейшем, когда экономика теплоснабжения и техническое состояние в стране значимо улучшится, можно рассмотреть вопрос о приватизации таких теплосетевых предприятий, оставляя контроль за их работой через существенные пакеты акций во владении и распоряжении акиматов.
Так, в общем и целом, мы видим варианты решения, пожалуй, самой острой из сегодняшних проблем Казахстанской энергетики. О том, как сделать так, чтобы развитие ВИЭ в стране встало на действительно рыночные рельсы и не воспринималось в энергосообществе как некое обременение – в нашем следующем материале этой серии.
Comments