3683 просмотра

В Шымкенте начнут строить третью АГРС

На ее строительство необходимо 9,5 млрд тенге

Фото: Shutterstock

Согласно комплексному плану развития и застройки города Шымкента до 2023 года для обеспечения населения города теплоснабжением и газоснабжением будет построена АГРС-3. Работы планируется начать в следующем году.  

В 2020 году в Шымкенте начнется строительство третьей газораспределительной станции (АГРС) мощностью 250 тыс. кубов газа в час, без которой городу не хватает газа. В 2019 году на строительство АГРС-3 из республиканского бюджета было выделено 2 млрд 500 млн тенге, из местного – около 900 млн тенге. Общая стоимость проекта – 9 млрд 400 млн тенге. 

Большой проект 

Вопрос о необходимости ее строительства возник еще в 2017 году. Растущему городу не хватало ресурсов двух уже имеющихся АГРС, построенных в 1976 и 1983 годах. Потребность города зимой составляет 250 тыс. кубов газа в час. Заместитель руководителя управления энергетики и ЖКХ города Шымкента Нурлан Жаманкоз отметил, что снижение давления в газораспределительной системе Шымкента началось с того момента, когда  стали газифицировать присоединенные к городу населенные пункты. 

«В предыдущие годы территория Шымкента значительно увеличилась (с 39,8 тыс. га до 117 тыс. га. – «Курсив»). В 2017 году «КазТрансГаз Аймак» написал письмо в акимат Шымкента. Мы сразу отреагировали, получили техусловия, сделали АПЗ и подали бюджетную заявку. В 2018 году были выделены средства на проектно-сметную документацию. Но в том же году произошло разделение Шымкента и Туркестанской области. А заказчиком изначально выступало управление энергетики ЮКО», – отметил Нурлан Жаманкоз.  

Предупредительные меры 

Как рассказал «Курсиву» главный инженер АО «Интергаз Центральная Азия» Айбек Ергалиулы, существующие АГРС не справляются с увеличившимся спросом, и если давление газа в сети значительно снизится, это сразу отразится на работе котельных и теплостанций. Для того чтобы этого не произошло, поставщик газа обязан уведомить за сутки население, юридические лица, компании и коммунальные предприятия об ограничении подачи газа.  

«Все дело не в количестве газа, а в нехватке газораспределительных станций. В целом в Туркестанской области и Шымкенте газа достаточно. Мы можем обеспечить хоть 10 АГРС. В случае значительного понижения давления газа в сети предприниматели должны перейти на альтернативное топливо согласно заключенному договору розничной реализации товарного газа. В первую очередь ограничения вводятся на промышленных предприятиях и коммерческих объектах – кафе и ресторанах, теплицах. А населению обеспечивается бесперебойная поставка газа. Чем холоднее на улице, тем ниже давление», – подчеркнул Айбек Ергалиулы. 

Альтернативным топливом является мазут, но его использование обойдется предпринимателям в шесть раз дороже. 

Невыгодная альтернатива 

Владельцы теплиц подсчитали свои потери, если им придется перейти на альтернативное топливо на 10 дней. В Шымкенте и Туркестанской области теплицы, входящие в состав Ассоциации теплиц Туркестанской области, занимают около 2 тыс. га земли. Как рассказал «Курсиву» председатель ассоциации Мырзахмет Снабаев, на обогрев одного гектара природным газом в день требуется затратить 100 тыс. тенге, а соляркой – 600 тыс. 

«Альтернативное топливо предназначено для аварийных случаев, например при аварии на сетях. Тысяча кубов газа в Шымкенте и Туркестанской области стоит 36 тыс. тенге, а тонна солярки стоит 180-190 тыс. тенге. На обогрев гектара теплицы в день требуется 3 тыс. кубов газа, или 100 тыс. тенге. А солярки на один гектар необходимо три тонны, или 600 тыс. тенге. Даже если на 10 дней будет ограничение, в сутки на солярку будет уходить 600-700 тыс. тенге, за 10 дней это составит 6 млн. Ни у одного предпринимателя не предусмот­рены такие траты», – заявил Мырзахмет Снабаев. 

infog gaz.png

banner_wsj.gif

Почему энергетики потребовали повышения тарифов

Участники рынка считают, что это покроет лишь текущие затраты энергоснабжающих станций

Фото: Аскар Ахметуллин

Новые предельные тарифы на электроэнергию в Казахстане утвердило Минэнерго РК – приказ был опубликован 30 июня. По мнению участников рынка, даже после повышения тарифы покроют лишь текущие затраты энергоснабжающих станций в 2020 году. Дальнейший рост стоимости топлива и увеличение гарантированного объема закупа у производителей возобновляемой энергии может привести к новому пересмотру тарифов.

Энергетики массово подали заявки на повышение установленных предельных тарифов в апреле 2020 года – обращение о корректировке тарифа прозвучало со стороны 35 из 44 действующих энергопроизводящих организаций страны. Директор департамента развития электроэнергетики Министерства энергетики Айдос Дарибаев объяснил: хоть в октябре прошлого года было утверждено повышение предельных тарифов энергопроизводящих организаций в среднем на 15%, а тарифы на электрическую энергию в соответствии с действующим законодательством устанавливаются на семь лет, но при этом производители электро­энергии имеют право обращаться за внеочередным повышением в случае фактического увеличения затрат. И именно фактическое увеличение затрат, по словам представителя Минэнерго, стало причиной обращения о корректировке тарифа.

Дорогие источники  

«С начала 2020 года увеличились затраты на приобретение топлива на 9,9%, тарифы на электроэнергию от возобновляемых источников энергии увеличились на 9,3%, при этом объем вырабатываемой энергии от ВИЭ увеличился в два раза. Также увеличились в тарифе доли платежей в бюджет и оплаты услуг системного оператора», – перечислил все форс-мажорные обстоятельства Дарибаев. По его словам, доля затрат на топливо в себестоимости электроэнергии составляет 35% в угольной генерации и 60% – в газовой. При этом еще 11% затрат традиционных энергопроизводителей уходит на закуп у ВИЭ по очень высокому тарифу. По данным участников рынка, киловатт зеленой электроэнергии обходится им сейчас в 43 тенге, а реализовывать его конечному потребителю они вынуждены по цене, не превышающей их предельный тариф.

Для понимания разницы: максимальное значение предельного тарифа до сих пор было у ТОО «МАЭК-Казатомпром» и равнялось 11,64 тенге за киловатт-час. И если ранее традиционная энергетика страны еще справлялась с ролью спонсора альтернативной энергетики, то сейчас в совокупности с другими факторами двукратный рост объемов этих закупок стал одной из причин повышения тарифов. 

«По возобновляемым источникам у нас наблюдается ежегодный рост закупаемого объема, все станции традиционной генерации закладывают в себестоимость данные расходы. В этом году фактически доля от закупа электроэнергии от ВИЭ в себестоимости киловатт-часа достигла одного тенге, выросла с 45–50 тиын до 95 тиын – 1 тенге в структуре себестоимости одного киловатта по энергопроизводящим организациям «Самрук-Энерго»; по рынку, наверное, то же самое произошло, – говорит управляющий директор по финансам – член правления АО «Самрук-Энерго» Айдар Рыс­кулов. – Вторая равнозначная причина – рост цен на топливо и рост стоимости его транспортировки. Основной поставщик энергетического угля – это «Богатырь Комир». В силу того, что он также находится в портфеле «Самрук-Энерго», мы в прошлом году согласовали повышение на 9,9%, в структуре затрат оно дало 2% роста себестоимости киловатта – это, грубо говоря, до 50 тиын», – добавил он.

В результате повышения этих составляющих многие электростанции стали работать в убыток: по словам директора ТОО «Степногорская ТЭЦ» Валерия Донцова, при установленном для его станции предельном тарифе 7,1 тенге за кВт*ч по факту себестоимость вырабатываемой электроэнергии перевалила за 8 тенге. Энергетикам при этом надо индексировать зарплату своему персоналу, поскольку отрасль и так испытывает кад­ровый голод: ее предприятия просто неконкурентоспособны на региональных рынках труда. «У нас на станции средняя зарплата составляет 117 тыс. тенге при средней зарплате в отрасли в 191 тыс. тенге и при зарплате на промышленных предприятиях региона свыше 200 тыс. тенге, – говорит Донцов. – Как можно удержать людей при такой разнице, если мы еще и в убыток себе работаем последние полгода?».

На модернизацию все еще не хватает

Минэнерго согласовало увеличение предельных тарифов энергопроизводящих организаций в среднем на уровне 16%, что в IV квартале 2020 года обернется для конечного потребителя прибавкой в 200 тенге в месяц к текущим счетам. При этом, по словам экспертов, нынешнее повышение тарифов позволит станциям лишь выйти в ноль по расходам в текущем году, а вот решить проблему износа оборудования станций на 60% оно не поможет. С модернизацией генерирующих мощностей в стране вообще сейчас все достаточно сложно, констатирует первый заместитель генерального директора АО «Центрально-Азиатская Электроэнергетическая Корпорация» Дюсенбай Турганов.

«Как известно, тариф на элект­роэнергию с 2019 года поделен на две составляющие с вводом рынка электрической мощности, – напоминает Турганов. – Предполагалось, что для инвестиций будет использоваться тариф на мощность, который изначально должен был составить 700 тыс. тенге/МВт*мес., которого было явно недостаточно для выполнения инвестиционных программ. В итоге данный тариф был утвержден в размере 590 тыс. тенге/МВт*мес., что только усугубило ситуацию. Решение о применении нулевой рентабельности окончательно могло поставить крест на будущем электроэнергетики страны, учитывая, что многие энергокомпании для реконструкции и модернизации оборудования брали большие кредиты, которые нужно выплачивать, при этом средств для инвестиционных программ практически нет», – добавляет он.   

По словам управляющего директора по развитию и продажам – члена правления АО «Самрук-Энерго» Марата Улданова, страна нуждается не только в модернизации действующих, но и в вводе новых мощностей традиционной генерации. 

Потребление электроэнергии в Казахстане ежегодно вырастает на 3–5%, по 3 млрд кВт*ч.  «Сейчас генерирующие мощности покрывают этот рост, но пиковые часы потребления, с 18.00 до 22.00, когда оно вырастает на 30% от нормы, нам уже покрывать тяжело – у нас уже не хватает резервов в Казахстане. И нет денег, чтобы создать эти резервы», – отмечает Улданов. Он напоминает, что в 2024 году на Экибастузской ГРЭС будет запущен новый блок в 500 мВт, в 2027 году там же произойдет запуск еще одного такого блока. Каждый из них по году способен будет производить 2,5 млрд кВт*ч, то есть при нынешних темпах роста потребления Казахстану необходимо вводить по одному такому блоку ежегодно. А его стоимость колеблется от 90 млрд тенге (при имеющейся инфраструктуре) до 300 млрд тенге (при строительстве с нуля). Очевидно, что таких денег нынешний тариф энергетикам не даст, но без нынешнего повышения станции стали бы использовать свои доходы, получаемые на рынке мощности и предназначенные для модернизации на покрытие своих текущих затрат, отмечает независимый эксперт Ануар Кошкарбаев.

«Текущее повышение тарифов не есть решение всех проблем станций, которые имеются сегодня, – это лишь восстановление тех условий работы станций, когда их тарифы на электро­энергию позволяют им полностью покрывать свои затраты на ее производство, – отмечает эксперт. – Но тут надо понимать, что без таких мер мы через три-четыре года можем прийти к той же ситуации, которая была в 2008 году, когда в энергосистеме из-за длительной нехватки средств у станций назревал дефицит мощности. Что было после 2008 года, мы все помним: была оперативно принята программа «предельных тарифов», которые начали резко расти, – иного выхода уже не было. Так что рост тарифов будет и дальше, сомнений нет, ведь расширение мощностей требует еще больше инвестиций, просто сейчас еще есть возможность прийти к этому росту постепенно», – заключает он.

banner_wsj.gif

#Коронавирус в Казахстане

Читайте нас в TELEGRAM | https://t.me/kursivkz

Читайте свежий номер

kursiv_uz_banner_240x400.jpg