7846 просмотров

Как изменилась энергетическая отрасль Казахстана

Нефтегазовый сектор составляет около 15% ВВП страны

Фото: Shutterstock

Последние пять лет в Казахстане стабильно росла добыча нефти, началось расширение крупнейших месторождений и завершилась модернизация НПЗ.

Энергетика для Казахстана – стратегически важная отрасль. Только нефтегазовый сектор, по данным рейтингового агентства S&P, составляет около 15% ВВП страны и дает около 40% всех поступлений в бюджет. 18 из 30 крупнейших налогоплательщиков Казахстана составляют именно компании, занимающиеся добычей нефти и газа – за 2019 год они обеспечили более 4,3 трлн тенге выплат.

В последние пять лет рост добычи углеводородов превысил 90 млн тонн нефти в год, завершилась модернизация нефтеперерабатывающих предприятий, активизировалась газификация регионов. Как раз на это время пришлась работа Каната Бозумбаева на посту министра энергетики Казахстана, этот пост он занимал с марта 2016-го по декабрь 2019 года. «Курсив» разбирается, что было сделано за это время.

Новый этап газификации Казахстана: от поручения к реализации

О необходимости газификации регионов Казахстана, особенно северных, в стране говорили давно. В рамках этой темы сходятся сразу несколько важных вопросов: прежде всего, обеспечение энергетической безопасности и решение экологических проблем крупных городов.

Пока уровень газификации по Казахстану относительно невысок. В 2015 году он составлял 43%, а к концу 2019-го вырос до 51%. Прирост на 8% для девятой по величине страны мира можно назвать хорошим показателем. При этом, напоминает управляющий директор Центра исследований прикладной экономики Олжас Тулеуов, потребление природного газа в Казахстане неравномерно. В региональном разрезе из общего внутреннего потребления газа 77,3% пришлось на западные области, 17,4% – на южные области, 5,3% – на Костанайскую область и 0% – на Нур-Султан и все остальные области: Павлодарскую, Северо-Казахстанскую, Карагандинскую, Восточно-Казахстанскую и Акмолинскую.

«Совсем не удивительно, что в городах и селах Центрального и Северного Казахстана в качестве отопительного топлива домохозяйства с автономной системой отопления на 50% используют уголь, на 50% – дрова, а ТЭЦ – уголь и мазут. Это многократно увеличивает размеры выбросов твердых и газообразных вредных веществ в атмосферу, а также повышает валовые затраты на производство единицы энергии в виде тонны нефтяного эквивалента», – говорит Олжас Тулеуов.

В центральных и северных регионах Казахстана, где из-за суровых климатических условий уровень энергоемкости выше, чем в других областях, необходимого газа не было. При этом в целом по стране ресурс имеется, и 65% всего добытого товарного газа экспортируется за рубеж. Поэтому раньше проблема заключалась лишь в отсутствии газопровода, который мог бы доставить газ в Центральный и Северный Казахстан.

Задача была поставлена весной 2018 года, когда первый президент объявил «5 социальных инициатив». Министерство энергетики под руководством Каната Бозумбаева достаточно быстро нашло финансирование, подготовило всю необходимую документацию и запустило работы. 27 декабря 2019 года газопровод ввели в эксплуатацию. Первый этап проекта был успешно завершён, и теперь к газу получили доступ центральные и северные регионы Казахстана. В первую очередь это жители Нур-Султана, Караганды, Темиртау и Жезказгана.

В 2020 году, по прогнозам Минэнерго, газификация страны может вырасти на 2% и достичь 53%. Дальше эти цифры также будут увеличиваться, поскольку газ подведут сначала к Кокшетау, а затем и к Петропавловску.

«Удивительно то, что технико-экономическое обоснование этого проекта было разработано в 2017 году и тогда же прошло госэкспертизу, а затем в августе 2018-го была сдана проектно-сметная документация. То есть Минэнерго понадобилось лишь три года, чтобы решить проблему, которая тянулась с 1960-х годов, чему нужно отдать должное», – отмечает экономист Олжас Тулеуов.

Модернизация НПЗ: теперь бензин идёт на экспорт

В 2018 году завершилась модернизация трех крупнейших нефтеперерабатывающих заводов Казахстана в Атырау, Павлодаре и Шымкенте. Нужно это было для покрытия дефицита топлива на внутреннем рынке и перехода к производству бензинов более высокого экологического класса – Евро-4 и Евро-5.

Модернизация, начавшаяся в 2008 году и стоившая Казахстану, по данным «Национального энергетического доклада» за 2019 год, 6 млрд долларов, завершилась в 2018-м. Завершение работ неоднократно переносилось  на 2015 и 2016 год. Основной и завершающий период модернизации пришёлся на период, когда министерство возглавлял Канат Бозумбаев.

Директор Центра прикладных исследований «Талап» Рахим Ошакбаев отмечает, что после модернизации производственные мощности по высокооктановому бензину увеличились более чем вдвое.

«После модернизации производство бензинов выросло на 107%, дизеля – на 36%, а авиакеросина – на 300%. До модернизации казахстанские заводы производили АИ-80, печное топливо, много мазута, а сейчас перешли на более качественные и более дорогие продукты», – говорит Рахим Ошакбаев.

Так, бензинов марок АИ-92/95/98 в Казахстане производили чуть более 2,6 млн тонн, а теперь – более 5,4 млн, авиатоплива – 300 тысяч тонн, а сейчас – 900 тысяч. По сути, подчёркивает эксперт, за 10 лет была заново построена нефтеперерабатывающая отрасль, и советское наследие больше не используется.

Аналитик международной инвестиционной компании EXANTE Андрей Чеботарёв отмечает, что расширение мощностей НПЗ позволило решить сразу три задачи. Во-первых, защитить внутренний рынок от возможного дефицита. Во-вторых, повысить качество топлива, которое, к сожалению, оставляло желать лучшего. Ещё один важный, по мнению аналитика, момент – это нарастить экспорт топлива, при этом снизив до минимума незаконную «миграцию» бензина в Россию, где бензин значительно дороже.

Профицит бензина, по прогнозам Минэнерго, сохранится до 2030 года. И к этому моменту, отмечает Сергей Смирнов, властям нужно будет решить: строить четвертый НПЗ или нет.

shutterstock_549967909.png

Карачаганак заплатит больше

Карачаганак, Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение – одно из трёх крупнейших месторождений не только Казахстана, но и всего мира. Запасы нефти составляют 1,2 млрд тонн, а газа – 1,35 трлн кубометров. Оперирует месторождением международный консорциум в составе итальянской компании Eni, голландской Shell, американской Chevron, российской «Лукойл» и нацкомпании «КазМунайГаз».

Реализация проекта началась в 1997 году, и за это время консорциум выплатил в бюджет Казахстана около 34,8 млрд долларов, а доля местного содержания превысила 7,44 млрд долларов. При этом за это время в развитие региона было инвестировано почти 400 млн долларов.

Главный вопрос с этим месторождением – спор о разделе доходов от продажи продукции. Эта история продолжается более четырёх лет. По последней имеющейся информации, консорциум, оперирующий Карачаганаком, должен выплатить Казахстану 1,1 млрд долларов в виде компенсации за недополученную прибыль, а в процессе переговоров эта сумма выросла до 1,7 млрд.

По состоянию на конец января 2020 года, министерство энергетики ожидало предложение от акционеров консорциума. Параллельно стороны ведут переговоры по соглашению об урегулировании спора. Но пока стороны продолжают переговоры, и информации о том, что Казахстан отозвал иск из международного арбитража против консорциума, не поступало. Однако, скорее всего, соглашение будет подписано, и Казахстан получит компенсацию. И тогда работа, активизировавшаяся при Канате Бозумбаеве, завершится.

Казахстан и ОПЕК

Падение цен на нефть, которое началось во второй половине 2014 года, сильно пошатнуло экономики стран, экспортирущих углеводороды. В их числе оказался и Казахстан, который, к слову, входит в десятку крупнейших стран – экспортёров нефти. К примеру, в 2018 году страна отправила за рубеж жидких углеводородов на 37,8 млрд долларов.

Поэтому для страны был важен рост цен на нефть, которая, по данным агентства S&P, обеспечивает около 40% всех поступлений в республиканский бюджет. В 2017 году появилась инициатива ОПЕК под названием «ОПЕК+»: страны, не входящие в мировой картель нефтедобытчиков, могли подписать соглашение, чтобы договориться об общем снижении объемов добычи нефти, что должно было помочь стабилизировать цены на этот ресурс. Казахстан также присоединился к этой сделке.

План «ОПЕК+» сработал, и цены на нефть стали стабильнее – они двигаются в коридоре 50-70 долларов за баррель. В декабре 2019 года прошла седьмая по счёту конференция ОПЕК+. На ней страны-участники вновь приняли решение о дополнительном сокращении добычи нефти на 500 тысяч баррелей в сутки до конца первого квартала 2020 года. Казахстан поддержал это решение и принял обязательства сократить добычу дополнительно на 17 тысяч баррелей в сутки.

Основным переговорщикам на всех встречах, где отстаивались интересы страны, выступал министр энергетики Канат Бозумбаев. Казахстану нужно было сохранить баланс: снизить объемы достаточно, чтобы вместе с другими странами повысить цены, но не слишком сильно, чтобы не терять доходы от экспорта. Пока сделка действует, и цены на нефть достаточны для пополнения бюджета, можно считать, что задача успешно выполнена.

Однако Казахстан ставит перед собой амбициозные задачи по повышению добычи. Если по итогам 2019 года было добыто около 90,4 млн тонн, то на 2023 год планируется выход на уровень в 100 млн, а в 2025-м – уже на 105 млн тонн.

«Допустим, мы достигнем уровня в 100 млн тонн добычи нефти. Здесь надо брать во внимание, что этот рост сопровождается низкими ценами на нефть. (…) Экономика у нас ориентирована на экспорт сырья, поэтому, чтобы сохранить (денежные. – Прим. «Курсив») поступления в страну, нужно увеличивать объемы добычи. Чем больше будут добывать, тем больше будет зарабатывать страна», – отмечает Сергей Смирнов.

banner_wsj.gif

226 просмотров

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