Энергорынок Казахстана зашел в тупик

Модель единого закупщика не сдерживает рост оптовых цен — рынок нуждается в конкурентных торгах, а не в заморозке тарифов.

В уходящем году цены единого закупщика электроэнергии существенно выросли с поднятием тарифов электростанций, в то же время сильно раздулся в оборотах балансирующий рынок электричества. Чтобы взглянуть на казахстанскую модель электроэнергетики со стороны корреспондент inbusiness.kz переговорил с главой российского Агентства энергетического анализа Алексеем Пресновым, который участвовал в разработке альтернативной модели рынка.

- Алексей, в этом году высказывались предположения, что модель единого закупщика (ЕЗ) электроэнергии может ожидать коллапс из-за ухода крупных и средних потребителей с опта в розницу, а также из-за нездорового роста балансирующего рынка. Сейчас также возникают вопросы о кассовых разрывах РЭКов и их нарастающих долгах перед единым закупщиком — расчетно-финансовым центром при минэнерго и KEGOC – такой опасный сценарий может реализоваться в следующем году, особенно в результате временной заморозки тарифов электростанций? Как-то можно исправить ситуацию? Если дефолт единого закупщика действительно состоится, и он не сможет вовремя выплачивать деньги станциям из-за долгов потребителей, то стоит ли ждать перехода к конкурентной модели рынка или же наоборот возврат к более жесткому регулированию?

- Модель единого закупщика в Казахстане, принятая два с половиной года назад, была шагом вперед в плане формирования операционного рынка с элементами конкуренции между генерирующими ресурсами, которая, могла бы быть в итоге преобразована в полноценный рынок на сутки вперед и балансирующий рынок с маржинальным ценообразованием.

Но с самого начала она была, во-первых, сделана неправильно в плане тотального усреднения цен по стране, что полностью подавляет нормальные рыночные сигналы через цены в разных энергозонах, а во-вторых, стала использоваться как инструмент перекрестного субсидирования массовых потребителей, приобретающих электроэнергию на рознице у гарантирующих поставщиков, за счёт оптовых потребителей. Причём это перекрестное субсидирование в потенциально конкурентном сегменте рынка стало использоваться массово.

При этом функции гарантирующих поставщиков (энергосбытов, работающих с любыми потребителями – Прим.) были переданы в РЭКи, у которых внутри организована своя перекрестка, причём тоже двойная – с разными тарифами для населения, бизнеса и бюджета. В условиях отсутствия АИИСКУЭ (автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта энергоресурсов – Прим.) у потребителей и по границам распредсетей, постоплаты на рознице, неплатежей, у РЭКов возникают как небалансы в объёмах, так и в кассовые разрывы в деньгах и, соответственно, растут долги перед единым закупщиком на опте, а также неплатежи на балансирующем рынке.

Итог – вся эта модель энергорынка в нынешнем виде демонстрирует сегодня свою неработоспособность, а если говорить о перспективах, то катится к коллапсу, если ничего не предпринимать и быстро.

К сожалению, мы не видим попыток осмысленного исправления ситуации. Вместо этого власти решили просто заморозить тарифы и подождать, считая, что таким образом проблема не будет так остро проявляться. Понятно, что эти решения принимаются с учетом общей сложной макроэкономической обстановки. Но без решения конкретных проблем в отрасли – в частности изменений в модели рынка, приведения его в соответствие с рыночными реалиями в экономике в целом, эти меры по заморозке не только бесполезны, но и вредны.

После окончания заморозки, если ничего не будет изменено радикально в модели рынка, будет очередной резкий рост тарифов на опте и очень скорый дефолт всей этой действующей модели рынка, а значит и крах всей реформы отрасли, анонсированной в 2023 году на фоне системного кризиса в электроэнергетике в предшествующий период.

Увы, но я не вижу в Казахстане каких-либо конкретных и здравых идей и предложений по решению сегодняшнего кризиса. Скорее наоборот. Он отрицается как правительством, так и так называемым "экспертным сообществом".

Говорится много о том, что надо менять "тарифную модель", но как это сделать и в каком направлении – неясно. Основные тезисы экспертов сводятся к тому, что надо и дальше увеличивать тарифы. Но они уже и так вполне высокие на опте, выше в полтора — два раза, чем в России, и вся эта система перекрестки и создана как раз для "сокрытия" этого факта.

Но проблема в том, что именно эта система и ведёт отрасль к краху.
Нужны срочные меры – срочно заняться разработкой иной – настоящей моделью функционирования отрасли. Наработки такие в стране есть, в частности в компании CSI (Center for Strategic Initiatives – Прим.), в ходе разработки стратегии развития отрасли до 2035 года с реперными точками до 2060 года, в подготовке которой я тоже принимал участие. К сожалению, эти наработки оказались невостребованы в 2024 году.

- Будут ли оптовые цены единого закупщика и дальше расти, на ваш взгляд? Как можно сдержать их рост или это невозможно из-за ВИЭ?

- Оптовые цены единого закупщика будут расти и дальше, если ничего не предпринимать. Суть проблем роста цен единого закупщика заключается в том, что генерация в текущей модели не мотивирована снижать свои издержки и повышать свою эффективность, поскольку получает от единого закупщика свой собственный тариф в каждый час суток, когда она работает.

Если она становится более эффективной, то её тариф будет снижен. Как известно в Казахстане более 60 тарифных групп для генерации. Поэтому каждая станция, каждый блок, каждая компания хочет получить в минэнерго как можно больший тариф, а не улучшить свою эффективность.

Помимо этого перекрестка на опте – продажа электроэнергии РЭКам по заниженным ценам с целью сдерживания тарифов для розничных потребителей – той самой "маскировки" проблем – также толкает цены вверх для прямых потребителей оптового рынка, объёмы коих составляют порядка 34% от всего объёма потребления в Казахстане. То есть они несут весь груз этой кривой модели энергорынка, цены для них на опте уже под 40 тенге за кВтч. И поэтому они и убегают на розницу – в эти "убежища" с субсидируемыми ценами. Это толкает базовые цены единого закупщика ещё выше, и так по спирали, пока все это не рухнет.

ВИЭ вносят вклад в рост цен, речь о старых проектах прежде всего, которые и так были дорогие, а ещё и индексируются. Но незначительно, на мой взгляд. Они больше вносят дисбалансы на балансирующем рынке электроэнергии (БРЭ), за которые в основном опять же рассчитывается весь рынок. Но для проектов ВИЭ с 2023 года, по-моему, это уже не так, они сами платят за себя на БРЭ, который устроен так, что тоже требует коренной переделки.

Переделывать нужно все в модели электроэнергетики Казахстана. И как это делать – известно. Нет лишь политической воли, на мой взгляд, с одной стороны, и ещё присутствует элемент упрямства и изоляционизма в энергосообществе, с другой. Это связано с боязнью некоторых показаться некомпетентными.

- Поясните, пожалуйста, что происходит на балансирующем рынке, почему такие огромные деньги начали зарабатывать так называемые провайдеры в этом году? Как можно улучшить балансирующий рынок в целом, чтобы деньги не уходили так масштабно посредникам?

- На БРЭ проблемы связаны с некорректной моделью, которая была разработана для децентрализованного рынка ещё в 2015 году, а применена в реальном режиме лишь после ввода модели единого закупщика, которая является централизованной.

Плюс в Казахстане неправильная терминология в отношении так называемых провайдеров баланса. Провайдерами баланса в децентрализованных моделях рынков, когда стороны заключают двусторонние договоры производства и потребления электроэнергии, а остатки торгуются на бирже, являющейся в свою очередь индикатором цен, являются те ресурсы, которые могут физически регулировать своё производство и потребление электроэнергии. А финансовое обеспечение представляют так называемые ответственные за баланс (Balance Responsible Parties (BRP).

В Казахстане провайдерами назвали как раз организации, занимающиеся финансовым обеспечением, которые назаключали договоры с генерацией, и в условиях непрозрачного и не соответствующего модели единого закупщика рынка занимаются своего рода "законными махинациями".

Так как модель неправильно была применена, и тем более терминология неправильная, потому что ещё раз, провайдеры баланса – это те, у которых физические ресурсы, которые могут либо выдать генерацию, либо снизить нагрузку, если это потребители – имеется в виду управление спросом на электроэнергию (demand response – Прим.).

А Balance Responsible Parties – это как раз те самые финансовые посредники, которые обеспечивают финансовое покрытие, потому что, если ты выходишь, к примеру, на скандинавском рынке – там такая система сделана, потому что рынок децентрализованный. Там, прежде чем выйти на балансирующий рынок, то ты должен, если у тебя нет собственной генерации и недостаточно финансов, с кем-то заключить договор, чтобы за тебя отвечали – это так устроено, что BRP и есть провайдеры, потому что у них есть в составе этой компании генерация, которая в случае чего выдаст тебе электроэнергию, которой тебе не достает. И соответственно, у тебя или у них (провайдеров – Прим.) тоже должны быть большие денежные средства, которые могут купить у других поставщиков в том случае, если они не могут.

У вас на казахстанском балансирующем рынке этого всего на самом деле нет. У вас сделали каких-то посредников, назвали их провайдерами, которые так или иначе ведут эти законные махинации. Как это происходит там внутри балансирующего рынка – сложно говорить, что называется мы свечку не держали. Потому что это надо изнутри понимать, а это очень непрозрачно сделано. Если ты внутри не сидишь, и доступ тебе не дал КОРЭМ (казахстанский оператор рынка электроэнергии и мощности – площадка, где проходят торги балансирующего рынка – Прим.), то нельзя понять до конца как там это устроено.

То, что у вас была проверка Высшей аудиторской палаты (ВАП) – они как раз внутрь этих операций попытались, я так понимаю, залезть, но так как они там неспециалисты, они не до конца поняли, как это все устроено, и в конечном итоге они вообще предложили – давайте ликвидируем балансирующий рынок.

На самом деле, если генерация, допустим, не выдает столько, сколько она заявила на рынке сутки вперед (ежедневный рынок единого закупщика – Прим.), а выдает меньше, то у неё есть такой вариант, что она должна докупить этот ресурс у другой генерации по повышенной цене и, соответственно, поставить его на рынок. Но, так как у вас ситуация складывается таким образом, что нет маржинального ценообразования на рынке единого закупщика, так как каждая станция получает свой предельный тариф, в генерации иногда выгодней, если, к примеру, это ГРЭС с тарифом 9-10 тенге за кВтч поставила меньше на рынок, а потом она включается и говорит, что не будет ни у кого докупать, когда уже доходит час поставки, а заявляется, что было меньше, но теперь она поставляет больше, чем надо. В итоге эта генерация выходит на балансирующий рынок, где получает тариф повыше. Тем более, если они там через провайдера заключили какое-то соглашение с потребителем каким-то для образования пары, то там как раз очень большое поле для махинаций.

Как конкретно они это делают – я думаю, тут уже надо разбираться. Если допустим, нашему агентству бы дали эту возможность, конечно, мы бы разобрались. А так спекулировать, как они это делают, докупают или не докупают, я не могу.

Как избавиться от возможных махинаций на балансирующем рынке? Нужно сделать две вещи – первое, переделать этот рынок, потому что у вас централизованная модель единого закупщика, соответственно, и балансирующий рынок тоже должен быть централизованным, и никаких пар там не должно быть.

Вторая вещь, может быть даже главнее, чем первая – если бы у вас был рынок на сутки вперед маржинальный, то эффективная генерация – эта ГРЭС с тарифом в 9 тенге на кВтч – она бы не стремилась тогда на какой-то другой рынок уходить, она бы зарабатывала на централизованном рынке на сутки вперед, потому что он бы закрывался по 15-20 тенге или даже по 30-40 тенге на кВтч, как он у вас закрывается сейчас на рынке единого закупщика – эффективные электростанции получали бы эту разницу ежечасно — при собственной себестоимости в 9 тенге за кВтч и оставались бы на этом рынке.

Плюс на хороших, современных рынках нужно было бы делать ещё так называемый внутридневной, корректировочный рынок. В РФ его нет, в Европе он есть, в Америке его тоже нет. Но в России внутри балансирующего рынка есть возможность изменять за час или два часа свои заявки предыдущие. То есть, в принципе корректировочный сегмент есть, но он отдельно не регулируется. В Америке же сама ИТ-платформа, на которой происходят все сделки – она очень мощная, и там практически каждые пять минут в реальном времени все фиксируется, и корректировка не нужна. Хотя, некоторые юрисдикции там считают, что необходимо ввести внутридневной рынок.

Вообще, объёмы балансирующего рынка должны быть небольшими относительно рынка на сутки вперед – 5-7%, а у вас он 10-15% по объёмам. Причина в том, что ошибок много существует в планировании, плюс ещё их делают специально. Насколько я понимаю, те независимые энергосбытовые организации, которые раньше работали на рознице, часть из них перекочевала на балансирующий рынок в виде провайдеров, когда они разобрались во всех хитросплетениях этого сегмента. Видимо, нашли потребителей, заключили договоры с генерацией. При этом за исключением одной ГРЭС "Топар", которая выступает в качестве провайдера, никого из генерации среди этих провайдеров нет.

Поэтому нынешнюю модель балансирующего рынка надо переделывать. Потому что эту модель сделали, и платформу, на которой работает КОРЭМ, все это делалось десять лет назад, когда она работала в имитационном режиме под другой рынок с двухсторонним договорами. А сейчас сделали рынок единого закупщика на сутки вперед, а эту старую платформу оставили.

- Вы ранее предвещали, что тариф на электроэнергию может серьёзно повыситься из-за увеличения платы за мощность. Однако, на следующий год, если я правильно понимаю, она сильно не вырастет. Или дело все в новых проектах, которые будут запускаться в 2026-2027 годах?

- Все озвученные проекты новой генерации до 2029 года – 7,3 ГВт, до 2035 года на 26 ГВт – они все оплачиваются через рынок мощности. Изначально было не очень понятно, как тариф в обмен на инвестиции соотносился с новой мощностью. Так как тариф в обмен на инвестиции вроде бы как даётся на какую-то модернизацию, ремонты, внутри тарифа на рынке сутки вперед у единого закупщика. А вот по рынку мощности, согласно закону об электроэнергетике, выплаты определяются пунктом 15.3.

Так вот, до 2029 года в принципе вся расписана стоимость, в отличие от плана до 2035 года, где 26 ГВт – там стоимость непонятна. Тем более, что к 2035 году будет какая-то ясность по стоимости АЭС и так далее, а вот до 2029 года все понятно. Соответственно, в нацпроекте по модернизации ЖКХ и энергетики есть положение, что все, что свыше 10% по ставке кредитования будет субсидироваться государством. Исходя из этого посыла я считал, ведь если не будет субсидирования по ставке 10% в случае каких-то вещей, к примеру, говорили, что ТЭЦ в Кокшетау будет финансироваться больше 16%, хотя недавно СМИ сообщили, что они запросили льготное финансирование у Банка развития Казахстана. Если ставка будет больше 16%, то цены будут другие, нежели при ставке в 10%.

Если мы смотрим на 2026 год, то там плата за мощность вырастет чуть-чуть до 2,5 тенге в кВтч, раньше она была примерно 2 тенге. Такой малый перерасчет потому, что ничего не ввели практически.

- Кызылординскую ТЭЦ ввела Aksa Enerji.

- Одну станцию, да. Соответственно, там в формуле оплаты за мощность, если раньше было финансирование трёх станций в Текели, теперь они финансируют две почему-то. Я не знаю, почему, там опять же не очень понятно все. Так что практически ничего не ввели.

Но дальше-то в последующие годы идёт крутой подъём, если мы смотрим по годам в нацпроекте – мы видим там годы ввода генерации, которая там запланирована, то там, после того как будет вводиться – к 2029 году при лучших раскладах, что ставка будет максимум субсидироваться до 10%, вы получите примерно 20 тенге за мощность.

Почему тариф на мощность так сильно вырастет? Потому что сама мощность у вас дорогая. Она дороже, чем в России. Почему она дороже? Потому что опять нет связи между рынком операционным – единого закупщика и, соответственно, рынком мощности. Смысл в том, что если у вас было бы маржинальное ценообразование, то, когда ты более эффективную станцию планируешь и строишь, то закладываешь таким образом, чтобы был наименьший расход топлива и уже заранее предполагаешь, что себестоимость будет гораздо ниже, чем у остальных, которые будут замыкающие по стоимости каждый час. У тебя тогда инфрамаржинальная рента каждый час – то, что я приводил пример с 9 тенге за кВтч у ГРЭС, а закрывается рынок под какую-нибудь ТЭЦ с 15-20 тенге и так далее – эта разница между максимальной и маржинальной ценой, и собственно себестоимостью, дополнительный доход учитывается в стоимости мощности. Когда ты подаешь заявку на участие в аукционе по строительству станции, то ты знаешь, что она будет эффективная, например, если я поставил газотурбинную установку, парогазовую станцию настроил сверху паросиловой – таких проектов несколько. Соответственно, у меня КПД было 25-30%, стало под 50%. Значит, я буду зарабатывать больше, поэтому могу подавать заявку на мощность меньше, потому что часть денег я буду зарабатывать на операционном рынке.

У вас этого нет, так как все равно станция будет получать те же 9 тенге на кВтч, которые ему установило минэнерго. У генератора задача какая: только прийти в министерство и сказать: у нас это выросло и это, дайте мне чуть больше тариф. Вот как это работает у вас. Станции максимально заинтересованы в раздутии тарифа, поэтому и цены растут на рынке единого закупщика.

Так вот, цены на мощность то же самое. Когда генераторы их закладывают, они исходят из того, что никаких лишних доходов на операционном рынке у них не будет, поэтому все инвестиции в новую генерацию они должны будут вернуть с рынка мощности. Поэтому цена на мощность растёт. Многие инвесторы хотят вернуть вложения не за 10, а за 7 лет, соответственно, тогда ещё будут больше платежи. В итоге вы придёте к росту тарифа на мощность, который входит в конечную цену на электричество.

Понятно, что, если цена на рынке единого закупщика будет 50 тенге на кВтч, а на рынке мощность ещё плюс 20 тенге к 2029 году, когда вы введете все предполагаемые новые мощности. То есть в итоге на оптовом рынке итоговая цена будет 70-75 тенге на кВтч, что неподъемно для казахстанской промышленности будет. Однако, никто этого не допустит, ведь тогда надо будет либо тенге девальвировать в три раза ещё раз, но когда девальвируют, то у вас импортное все оборудование вырастет в цене в тенге. Вы ведь покупаете все из-за рубежа – турецкое, китайское оборудование, сами не производите.

Поэтому это тупик. Как он разрешается? Опять же, нужно сделать нормальную модель рынка – в этом случае цена на мощность будет более конкурентная. Также важно не повторять российских ошибок, так как в РФ множественные цены на мощность – как у вас на отдельную старую мощность, на модернизацию, на новую – в итоге сейчас это не работает на фоне высокой ставки, из-за ограничений по поставкам – все решает в ручном режиме правительственная комиссия назначает – ты будешь это строить, а он это. Никакого рынка мощности конкурентного в России нет, чтобы они там не говорили. В принципе они год также потеряли, как и вы – ничего не строили, хотя в конце прошлого года приняли эту программу-2042, где генеральную схему на 18 лет заложили, и ничего не сделали, потому что никто не приходит.

У вас тоже самое, приняли нацпроект до 2029 года, год прошел, какие-то разговоры, сроки ввода у вас с 2026 года и далее. В 2025 году практически ничего не ввелось, поэтому ещё как бы нет влияния на рынок мощности особо.

Но в целом рынок электроэнергетики катится к коллапсу. Я думаю, это понимают в минэнерго и минэкономики, но голову в песок закатывают, думают, может рассосется, посмотрим и так далее. Там АЗРК (агентство по защите и развитию конкуренции – Прим.) вроде бы какие-то правильные вещи говорит, но опять же, когда они делали аудит рынка мощности выводы сделали совершенно неправильные.

Они говорят: рынок мощности был введен с 2019 года и ничего не построили, вывод – давайте не будем давать стоимость мощности никаким старым станциям, только на новые проекты всю плату на мощность. Они не понимают смысл, что такое мощность. Мощность – это обеспечение готовности, так называемая системная надежность. Станции должны стоять, ничего не делать, особенно когда у вас доля ВИЭ увеличивается, но при этом получать деньги – если этого не будет, то они будут просто умирать и закрываться. Для этого рынки мощности, наоборот, везде вводятся сейчас. Даже в Европе это происходит семимильными шагами, где этого не было никогда. Это единственный способ как-то поддержать генерацию, которой диспетчер может дать команду, и она включится по необходимости.

Чтобы избежать тупика, нужна экспертная среда и политическая воля. Экспертную среду нужно создавать как можно быстрее. Я предполагаю, что у вас будет так: приедут к вам какие-нибудь русскоязычные товарищи из Грузии за счёт финансирования Всемирного банка, которые будут навязывать европейские модели, которые, на мой взгляд, не очень хороши. К примеру Nord Pool, где нет рынка мощности, а есть стратегический резерв, где системный оператор под выданный тариф собирает в резерв часть генерации, чтобы она стояла наготове и в случае резких ценовых колебаний подключать её.

Для Казахстана, я считаю, такая модель неправильна, менталитет другой, и ваше правительство не допустит, чтобы у вас цены сегодня были как в Прибалтике. Мы со своей стороны предлагали модель через Center For Strategic Initiatives (CSI) Олжаса Худайбергенова, кто знает, может быть, правительство ещё в будущем вернется к её рассмотрению.