Энергетический рынок Казахстана (стр. 6 )

Примечание: *УХУ технологии - чистые технологии добычи и переработки угля включая технологии по улавливанию и хранению СО2

Удовлетворение растущего спроса на электроэнергию возможно не только за счет увеличения объема выработки, но и за счет сдерживания роста потребления электроэнергии. В рамках снижения энергоемкости ВВП и повышение энергоэффективности путем снижения нерационального энергопотребления и сокращения неэффективного использования топливно-энергетических ресурсов в Казахстане действует закон «Об энергосбережении и повышении энергоэффективности». Данный закон и соответствующие ему подзаконные акты создают целостное правовое поле для развития и повышения энергоэффективности и энергосбережения.

Таблица 13. Диапазон стоимостей основных фондов новой энергетики

Вид электростанции	Диапазон стоимости 1КВт (тыс. долл. США)	Оценка стоимости капитальных затрат на ввод новых мощностей, в период 2013-2030 годы (млрд долл. США)	Оценка стоимости капитальных затрат на ввод 58 ГВт мощности, в период 2013-2050 годы (млрд долл. США)
ГЭС	0,5-1	≈0,9 (включая малые ГЭС)	29-58
АЭС	2	≈4,0 (или ТЭС на угле с применением УХУ-технологий)	116
ТЭС (на угле)	1,3	0	75
ТЭС (на угле с применением УХУ-технологий)	≈22,4	94-107
ТЭС (на газу)	1,1	63,8
ВЭС	1,-2,5	≈7,0	58-145
СЭС	1,0-5,0	≈2,6	58-240
Малые ГЭС	1-1,2	58-69,6
Мини ТЭЦ	0,6	34,8
ТЭЦ	1,4-1,5	81,2-87
Электростанция на биотопливе	1,7-3,4	≈9,1	100-200
Всего	≈46,6	767,8 – 1196,2

Источник: Проекта Концепции Стратегии устойчивой энергетики будущего Казахстана до 2050 года

Технический потенциал энергосбережения в Казахстане оценивается на уровне 27,75 % от общего объема потребления первичных энергетических ресурсов – 17,36 млн тонн н. э. (в местных условиях экономически оправданной будет реализация только части этого потенциала – 19 % от общего объема потребления первичных энергетических ресурсов или порядка 12 млн тонн н. э.). При этом, планируемые к реализации меры по повышению энергоэффективности позволят сократить потребность в производстве электроэнергии к 2030 и 2050 годам на 13% и 10 % соответственно.

Выбор вида генерирующих мощностей будет осуществляется исходя из их экономической эффективности. Так, на сегодняшний день к основным фондам с наибольшей стоимостью генерации электроэнергии относятся ВЭС и СЭС, а с наименьшей - ГЭС (см. Таблицу 13).

Немаловажное значение имеет срок службы генерирующих мощностей:

Тепловые электростанции – полный назначенный срок службы энергоблока и входящего в него основного оборудования на уровне 40 лет; Атомные электростанции – до 50 лет без реновации; Ветрогенераторы – 15 -20 лет без реновации; Солнечные панели 35-40 лет.

В соответствии с Планом мероприятий по развитию альтернативной и возобновляемой энергетики в Казахстане на 2013-2020 годы (ППРК г.) до конца 2020 года планируется ввести в эксплуатацию порядка 106 объектов ВИЭ суммарной установленной мощностью 3104,5 МВт. К 2020 году мощности ВИЭ установленные в рамках вышеуказанной программы составят 12,7% в генерируемых и резервных мощностях электростанций ЕЭС Казахстана (24471 МВт). При этом в Южной зоне ЕЭС Казахстана планируется установить 2008,3 МВт мощности ВИЭ из которых с учетом среднего значения КПД ВИЭ (ВЭС – 30%; СЭС – 20%; ГЭС – 45%), оценочно среднегодовая мощность ВИЭ по генерации энергии составит 607 МВт (ВЭС – 291 МВт; СЭС – 114,3; ГЭС – 291). Таким образом, в прогнозном балансе мощностей Южной зоны к 2020г. доля ВИЭ составит 14,4% в мощностях, генерируемых электроэнергию (4215 МВт) (см. Рисунок 4).

Рисунок 4. Карта-схема ЕЭС Казахстана до 2025г., с данными по размещению мощностей ВИЭ до 2020г.

Источник: Мастер-план развития электроэнергетической отрасли до 2030г, АО «KEGOC», План мероприятий по развитию альтернативной и возобновляемой энергетики в Казахстане на 2013-2020 годы (ППРК г.)

По данным Министерства энергетики РК оцениваемый потребный объем привлечения инвестиции в ВИЭ до 2020 г. превысит 2 млрд долл. США.

Вместе с тем, согласно Концепции перехода страны на «зеленую» экономику, в энергетике поставлена цель достичь совокупной доли альтернативных и ВИЭ в размере 30% к 2030 году и 50% к 2050 году.  Кроме того, в проекте Концепции стратегии устойчивой энергетики будущего Казахстана до 2050 года планируется, что доля ВИЭ в общем объеме потребления электроэнергии увеличится к 2030 году до 33%, а к 2050 году может превысить 51% (см. Таблицу 14).

Таблица 14. Нижняя граница возобновляемой энергетики к 2050 году

Тип источника генерации	Производство электроэнергии	Доля потребления энергии в 2050 году (%)
Ветроэнергетика	≥60 млрд КВт*ч	≥20
Гидроэнергетика	≥40 млрд КВт*ч	≥14
Солнечная энергетика без гелиоконцентраторов	≥2,5 млрд КВт*ч	≥0,8
Биоэнергетика только за счет земель сельскохозяйственного назначения	≥50 млрд КВт*ч	≥16
Всего	≥152,5 млрд КВт*ч	≥50,8

Источник: Проект Концепции Стратегии устойчивой энергетики будущего Казахстана до 2050 года

Согласно проекту Концепции Стратегии устойчивой энергетики будущего Казахстана до 2050 года, производство электроэнергии от возобновляемых источников энергии к 2050 году планируется довести до 145 млрд КВт*ч, что примерно равно нижней границе возобновляемой энергетики и составляет 5-7% от технического потенциала этих источников в стране (1,0 трлн КВт*ч).

Оценочно объем инвестиций в формирование устойчивой энергетики (ВИЭ) до 2050 года, с накопительным итогом составит:

непосредственно в генерирующие мощности устойчивой энергетики – 150 млрд долл. США; в производство систем и оборудования для устойчивой энергетики, реконструкцию действующих мощностей и сетей – 150 млрд долл. США.

С точки зрения конечного потребителя, т. е. населения, это означает, что каждый житель прямо (через тарифы) или опосредованно (через платежи предприятий), должен заплатить за генерирующие мощности и их производство около 15 тысяч долл. США, или примерно 21 доллар в месяц, если принять срок окупаемости 25 лет (т. е. полная окупаемость наступает в 2075 году).

В настоящее время тариф составляет около 7,8 цента за КВт*ч, а среднедушевое потребление энергии составляет 431 КВт*ч., в том числе около 40 КВт*ч в секторе домашних хозяйств. Подушевые платежи составляют 33,6 долл. США и 3,1 долл. США в месяц соответственно.

Проектом Концепции Стратегии устойчивой энергетики будущего Казахстана до 2050 года предлагается сконцентрировать усилия государства на реализации долгосрочной селективной тарифной политики, а также политика отложенных возвратов инвестиций, вплоть до 2022 года. По достижению данного временного рубежа ожидается, что платежеспособность населения и предприятий возрастет, а энергоемкость единицы валового продукта снизится до уровня, когда дополнительные затраты на устойчивую энергетику станут доступными населению и бизнесу без селективной политики государства.

ВНЕШНЯЯ ТОРГОВЛЯ

По данным АО «KEGOC» в 2014 г. выработка электроэнергии превысила потребление на 2 274,3 млн КВт*ч. Сальдированный переток электроэнергии из Казахстана в Россию в целом составил 1 503,6 млн КВт*ч, это на 797 млн КВт*ч (34,6 %) меньше чем в 2013 г., при этом покупка электроэнергии из России составила 560,7 млн КВт*ч, что выше уровня 2013 г. на 50,7 млн КВт*ч или 9,9%. Объем продажи электроэнергии в Россию в 2014 г. составил 2 064,3 млн КВт*ч, что меньше уровня 2013 г. на 746,3 млн КВт*ч или 26,6 % (см. Таблицу 15).

Таблица 15. Импортно-экспортные поставки электроэнергии, млн КВт*ч

2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.
Импорт электроэнергии	3 741,3	2 567,7	884,2	644,2
Россия	1 284,5	1 183,5	510	560,7
Центральная Азия	2 456,8	1 384,2	374,2	83,5
Кыргызстан	2 456,8	1 361,6	374,2	0
Таджикистан	0	22,6	0	0
Экспорт электроэнергии	1 808,3	1371	3 216,1	2 918,5
Россия	1 490,4	913,2	2 810,6	2 064,3
Центральная Азия, в т. ч.:	317,9	457,8	405,5	854,2
Узбекистан	317,9	457,8	405,5	784,1
Кыргызстан	0	0	0	70,1
Сальдо перетока	1933	1 196,7	- 2 331,9	- 2 274,3
Россия	-205,9	270,3	- 2300,6	- 1 503,6
Центральная Азия	2 138,9	926,4	- 31,3	- 770,7

Источник: АО «КОРЭМ», Комитет по статистике МНЭ РК