Электроэнергетика РК 2026. Рыночные реформы или инерционное развитие?

 

1.       Резюме

Электроэнергетика Казахстана находится на развилке. Введение модели Единого закупщика в 2023 году повысило прозрачность оптового рынка, позволило увидеть почасовую структуру цен и выявило скрытые противоречия, ранее сглаженные системой двусторонних договоров. Однако эта модель не устранила фундаментальные проблемы отрасли: дефицит генерации и маневренных ресурсов, высокий износ инфраструктуры, слабые инвестиционные стимулы, перекрестное субсидирование, неэффективную архитектуру сетевых тарифов и недостаточную роль спроса в балансировании системы.

Главный вывод этой работы заключается в том, что инерционное развитие в рамках модели ЕЗ может использоваться только как временный переходный механизм и эта его роль в основном уже исчерпана. Стратегическим, и поэтому политическим решением должен стать переход к реальной конкурентной рыночной модели, основанной на централизованном рынке на сутки вперед с маржинальной ценой, внутридневном и балансирующем рынках, реформированном рынке мощности, корректной сетевой тарифной архитектуре и независимых институтах управления.

Настоящий доклад исходит из того, что электроэнергетика должна рассматриваться не только как инфраструктурная отрасль, но и как механизм экономического развития. От качества рыночного дизайна зависит способность страны привлекать частные инвестиции, снижать системные издержки, интегрировать ВИЭ, развивать гибкость и сохранять приемлемую стоимость энергии для промышленности, бизнеса и населения.

Предлагаемый подход не означает одномоментной либерализации цен или отказа государства от ответственности за надежность и социальную доступность энергоснабжения. Напротив, он предполагает переход от ручного управления тарифами к системе правил, в которой государство задает рамки, защищает уязвимых потребителей и контролирует конкуренцию, а инвестиционные и операционные решения принимаются на основе рыночных сигналов.

2. Контекст и текущее состояние энергорынка Казахстана

Запуск Единого закупщика и балансирующего рынка стал важным этапом институционального развития отрасли. Рынок получил более прозрачную картину затрат, появились почасовые ценовые ориентиры, а участники начали адаптироваться к централизованным заявкам и расчетам. Одновременно новая модель показала, что значительная часть прежних проблем не исчезла, а стала более заметной: энергосбытовые организации (которые, в 2024 году парадоксальным образом были ликвидированы как отдельный институт в ходе текущего «реформирования» и присоединены к региональным распределительным сетям) потеряли возможность маневра через двусторонние договоры, сетевые платежи стали предметом конфликтов, а единая усредненная цена по стране ослабила пространственные и временные ценовые сигналы.

Ключевая структурная проблема состоит в том, что действующая модель по-прежнему опирается на административное ценообразование, предельные тарифы и усреднение затрат. Это снижает стимулы генераторов к эффективности, не побуждает потребителей управлять спросом и не создает экономической основы для масштабного развития распределенных ресурсов, накопителей, Demand Response и Smart Grid.

Особое значение имеет разрыв между установленной мощностью, доступной мощностью и фактической способностью системы покрывать пиковый спрос. Даже при формально достаточной установленной мощности часть активов не может быть полноценно использована из-за износа, ремонтов, ограничений по топливу, сетевых узких мест и недостаточной маневренности. Поэтому обсуждение реформы должно смещаться от простой задачи “добавить мегаватты” к вопросу о том, какие ресурсы, где, в каком режиме и за счет каких стимулов должны появиться в системе. 

Введение Единого закупщика также показало, что прежняя модель двусторонних договоров скрывала не только ценовые различия, но и институциональные конфликты: между генерацией и сбытом, между гарантирующими поставщиками и независимыми ЭСО и приведшие к ликвидации вторых, а затем и в целом отдельного института сбыта, между потребителями с собственной генерацией и остальными участниками рынка. Эти конфликты не являются случайными — они отражают отсутствие общей архитектуры рынка, где роли, риски и платежи распределены прозрачно.

3. Оценка инерционного сценария

Инерционный сценарий предполагает сохранение модели Единого закупщика с точечными улучшениями: административным регулированием тарифов, корректировками рынка мощности, отдельными мерами поддержки инвестиций и постепенным внедрением элементов стимулирования маневренных ресурсов на фоне их дефицита и роста стоимости балансирующего импорта. Такой подход может снизить остроту отдельных проблем, но не меняет логику отрасли: конкуренция остается ограниченной, инвестиционные полностью решения зависят от регулятора, а ценовые сигналы не отражают реальную стоимость электроэнергии во времени и пространстве.

Главный недостаток инерционного сценария — его паллиативный характер. Он поддерживает текущую работоспособность системы, сглаживает текущие проблемы в первую очередь за счет административных решений,  но не создает механизма долгосрочного обновления, и в итоге ведет отрасль в тупик. В условиях дефицита и износа отрасли такая модель будет требовать постоянного повышения тарифов, перекрестного субсидирования для сохранения приемлемых тарифов для населения, индивидуальных решений и административной координации, при этом не гарантируя оптимального состава генерации, снижения затрат или технологического обновления.

Инерционный сценарий особенно уязвим в инвестиционной части. Он предполагает, что дефицит и износ можно преодолеть через повышение регулируемых тарифов, индивидуальные инвестиционные соглашения и отдельные программы поддержки. Однако такие инструменты плохо сопоставляют между собой альтернативные ресурсы: новую генерацию, модернизацию, сетевые решения, накопители, управление спросом и распределенную энергетику. В результате есть риск строить не самые эффективные объекты, а те, которые получили административную поддержку. Итогом становится неминуемый опережающий инфляцию рост цен на электроэнергию, и в первую очередь за счет стоимости мощности, цены на которую в ближайшие годы вырастут на порядок, если будут реализовываться принятые программы обновления генерации.  

Еще один недостаток инерционного сценария — слабая адаптивность. Энергетика до 2035 года будет развиваться в условиях неопределенности: изменения стоимости технологий, топлива и капитала, рост роли ВИЭ, возможное появление новых накопителей, изменение спроса со стороны промышленности и цифровой инфраструктуры. Административная модель плохо реагирует на такие изменения, поскольку фиксирует решения заранее и перекладывает стоимость ошибок на экономику страны, а значит на потребителей.

4. Целевая рыночная модель

Целевая модель должна строиться как конкурентный централизованный рынок электроэнергии, являющийся в настоящее время доминирующей моделью развитых энергорынков в мире и естественной следующей фазой развития текущей модели ЕЗ. Его ядром является рынок на сутки вперед с единой маржинальной ценой, где цена формируется по наиболее дорогому ресурсу, необходимому для покрытия спроса в конкретный расчетный период. Такая модель выявляет действительную эффективность генераторов и дает экономические стимулы снижать переменные затраты, модернизировать оборудование и выбирать оптимальные режимы работы.

Рынок на сутки вперед должен быть дополнен внутридневным рынком и балансирующим рынком. Внутридневной рынок позволит участникам корректировать позиции ближе к фактической поставке, а балансирующий рынок — оплачивать реальные отклонения и стимулировать маневренные ресурсы. Вместе эти сегменты формируют полную экономическую картину: цена энергии, цена гибкости и цена надежности становятся видимыми для участников рынка.

Важнейшим элементом целевой модели является отказ от текущей схемы оплаты генерации в режиме pay-as-bid, как основной логики ценообразования. На первый взгляд оплата по установленным индивидуальным тарифам каждому ресурсу может казаться более дешевой для потребителей, однако в реальности она стимулирует участников угадывать предельную цену и завышать собственные заявки на тарифы, что мы и наблюдаем на операционном рынке. Помимо всего прочего, это долгий  и в значительной мере административный процесс, вносящий неизбежные диспропорции в экономику генерации и требующий ручного управления со стороны регуляторов со всеми вытекающими из этого рисками. Маржинальное ценообразование, напротив, создает прозрачный merit order и позволяет эффективным ресурсам получать инфрамаржинальный доход, который становится источником инвестиций и стимулом к снижению затрат.

На первом этапе для Казахстана целесообразна зональная модель ценообразования, поскольку она проще в запуске и лучше соответствует текущему уровню учета, ИТ-инфраструктуры и зрелости участников рынка. При этом целевая архитектура должна предусматривать возможность последующего перехода к более точным пространственным сигналам — вплоть до узлового ценообразования там, где это будет экономически оправдано.

5. Реформа рынка мощности и инвестиционного механизма

Рынок мощности должен стать не механизмом индивидуальных доплат существующим ресурсам и полного возмещения затрат для инвестиционных проектов с перекладыванием всех рисков на потребителей, а конкурентным инструментом обеспечения долгосрочной надежности. Его задача — отбирать эффективные ресурсы, необходимые системе на горизонте нескольких лет, с учетом их вклада в надежность, эффективности на рынке электроэнергии и обеспечения конкуренции между собой альтернативных решений: новой генерации, модернизации, сетевых проектов, накопителей, Demand Response и распределенных ресурсов.

Ключевой принцип реформы — технологически нейтральная конкуренция новых, модернизируемых и действующих ресурсов. Проблема высокой стоимости капитала должна выноситься за пределы конкурентной цены мощности и решаться через прозрачную надбавку, бюджетную поддержку или иные специальные механизмы. Это позволит сохранить конкуренцию между ресурсами и одновременно учитывать макроэкономические ограничения Казахстана.

Реформированный рынок мощности должен быть связан с краткосрочными рынками. Участник, претендующий на оплату мощности, должен учитывать свои ожидаемые доходы на рынке на сутки вперед, внутридневном и балансирующем рынках. Это позволит сравнивать ресурсы не только по капитальным затратам, но и по их системной полезности: способности снижать пиковые цены, обеспечивать резерв, быстро менять нагрузку, поддерживать интеграцию ВИЭ и уменьшать потребность в дорогом импорте.

Практически это может быть реализовано через единые долгосрочные отборы за несколько лет до поставки, корректировочные отборы ближе к году поставки и систему опционов надежности. Новые, модернизируемые и действующие ресурсы должны конкурировать в одной рамке, а регулятор должен контролировать только параметры надежности, допустимые объемы, требования к ресурсам и механизм компенсации макроэкономической стоимости капитала.

6. Интеграция ВИЭ, маневренных ресурсов и DERs

Развитие ВИЭ невозможно без развития гибкости энергосистемы. При высокой доле солнечной и ветровой генерации растет потребность в быстрых маневренных мощностях, накопителях, газовой генерации, модернизированных угольных блоках, Demand Response и агрегаторах распределенных ресурсов. В рыночной модели гибкость становится источником дохода, а не административным обременением.

ВИЭ должны постепенно переходить от модели принудительного выкупа к участию в рынке через хеджирующие договоры, CfD, PPA и иные инструменты, совместимые с рыночным ценообразованием. В такой конфигурации инвесторы в ВИЭ будут заинтересованы не только в строительстве генерации, но и в создании портфелей гибкости — накопителей, балансирующих мощностей и прогнозных цифровых сервисов.

Для ВИЭ принципиально важно уйти от восприятия стохастичности выработки как проблемы, которая должна решаться административным резервированием. В конкурентной модели нестабильность ВИЭ становится экономическим сигналом: если участник лучше прогнозирует выработку, инвестирует в накопитель, заключает портфельный договор или управляет спросом, он снижает свои небалансы и получает рыночное преимущество.

DERs — включая малые ГЭС, крышные солнечные установки, локальные накопители, управляемые нагрузки и виртуальные электростанции — должны рассматриваться как полноценные ресурсы энергосистемы. Для этого нужны правила агрегации, доступ агрегаторов к рынкам, корректная ответственность за небалансы и розничные тарифы, которые позволяют потребителю видеть экономическую ценность собственного поведения.

7. Роль ТЭЦ и реформа теплоснабжения

ТЭЦ занимают особое место в энергосистеме Казахстана, поскольку обеспечивают не только электроэнергию, но и централизованное теплоснабжение. Их экономика часто оказывается уязвимой из-за сочетания регулируемых тепловых тарифов, высоких затрат, низкой маневренности в теплофикационных режимах и перекрестного субсидирования между теплом и электроэнергией. Поэтому реформа ТЭЦ должна рассматриваться не отдельно, а в связке с реформой теплоснабжения и розничного рынка.

Рыночная модель должна вернуть ТЭЦ статус распределенной генерации там, где их электроэнергия потребляется рядом с источником тепла. Для этого необходимо дать возможность работы на розничном рынке, снизить необоснованную электросетевую нагрузку для локальных потребителей и выделить теплосетевые активы в отдельные структуры, отвечающие за потери, модернизацию и закупку тепла.

Реформа теплоснабжения должна решать три задачи одновременно: повысить надежность тепловых сетей, улучшить экономику ТЭЦ и снизить скрытое перекрестное субсидирование. Для этого теплосетевые активы целесообразно выделять в самостоятельные предприятия, отвечающие за закупку тепла, эксплуатацию сетей, снижение потерь и долгосрочную модернизацию. Такая модель делает видимыми реальные источники неэффективности и позволяет направлять субсидии не на покрытие общих убытков, а на конкретные программы снижения потерь и повышения качества.

Для ТЭЦ важно сохранить возможность участия в оптовом рынке там, где они предоставляют системе мощность и гибкость, но одновременно вернуть им ценность локального источника электроэнергии и тепла. Потребители, расположенные в зоне эффективного теплоснабжения ТЭЦ, не должны автоматически нести полную электросетевую нагрузку, если фактически электроэнергия производится и потребляется локально.

8. Розничный рынок и энергосбыт

На розничном рынке главными проблемами остаются слабая конкуренция, аффилированность участников, перекрестное субсидирование, непрозрачность сетевых платежей и отсутствие точных сигналов для потребителей. В текущей модели ЕЗ конкуренция на розничном рынке полностью уничтожена. Однако и до решения о ликвидации энергосбытовых компаний она сводилась лишь к минимизации сбытовой надбавки (в том числе за счет неравной конкуренции независимых сбытов и гарантирующих поставщиков, где первые не несли обязательств по снабжению населения по сниженным тарифам, что в итоге и стало поводом для ликвидации отдельного сбытового сегмента), глубина рынка по которой очень незначительна поскольку закупочная цена становится единой и усредненной по всей стране, что подрывает любые стимулы развития распределённой энергетики и управления спросом на стороне потребителей, за исключением оппортунистических проектов ВИЭ для так называемых нетто-потребителей, получающих выгоды за счет убытков сетей и остальных потребителей.

В целевой модели энергосбыт должен развиваться как сервисный бизнес. ЭСО могут предлагать хеджирование, управление спросом, энергосервис, агрегирование DERs, маркетплейсы, долгосрочные продукты для потребителей и цифровые инструменты оптимизации потребления. Это особенно важно при росте волатильности оптовых цен и появлении у потребителей собственных ресурсов.

Ключевым условием развития розницы является постепенное снижение перекрестного субсидирования. Полное одномоментное выравнивание тарифов может быть социально неприемлемым, поэтому переход должен сопровождаться адресной поддержкой уязвимых домохозяйств и прозрачным отражением социальных платежей вне оптовой цены электроэнергии. Это позволит не разрушать ценовые сигналы для бизнеса и одновременно сохранить социальную устойчивость.

Энергосбытовые компании в новой модели должны конкурировать не столько ценой сбытовой надбавки, сколько качеством управления энергопортфелем потребителя. Их роль может включать закупку и хеджирование электроэнергии, установку приборов учета, управление нагрузкой, объединение потребителей в агрегированные ресурсы, развитие коммунальных ВИЭ-парков и предложение долгосрочных продуктов для промышленных и коммерческих клиентов.

9. Архитектура сетевых тарифов

Сетевые тарифы являются физической и экономической основой рынка. Если тарифы не отражают реальные затраты сети, они искажают экономику генерации, создают диспропорции в платежах потребителей и снижают прозрачность рынка для инвесторов. Поэтому тарифная архитектура должна строиться на принципах cost allocation, cost reflection и causation: затраты должны относиться на тех участников, действия которых эти затраты вызывают.

Для магистральных и распределительных сетей целесообразен переход от преимущественно объемных тарифов к многоставочной модели: ставка на потери, ставка за пиковую мощность и ставка за наличие присоединения. Такая структура позволит справедливее распределять затраты, снизить скрытое перекрестное субсидирование, создать стимулы к управлению нагрузкой и корректно учитывать потребителей с собственной генерацией.

Для KEGOC, то есть магистральных сетей, необходимо разделить плату за фактическую передачу, потери и резервы, и управление энергосистемой. Для распределительных сетей критично ввести дифференциацию по уровням напряжения и рассмотреть территориально-зональный подход к тарифам, который лучше отражает различия между городскими, промышленными, удаленными и сельскими зонами.

Тарифная реформа должна быть синхронизирована с развитием распределенных ресурсов DERs. Потребители с собственной генерацией не должны бесплатно пользоваться резервом сети, но и не должны платить так, как если бы вся потребляемая ими электроэнергия физически проходила через магистральные сети. Справедливым решением является отдельная плата за наличие присоединения и резервирование, дополненная ставками за фактические потери и пиковую нагрузку.

10. Планирование и управление в конкурентной электроэнергетике

В конкурентной электроэнергетике планирование не исчезает, но меняет характер. Государство задает цели, ограничения и долгосрочные ориентиры, а рынок определяет наиболее эффективные способы их достижения. Базовым принципом должно стать обеспечение надежности при наименьших затратах, а не поддержание энергоснабжения любой ценой.

Для этого необходимы независимый системный оператор, реформированный Совет рынка, сильные тарифные и антимонопольные регуляторы, прозрачные документы долгосрочного планирования и четкое разделение хозяйственных, регуляторных и политических функций. Минэнерго должно сосредоточиться на нормативном регулировании и стратегическом надзоре, а расчетные и рыночные инфраструктуры должны быть институционально нейтральными.

Планирование должно опираться на иерархию документов: долгосрочную энергетическую стратегию, генеральную схему размещения объектов, среднесрочные схемы и программы развития, а также регулярные оценки адекватности ресурсов. При этом документы планирования должны не подменять рынок, а задавать прозрачные ограничения и критерии: надежность, экологические цели, допустимые риски, сетевые ограничения и потребность в гибкости.

Институциональная независимость системного оператора является критической. Он должен быть нейтральным координатором физической надежности, расчетов и рыночных процедур, а не участником коммерческих интересов. Аналогично тарифный и антимонопольный регуляторы должны иметь достаточную автономию, чтобы защищать правила рынка от краткосрочного политического давления и лоббизма отдельных групп.

11. Сравнение инерционного и рыночного сценариев

Инерционный сценарий обеспечивает относительную управляемость и снижает политические риски резких изменений, но сохраняет зависимость отрасли от тарифных решений, субсидий и административных механизмов. Он не решает проблему эффективности, не создает полноценной конкуренции и ограничивает развитие гибкости, Demand Response, DERs и Smart Grid, поскольку объективные стимулы для их развития в этом сценарии в основном отсутствуют.

Рыночный сценарий сложнее в реализации, но создает механизм саморазвития отрасли. Он формирует объективные ценовые сигналы, стимулирует эффективные инвестиции, ускоряет интеграцию ВИЭ, выявляет неэффективные активы и дает потребителям экономические основания управлять спросом. Рыночный сценарий является не просто альтернативой, а стратегическим условием устойчивого развития электроэнергетики Казахстана.

Критерий	Инерционный сценарий	Рыночный сценарий
Инвестиции	Зависят от административно устанавливаемых тарифов, индивидуальных соглашений и бюджетной поддержки.	Формируются через конкуренцию ресурсов, рынок мощности и объективные ценовые сигналы.
Конкуренция	Ограничена тарифными группами, приоритетным выкупом и усреднением цен.	Распространяется на РСВ, ВДР, балансирующий рынок и рынок мощности.
ВИЭ и гибкость	ВИЭ требуют административного резервирования и создают нагрузку на систему.	ВИЭ, накопители, Demand Response и агрегаторы конкурируют как элементы портфеля гибкости.
Потребители	Получают усредненные цены и отсутствие стимулов  к активному управлению спросом.	Получают ценовые сигналы, стимулы к энергоэффективности и развитию собственных ресурсов, развитию DR.
Устойчивость	Зависит от качества административных решений.	Повышается за счет конкуренции, диверсификации ресурсов и адаптивности рынка.

12. Риски рыночного сценария и меры их снижения

Главные риски перехода связаны не с самой рыночной моделью, а с качеством ее внедрения. К ним относятся политическое вмешательство, недостаточная конкуренция, рост тарифной нагрузки, слабость институтов, сопротивление действующих участников, нехватка кадров и риск неполной реформы, когда рыночные элементы вводятся в одном сегменте, а в других сохраняются старые правила.

Снижение этих рисков требует поэтапности, прозрачности и институциональной дисциплины. Необходимо заранее определить целевую модель, не принимать переходные решения, противоречащие ей, обеспечить адресную поддержку уязвимых потребителей, создать систему мониторинга конкуренции, провести обучение участников рынка и обеспечить публичное объяснение реформы для бизнеса, регионов и населения.

Риск	Последствие	Мера снижения
Политическое вмешательство	Искажение ценовых сигналов и снижение доверия инвесторов.	Законодательное закрепление правил рынка и независимости ключевых институтов.
Рост тарифной нагрузки	Социальное сопротивление реформе.	Поэтапность перехода, адресная поддержка населения и прозрачное раскрытие структуры платежей.
Недостаточная конкуренция	Риск рыночной власти крупных участников.	Антимонопольный мониторинг, разделение аффилированных активов и правила недискриминационного доступа.
Слабая готовность участников	Ошибки в заявках, расчетах и балансировании.	Тестовые торги, обучение, переходные коэффициенты и временные регламенты.
Неполная реформа	Рыночные элементы не работают из-за сохранения старых правил в смежных сегментах.	Единая дорожная карта реформы для опта, мощности, сетей, розницы и теплоснабжения.

13. Дорожная карта перехода к рыночной модели

Переход должен начинаться с политического решения и создания штаба реформы с участием государственных органов, системного оператора, регуляторов, участников рынка, потребителей и независимых экспертов. На первом этапе необходимо разработать целевой дизайн рынка, определить последовательность изменений и подготовить нормативную базу.

Далее следует переходный период: постепенная замена модели ЕЗ конкурентными сегментами, запуск маржинального рынка на сутки вперед, развитие внутридневного и балансирующего рынков, реформирование рынка мощности, пересмотр сетевых тарифов, развитие розничного рынка и интеграция DERs. Параллельно необходимо проводить обучение кадров, тестирование рыночных процедур, настройку ИТ-систем и постоянный мониторинг результатов.

Этап	Горизонт	Ключевые действия
1. Политическое решение	0–6 месяцев	Создание штаба реформы, утверждение принципов целевой модели, запуск публичной коммуникации.
2. Дизайн рынка	6–12 месяцев	Разработка правил РСВ, ВДР, балансирующего рынка, рынка мощности и сетевых тарифов.
3. Нормативная подготовка	12–24 месяца	Изменение законов и НПА, создание правил недискриминационного доступа, настройка расчетной инфраструктуры.
4. Пилотирование	18–30 месяцев	Тестовые торги, обучение участников, отладка ИТ-систем, моделирование ценовых эффектов.
5. Запуск целевых сегментов	30–48 месяцев	Переход к маржинальному РСВ, запуск ВДР, усиление балансирующего рынка и проведение первых реформированных отборов мощности.
6. Развитие рынка	4–7 лет	Углубление розничной конкуренции, развитие DERs, агрегаторов, Smart Grid и более точных пространственных ценовых сигналов.

14. Заключение

Казахстану необходима не косметическая доработка текущей модели, а переход к полноценной рыночной архитектуре электроэнергетики. Модель Единого закупщика сыграла полезную переходную роль: она выявила проблемы, повысила прозрачность и подготовила участников к централизованным расчетам. Но она не должна становиться долгосрочной основой отрасли.

Стратегический выбор заключается в создании конкурентного рынка, способного обеспечивать надежность при наименьших затратах, привлекать частные инвестиции, интегрировать ВИЭ, развивать гибкость, модернизировать сети и вовлекать потребителей в управление спросом. Только такая модель может обеспечить энергетическую безопасность, устойчивую декарбонизацию и технологическое развитие отрасли на горизонте до 2035 года и далее.

15. Экспертный блок: теоретические справки

15. 1 Ценообразование

 Маржинальное ценообразование. В конкурентных рынках электроэнергии цена обычно формируется по предельному ресурсу, необходимому для покрытия спроса в конкретный расчетный период. Все ресурсы, прошедшие отбор, получают единую клиринговую цену. Это создает merit order: более эффективные станции с низкими переменными затратами получают инфрамаржинальный доход, а менее эффективные ресурсы используются только тогда, когда они действительно нужны системе.

Pay-as-bid. При модели pay-as-bid каждый участник получает цену своей заявки (в рамках установленного индивидуального тарифа в реалиях РК). На первый взгляд такая модель может выглядеть дешевле для потребителя, однако в реальности она стимулирует участников угадывать предельную цену и подавать заявки близко к ожидаемой клиринговой цене. Поэтому pay-as-bid часто снижает прозрачность и эффективность рынка, не устраняя риск высоких цен.

Energy-only и рынок мощности. В модели energy-only инвестиционные сигналы должны формироваться только через цены электроэнергии, включая высокие цены в периоды дефицита. В модели с рынком мощности часть долгосрочных затрат ресурсов покрывается через отдельный механизм оплаты готовности или надежности. Для Казахстана более применима модель с отдельным рынком мощности, поскольку она позволяет сочетать рыночные стимулы с контролем надежности и социальной приемлемости цен.

Зональное и узловое ценообразование. Зональная модель устанавливает единую цену внутри крупной зоны и учитывает ограничения между зонами. Узловая модель рассчитывает цену в конкретных точках сети и точнее отражает потери и перегрузки. Узловая модель экономически точнее, но требует развитой ИТ-инфраструктуры, точного учета, зрелого системного оператора и высокой готовности участников рынка. Поэтому для Казахстана логичен поэтапный подход: зональная модель на первом этапе и сохранение возможности последующего перехода к более точным пространственным сигналам.

DERs и агрегаторы. Распределенные энергоресурсы включают малые ВИЭ, накопители, управляемые нагрузки, электромобили, малые ГЭС, локальную генерацию и ресурсы за счетчиком потребителя. Для участия таких ресурсов на рынке часто требуется агрегатор, который объединяет множество малых объектов в единый рыночный портфель и предоставляет системе энергию, мощность, гибкость или услуги балансирования.

15.2. Сравнение международных моделей энергорынков

Юрисдикция / модель	Ключевые особенности	Сильные стороны	Ограничения	Вывод для Казахстана
США: RTO/ISO, часто узловые рынки	Централизованные рынки, locational marginal pricing, сильная роль независимых операторов, отдельные рынки мощности в ряде регионов.	Точные пространственные сигналы, развитые рынки балансирования, высокая роль конкуренции и независимых операторов.	Высокая сложность, требования к данным, ИТ, регуляторной культуре и независимости институтов.	Полезен как целевой ориентир для системного оператора, балансирования, DERs и будущей эволюции пространственного ценообразования.
ЕС: зональная модель и market coupling	Преимущественно зональное ценообразование, интеграция рынков через межзональные перетоки, развитые биржи и координация TSO.	Относительная простота для участников, совместимость с трансграничной торговлей, развитая практика ВИЭ и краткосрочных рынков.	Внутризональные ограничения требуют redispatch, а цена внутри зоны может скрывать реальные сетевые узкие места.	Наиболее применимый стартовый ориентир для Казахстана: зональный РСВ, ВДР, балансирующий рынок и постепенное усиление сетевых сигналов.
Великобритания	Национальная цена, активный балансирующий механизм, рынок мощности и постепенные реформы гибкости.	Хороший пример сочетания рынка мощности, декарбонизации, CfD и развития гибкости.	Слабые локальные сигналы при единой национальной цене и высокие затраты на управление ограничениями сети.	Полезен опыт CfD, рынка мощности и поддержки низкоуглеродных ресурсов, но единая национальная цена не должна копироваться без учета сетевых ограничений.
Австралия NEM	Зональный рынок с высокой волатильностью цен, развитой ролью demand response, накопителей и ВИЭ.	Сильные краткосрочные сигналы для гибкости, быстрый рост накопителей и участие спроса.	Высокая ценовая волатильность и политическая чувствитель-ность розничных цен.	Полезен опыт гибкости и накопителей, но для Казахстана необходимы более сильные механизмы социальной защиты и рынка мощности.
Россия	Централизованныйрынок электроэнергии, отдельный рынок мощности, сильная роль системного оператора и государства.	Релевантность институциональной и технической среды, наличие опыта реформы на постсоветской базе.	Инвестиционный сегмент чрезмерно административен, ДПМ и множественные цены ослабляют конкуренцию и создают риск избыточных затрат.	Полезны техническая архитектура планирования и роль СО, но Казахстану следует избегать копирования ДПМ-логики и разделения новой и старой мощности.

15.3. Применимость зарубежного опыта к Казахстану

Казахстану не следует механически копировать ни одну зарубежную модель. Оптимальный подход — собрать адаптированную конструкцию из нескольких элементов: европейского опыта зонального рынка и рыночной интеграции, американского опыта независимого системного оператора, балансирования и DERs, британского опыта рынка мощности и CfD, а также российского опыта нормативного планирования и технической организации рынка.

На первом этапе наиболее реалистичной является модель централизованного пула с маржинальным рынком на сутки вперед, внутридневным и балансирующим рынками, зональным ценообразованием и отдельным реформированным рынком мощности. Такая модель ближе к текущей инфраструктуре ЕЗ и БРЭ, но меняет принцип ценообразования: от усредненного тарифа к конкурентной цене и ответственности участников за заявки, небалансы и инвестиционные решения.

Опыт ЕС показывает, что зональная модель удобна для запуска и понятна участникам, но при росте ВИЭ и сетевых ограничений возрастает значение redispatch, межзональных перетоков и прозрачного управления congestion costs. Для Казахстана это означает необходимость заранее определить зоны ценообразования, правила платы за ограничения и механизмы компенсации системных затрат.

Опыт США особенно важен для развития DERs, агрегаторов и виртуальных электростанций. Доступ распределенных ресурсов к организованным рынкам может снижать системные издержки, повышать гибкость и создавать новые источники конкуренции. Для Казахстана это направление должно развиваться постепенно: сначала через пилоты агрегаторов, правила учета и ответственность за небалансы, затем через полноценный доступ DERs к рынкам энергии, мощности и системных услуг.

Российский опыт полезен прежде всего как предупреждение. Он показывает, что даже при наличии конкурентного краткосрочного рынка инвестиционный сегмент может остаться административным и неадаптивным к внешним шокам, с крайне слабой конкуренцией, а потому неэффектнивным, если новая, модернизируемая и действующая мощность конкурируют в разных режимах. Для Казахстана принципиально важно не воспроизводить эту конструкцию: рынок мощности должен быть технологически нейтральным, связанным с доходами ресурсов на краткосрочных рынках, конкуренция должна выявлять наиболее эффективные ресурсы, а страновые и макроэкономические риски должны быть вынесены в отдельные затраты, компенсируемые в соответствии с приоритетами государственной политики в энергетике.

15.4. Глоссарий ключевых терминов

Термин	Краткое определение
РСВ	Рынок на сутки вперед, на котором участники подают заявки на поставку и потребление электроэнергии на следующий операционный день.
ВДР	Внутридневной рынок, позволяющий участникам корректировать свои позиции после РСВ и до фактической поставки.
Балансирующий рынок	Рынок отклонений, на котором системный оператор привлекает ресурсы для поддержания баланса мощности и частоты в реальном времени.
Маржинальная цена	Единая клиринговая цена, определяемая наиболее дорогим ресурсом, необходимым для покрытия спроса.
Merit order	Порядок отбора ресурсов по возрастанию их предельных затрат до покрытия спроса.
Инфрамаржинальный доход	Разница между рыночной клиринговой ценой и собственными предельными затратами более эффективного ресурса.
Pay-as-bid	Модель, при которой каждый участник получает цену своей заявки, а не единую клиринговую цену.
Рынок мощности	Механизм оплаты доступности ресурсов, необходимых для обеспечения надежности энергосистемы в среднесрочной и долгосрочной перспективе.
Опцион надежности	Механизм, при котором поставщик мощности получает платеж за готовность, но при высоких ценах электроэнергии возвращает часть сверхдохода рынку или потребителям.
DERs	Распределенные энергоресурсы: малые ВИЭ, накопители, управляемые нагрузки, электромобили, малые ГЭС и другие локальные ресурсы.
Агрегатор	Участник рынка, объединяющий множество малых ресурсов или потребителей в единый портфель для участия в оптовом или балансирующем рынке.
Demand Response	Управление спросом, при котором потребители изменяют потребление в ответ на ценовые сигналы или команды рынка.
Smart Grid	Интеллектуальная сеть, использующая цифровые технологии, учет, управление нагрузкой и автоматизацию для повышения эффективности и надежности.
CfD	Контракт на разницу, позволяющий стабилизировать доход инвестора за счет расчетов между рыночной ценой и заранее согласованной ценой.
PPA	Долгосрочный договор покупки электроэнергии между производителем и покупателем или посредником.
Cost allocation	Принцип распределения затрат между участниками в зависимости от того, кто и в какой мере вызывает эти затраты.
Cost reflection	Принцип отражения реальной структуры затрат в тарифах и рыночных платежах.
Causation	Принцип причинности: платит тот участник, чьи действия создают соответствующие системные или сетевые затраты.

В целом реформа отрасли обязательно должна рассматриваться как единый комплексный процесс, а не как набор отдельных мер. Нельзя запустить маржинальный рынок без реформы балансирования, нельзя реформировать опт без сетевых тарифов, нельзя развивать ВИЭ без гибкости, нельзя создать розничную конкуренцию без корректных сигналов для потребителей.

Успех зависит от целостности модели и дисциплины ее реализации.