Ранее оператор энергосистемы выявил в тарифах на электричество плату за мощность, которую большинство электростанций Казахстана фактически не обеспечивают.
В Евразийской группе (Eurasian Resources Group, ERG) считают, что оператор энергосистемы KEGOC субъективно измеряет надежность мощностей казахстанских электростанций. Такой вывод можно сделать из ответа горнометаллургической корпорации на запрос inbusiness.kz.
В феврале в презентации KEGOC сообщалось, что аварийность, количество и продолжительность аварийных ремонтов у Евроазиатской энергетической корпорации (ЕЭК), входящей в ERG, в прошлом году оставались на высоком уровне. Эта электростанция в городе Аксу Павлодарской области получает миллиардные выплаты за обеспечение услуги по готовности определенного количества своих электрических мощностей. Они начисляются за счёт тарифа на мощность в конечной цене на электроэнергию, который составляет примерно 2 тенге на кВтч.
"Действующая модель энергетического рынка в целом и рынка мощности в частности, построена от покрытия нужд потребителя, где потребитель покупает услугу по поддержанию электрической мощности на год вперед на основе пикового потребления, да ещё и с 10% резервом, что автоматически означает, что мощности в энергосистему продается больше, чем фактически вырабатывается электроэнергии. Эта мощность продается на аукционах в условиях конкуренции один раз в год и никак не связана с продажей электроэнергии. Называть разрывы мощности и электрической энергии "черными дырами", на наш взгляд, не является корректным", — следует из ответа департамента коммуникаций ERG на вопрос корреспондента inbusiness.kz о том, в чем была причина частых аварий, ремонтов и простоев энергоблоков ЕЭК в прошлом году, упоминавшихся в февральской презентации KEGOC, которой издание посвятило материал под названием "В тарифах на свет в Казахстане нашли гигантскую “черную дыру".
В корпорации также высказали своё мнение по показателям надежности работы её электростанции.
"К сожалению, системный оператор считает только часы простоя, но этот показатель не учитывает количество единиц оборудования и не сравнивает со временем его работы. В итоге это приводит к тому, что электрическая станция АО "ЕЭК", где в работе 14 корпусов котлов при одном и том же уровне аварийности, например, с ГРЭС-2 (Экибастузской ГРЭС-2 "Самрук-Энерго" — Прим.), где два котла (энергоблока), будут по времени нахождения в аварийных ремонтах выглядеть хуже, что не будет соответствовать реальному положению дел. Для того, чтобы делать правильные выводы по надежности, на наш взгляд, нужно сначала внедрить единые метрики её измерения", — убеждены в ERG.
Согласно предоставленной информации, в корпорации для себя ведут аналитику и ретроспективу надежности на основе общепринятых индикаторов надежности, таких как EFOR — equivalent forced-outage rate или "эквивалентная относительная длительность аварийного отключения", который отражает время нахождения в аварийных ремонтах по отношению к времени работы оборудования. Кроме того, в Евразийской группе используют такие метрики как SOH (state of health) – состояние работоспособности, MTBF (mean time between failures) – среднее время безотказной работы, MTTR (mean time to repair) – среднее время ремонта.
"По нашим данным, критичного изменения в уровне надежности не произошло. Уровень надежности у нас поддерживается на стабильном уровне с 2019 года (год запуска рынка мощности – Прим.). При этом есть отдельные всплески аварийности, например, в последнее время имели место ряд случаев обрыва лопаток последних ступеней турбины, причём эти лопатки не выработали свой заводской ресурс. Здесь мы приняли превентивные меры — закупаем резервные комплекты и произведем их замену", — проинформировали в ERG.
В группе также указали, что аварийный простой мощностей с момента запуска балансирующего рынка в июле 2023 года начал затратно обходиться электростанциям.
"Необходимо отметить, что с вводом балансирующего рынка стоимость надежности увеличилась и уже сейчас дополнительно финансово мотивирует участников рынка строго соблюдать часовые графики производства-потребления, так как любые отклонения, а в подавляющем большинстве случаев отклонения связаны именно с надежностью, "больно бьют по карману" участникам оптового рынка", — констатировали в горнометаллургической корпорации.
Кстати, в 2018 году сообщалось, что Банк развития Казахстана (БРК) предоставил электроэнергетической "дочке" ERG кредитную линию на 360 млн долларов на восемь лет для модернизации и реконструкции Аксуской электростанции, по ней на конец 2023 года была задолженность на 95 млн долларов.
Дисбаланс ответственности
Поясним, что балансирующий рынок представляет собой рынок отклонений фактического почасового производства и потребления электроэнергии от запланированного торгового графика и предназначен для обеспечения баланса производства и потребления в реальном времени. В случае, если электростанция не может поставить определенные заранее объёмы электричества, то, чтобы выполнить взятые на себя обязательства, ей приходится докупать не хватающую электроэнергию на балансирующем рынке.
По данным расчетно-финансового центра (РФЦ) при минэнерго, в 2024 году из всех потребителей группы компании ERG только АО "ТНК Казхром" осуществлял плановую покупку электроэнергии у единого закупщика на общий объём 5 654 258 кВтч. В целом ERG не участвует в модели единого закупщика электроэнергии, так как у этой промышленной группы в основном хватает своей генерации. Однако РФЦ закупает у ЕЭК услугу по готовности определенного объёма электрической мощности.
Ранее в интервью Youtube-каналу Jaryq управляющий директор по системным услугам KEGOC Нуржан Керимкулов говорил, что некоторые электростанции не согласились с доводами системного оператора о том, что они не выполняют договорные обязательства по готовности электрических мощностей.
"Они говорят, что и так несут ответственность на балансирующем рынке, то есть, когда у них происходит аварийный останов генерирующего оборудования – они же продали единому закупщику определенный объём электрической энергии, но не смогли его поставить. То есть они будут покупать на балансирующем рынке эту недопоставленную электрическую энергию, то есть уже несут определенную ответственность. Но речь идёт только об одних сутках, то есть на следующие сутки, когда они будут подавать в суточный график заявку – они уже подадут меньший объём электрической энергии и уже, по сути, ответственности нет. Поэтому мы говорим, что необходимо именно пересмотреть механизм расчета штрафного коэффициента К4, чтобы эта финансовая ответственность была", — сказал топ-менеджер в комментарии.
Коэффициентный подход
Про коэффициент К4 inbusiness.kz писал в февральском материале. На тот момент издание сообщало, что, по данным оператора энергосистемы, из 35 электростанций страны 60% не обеспечивали услугу по готовности электрической мощности, несмотря на платежи от потребителей. В KEGOC тогда предлагали усилить надежность энергодефицитной энергосистемы Казахстана через увеличение штрафных санкций за повторение аварий, которые выливаются в дополнительные аварийные ремонты и простои мощностей электростанций, за готовность которых осуществляются выплаты.
В качестве решения в KEGOC посчитали необходимым изменить формулу используемого коэффициента К4, чьей целью является стимулирование снижения аварийности на станциях и контроль фактически оказанного объёма услуг на рынке мощности. Он используется при расчете дохода электростанций и ТЭЦ на рынке мощности в целях определения финансовой ответственности при выводе генерирующего оборудования в аварийные и неплановые ремонты. В новой формуле предлагалось учитывать применение ещё одного коэффициента Z к продолжительности повторного аварийного или непланового отключения оборудования за расчетный период.
“Изменение методики расчета коэффициента К4 будет стимулировать энергопроизводящие организации повышать качество выполняемых ремонтных работ с целью недопущения его повторных аварийных отключений… В целом расчет коэффициента К4 с применением коэффициента Z производится с учетом длительности повторных аварийных остановок, их количества, а также от выводимой в ремонт мощности. Таким образом, изменение механизма расчета коэффициента К4 будет стимулировать энергопроизводящие организации качественно проводить ремонтные работы и не допускать повторных аварийных и неплановых остановок одного и того же оборудования в течение одного и того же расчетного периода", – поясняли в пресс-службе системного оператора.
Энергодефицит в копеечку
В последние годы в Казахстане заявляется дефицит мощностей и электроэнергии. Согласно презентации KEGOC, на момент её публикации в стране имелось 25,3 ГВт установленной мощности. Однако, на деле реальная генерация станций достигала 15,9 ГВт. 3,2 ГВт были недоступны по мощности из-за ремонтов и ограничений по техническому состоянию оборудования. Ещё 6,2 ГВт учитывались в качестве разрыва мощности, поскольку были ограничены тепловым и водным режимом ТЭЦ и ГЭС, нестабильностью ВИЭ. В 2024 году максимум нагрузки составлял 17 091 МВт, он вырос в годовом сравнении на 2,8%. Однако генерация в пике в прошлом году была 15 402 МВт, то есть не покрывала максимум.
Из-за дефицита во время пиковых нагрузок, плановых и аварийных ремонтов станций энергосистеме Казахстана приходится импортировать недостающие объёмы электричества из России. Простои казахстанских электростанций из-за аварий влияют на отклонения перетоков мощности с РФ, которые колеблются до 1 500 МВт, и являются их основной причиной, поясняли в KEGOC.
В 2024 году Казахстану пришлось импортировать 4,6 млрд кВтч электроэнергии из России, из которых почти 1,9 млрд кВтч были закуплены внепланово на балансирующем рынке. В целом за перетоки российского электричества в прошлом году казахстанскими потребителями было заплачено около 100 млрд тенге, что существенно сказалось на конечной средней цене на электроэнергию. Недавно вице-министр энергетики Сунгат Есимханов пообещал, что в этом году импорт не превысит 2 млрд кВтч, а в 2027 году, по словам чиновника, в Казахстане будет профицит электроэнергии, так что она не будет закупаться извне. Для понимания, в 2024 году потребление электричества в стране выросло до 120 млрд кВтч.
Между тем, по данным KEGOC, в этом году ожидаются поставки электроэнергии из Узбекистана в объёме примерно 1 млрд кВтч для покрытия потребностей казахстанской энергосистемы в дефицитные часы с марта по декабрь 2025 года. Для этого был заключен договор между единым закупщиком РФЦ и узбекской компанией "Узэнергосотиш", уточнили в пресс-службе оператора энергосистемы. За последние годы Узбекистан в отличие от Казахстана построил много новых электрических мощностей.
