- Ранее правительство заявляло о планах до 2015 года привлечь в электроэнергетическую отрасль инвестиции в объеме около Т3 трлн. Сумма немалая, особенно в условиях глобального кризиса, когда многие, даже самые крупные компании, сталкиваются с дефицитом привлечения внешнего финансирования. Тем не менее, правительство не собирается корректировать намерения относительно развития отраслевых проектов. Каким образом энергетикам удается продолжать реализацию намеченных инвестиционных программ?
- В 2007 году правительством был принят комплексный План мероприятий по развитию электроэнергетической отрасли до 2015 года, предусматривающий, наряду с определением основных направлений развития данной сферы, еще и разработку мер по повышению ее инвестиционной привлекательности. Была введена практика государственно-частного партнерства при реализации проектов. С 2009 года введен в действие новый Налоговый кодекс, значительно снизивший ставки по основным налогам. По сравнению с прошлым годом корпоративный подоходный налог в этом году уже снижен на треть и составляет 20%, к 2011 году планируется его уменьшение до 15%. Кроме того, правительственным постановлением в марте 2009 года были утверждены предельные тарифы для энергопроизводящих организаций, которые послужат для потенциальных инвесторов четкими ценовыми сигналами, гарантирующими возвратность вложенных инвестиций. Был принят Закон "О поддержке использования возобновляемых источников энергии".
Понимая важность опережающего инфраструктурного обеспечения экономики республики, несмотря на мировой кризис и трудности переживаемого нами периода, финансирование и реализация действующих перспективных инвестиционных проектов действительно будут продолжены.
Сейчас мы осуществляем три крупных инвестиционных проекта общей стоимостью Т139,5 млрд, в том числе по модернизации национальной электрической сети (1-й и 2-й этапы) общей стоимостью Т95,8 млрд и по строительству второй линии электропередачи 500 кВ транзита "Север - Юг" стоимостью Т43,7 млрд. Их финансирование осуществляется за счет кредитных средств ЕБРР, МБРР, Банка развития Казахстана, а также за счет собственных денег нашей компании. Мы предполагаем, что другие два стратегических инвестиционных проекта, касающиеся строительства ПС 500/220 кВ "Алма" с присоединением к НЭС Казахстана линиями напряжением 500, 220 кВ и выдачи мощности Мойнакской ГЭС, планируемых к реализации в 2009 году, тоже будут профинансированы за счет займов МБРР. Реализация инвестпроектов на текущий момент зависит от получения государственных гарантий и средств из республиканского бюджета на увеличение уставного капитала АО "KEGOC". Соответствующие вопросы сейчас находятся на рассмотрении в Кабмине.
В целом же данные проекты работают "против кризиса", позволят ускорить выход из него и обеспечат технологическую базу для работы экономики в послекризисный период. Очевидно, что задержка в реализации проектов, касающихся замены физически и морально устаревшего оборудования, а также строительства электросетей для передачи дополнительных объемов электроэнергии в энергодефицитные районы страны может привести к снижению надежности работы ЕЭС и даже к перерывам электроснабжения потребителей и усугублению кризисных явлений.
- Каков объем инвестирования в проекты АО "KEGOC" в 2009 году? Был ли сокращен бюджет компании в этом году? Если да, какими проектами пришлось пожертвовать?
- Объем инвестирования АО "KEGOC" на 2009 год по проектам "Модернизация НЭС - 1 этап", "Строительство второй линии электропередач 500 кВ транзита Север - Юг Казахстана", "Схема выдачи мощности Мойнакской ГЭС", "Строительство ПС-500/220 кВ "Алма" с присоединением к НЭС Казахстана линиями напряжением 500, 220 кВ", "Реконструкция ВЛ-220 кВ "ЦГПП-Осакаровка" и другим составляет Т27 млрд 894,181 млн, из них собственные средства - Т10 млрд 147,381 млн, заемные - Т17 млрд 746,8 млн. В текущем году сокращение объемов инвестирования проектов не проводилось. Уменьшились лишь административные расходы и на оплату труда в связи с сокращением штата центрального аппарата.
- Как известно, в четвертом квартале 2009 года планируется полное завершение первого этапа проекта модернизация НЭС. Что уже сделано для повышения энергоэффективности ее работы?
- Проект действительно направлен на повышение технического уровня, энергоэффективности и надежности работы НЭС. В рамках реализации его первого этапа на 67 подстанциях установлено современное высоковольтное оборудование, системы сбора данных и управления энергией SCADA/EMS, АСКУЭ, цифровой корпоративной телекоммуникационной сети. Мы ожидаем завершения работ в четвертом квартале этого года. В 2010 году останется лишь завершить работы по компоненту релейная защита и автоматизация на оставшемся небольшом количестве подстанций.
Особо отмечу, что благодаря установке на подстанциях нового оборудования с улучшенными, более экономичными характеристиками проект модернизации уже оказал положительный эффект в части энергосбережения: удалось добиться снижения расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций на 10%.
- Что собой представляет второй этап данного проекта?
- В рамках второго этапа будет продолжена модернизация и замена высоковольтного оборудования на подстанциях, не охваченных первым этапом, а также строительство линий 220 кВ. Общая стоимость, согласно разработанному в 2008 году ТЭО, составляет Т52 млрд. Финансирование проекта осуществляется за счет заемных средств. Для этого в июне прошлого года было подписано кредитное соглашение с ЕБРР на сумму 255 млн евро. С германской компанией MVV Decon GmbH в ноябре минувшего года подписан контракт на оказание консультационных услуг. В этом году планируется проведение тендера по выбору подрядчиков для выполнения работ "под ключ" по модернизации подстанций.
- Можно ли утверждать, что, после завершения проекта модернизации Казахстан получит самую надежную и усовершенствованную НЭС?
- Лучше подходит определение "продвинутая", с большим запасом прочности.
НЭС является системообразующей электрической сетью, и ее модернизация способствует обеспечению требуемого уровня надежности работы Единой электроэнергетической системы (ЕЭС) страны. Надо заметить, что большая часть электрической сети ЕЭС Казахстана была сформирована в 1970-х годах. Это оборудование технически устарело, значительные сроки эксплуатации предполагают повышенную вероятность отказов, что в целом снижало надежность работы НЭС Казахстана.
- А как сейчас выглядит Казахстан на фоне других стран региона?
- Казахстан сегодня обеспечивает собственную потребность в электроэнергии и на перспективу имеет четкий План по развитию электроэнергетической отрасли. Электроэнергетика страны в целом обеспечивает покрытие потребности экономики и населения. В 2008 году потребление электроэнергии в республике составило 80,6 млрд кВт/ч, а выработка - 80,1 млрд кВт/ч. На фоне растущего спроса на электроэнергию до 2015 года будет реализовано несколько проектов в секторах генерации и ее передачи. Речь идет о строительстве Балхашской ТЭС (2640 МВт), расширении Экибастузской ГРЭС-2 (1050 МВт), восстановлении трех законсервированных энергоблоков на Экибастузской ГРЭС-1 (1500МВт). Уже введена в строй ГТЭС Завода второго поколения ТОО "Тенгизшевройл" (240 МВт), сооружается Мойнакская ГЭС (300МВт). Кроме того, в 2008 году при поддержке нашей компании была построена межрегиональная ЛЭП "Северный Казахстан - Актюбинская область". В этом году мы планирует завершить проекты строительства второй ЛЭП 500 кВ транзита "Север - Юг Казахстана" и первый этап модернизации НЭС Казахстана, о которой говорилось выше.
В отличие от нашей страны, в энергосистемах Кыргызстана и Таджикистана вводятся ограничения потребления электроэнергии в осенне-зимний период. Особенностью структуры генерирующих мощностей в этих государствах является преобладание доли гидроэлектростанций, которые с избытком вырабатывают электроэнергию в весенне-летний период, но не в состоянии в полном объеме обеспечить потребности в холодное время года. Кроме того, существуют трудности по привлечению инвестиций в развитие генерирующих мощностей и строительство новых ГЭС, что связано с низкой ценой на электроэнергию в регионе.
- Ранее энергетики прогнозировали, что на фоне набирающего обороты кризиса в Казахстане в скором времени производство электроэнергии будет превалировать над ее потреблением, а из-за остановки промышленных производств, сокращения покупки объемов электроэнергии будут непременно возникать ее излишки, которые будут выбрасываться на оптовый рынок и станут поводом для снижения стоимости электроэнергии. Каково положение дел на сегодняшний день?
- Вообще влияние кризиса на снижение электропотребления по республике наблюдается с ноября 2008 года. В первом полугодии этого года потребление электроэнергии составило 39,25 млрд кВт/ч (92,8% в сравнении с тем же периодом 2008 года), а производство - 39,72 млрд кВт/ч (94%). В 2009 году электропотребление в стране ожидается на уровне 74,55 млрд кВт/ч (что на 7,5% ниже по сравнению с 2008 годом), а производство - в объеме 73,78 млрд кВт/ч. В 2010 году эти показатели составят 75,3 млрд кВт/ч (по отношению к 2009 году прирост электропотребления незначительный - около 1%) и 75,3 млрд кВт/ч соответственно. В период 2011-2015 годов, со стабилизацией экономики республики, прогнозируется устойчивый рост электропотребления с динамикой около 6% в год. С учетом ввода новых генерирующих мощностей, электроэнергетика Казахстана также сможет обеспечить покрытие прогнозных объемов электропотребления. При этом отмечу, что наличие значительного избытка электроэнергии для формирования экспортного потенциала будет возможным лишь на уровне 2014-2015 годов, с реализацией проектов по вводу крупных генерирующих мощностей (Балхашская ТЭС, расширение ЭГРЭС-2, реконструкция ЭГРЭС-1, модернизация и расширение Аксуской ГРЭС).
- Каким образом будет покрываться дефицит пиковой мощности уже сегодня, когда многие проекты модернизации еще только предстоит реализовать, а энергетические объекты не в силах справиться с увеличивающейся нагрузкой?
- Снижение потребления Казахстана по сравнению с 2008 годом составит приблизительно 5,5 млрд кВт/ч, или 675 МВт среднечасовой нагрузки. В то же время максимальное значение потребляемой мощности за аналогичный период будет уменьшено на 1200-1400 МВт в целом по республике. Покрытие пиковых нагрузок будет осуществляться за счет покупки субъектами ОРЭ Казахстана регулирующей мощности в ОЭС Центральной Азии до 300-400 МВт и использования резервов мощности Иртышского каскада ГЭС 200-300 МВт.
- Что сейчас делается в плане развития международного сотрудничества в области энергетики? Какие конкретно задачи уже выполнены, к примеру, по вопросам совместного строительства в Кыргызстане Камбаратинских ГЭС-1 и ГЭС-2 и создания единого энергетического проекта, объединяющего ЛЭП и подстанции на территории стран Центральной Азии?
- Мы участвуем в работе Электроэнергетического совета СНГ, Интеграционного комитета ЕврАзЭС, Координационного электроэнергетического совета Центральной Азии. В 2008 году Американское агентство по международному развитию USAID совместно с Энергетической ассоциацией США USEA и при участии KEGOC реализовали первый этап проекта REMAP - "Программы оказания содействия региональным энергетическим рынкам", создав единую расчетную модель энергосистем Южного Казахстана и стран Центральной Азии. С 2007 года мы участвуем и в реализации проекта развития согласованных национальных энергетических стратегий в Центральной Азии, финансируемого Европейским союзом.
Что касается Кыргызстана и Таджикистана, как известно, эти страны действительно планируют реализацию ряда крупных проектов, включая строительство ЛЭП и ГЭС, для обеспечения экспорта электроэнергии из Центральной Азии в Южную Азию, в том числе в Афганистан и Пакистан. Однако, принимая во внимание сложное экономическое положение Казахстана на фоне мирового кризиса, вряд ли будет правильным участие казахстанской стороны в реализации данных проектов, требующих значительных финансовых ресурсов. Целесообразным представляется направить эти ресурсы на развитие, прежде всего, отечественной электроэнергетики и отдельных проектов в Центральной Азии, влияющих значительно на водно-энергетический режим юга республики.
- В последнее время много говорят о необходимости вовлечения в энергобаланс и возобновляемых источников энергии. Насколько реально эти проекты могут оказать влияние на энергетику Казахстана?
- Потенциал возобновляемой энергетики в Казахстане огромен. По предварительным оценкам, он составляет около 11,5 млрд кВт/ч в год. При этом технический потенциал еще выше - более 300 млрд кВт/ч в год - и может быть использован в более отдаленной перспективе. Для сравнения, годовое потребление ЕЭС Казахстана составляет около 80 млрд кВт/ч, то есть мы могли бы покрывать до 14% от собственной потребности за счет возобновляемой энергии. Безусловно, возобновляемая энергетика имеет очевидные плюсы: это и экологическая чистота, и отсутствие зависимости от поставок ископаемого топлива. Однако имеется и серьезное препятствие для ее развития - это относительно высокая себестоимость электрической энергии, производимой на таких установках, и соответственно их низкая конкурентоспособность в условиях свободного рынка электроэнергии. Очевидно в этих условиях развитие возобновляемой энергетики без поддержки со стороны государства невозможно. Думаю, что значительный прогресс в этом вопросе будет достигнут с принятием Закона о господдержке возобновляемых источников энергии, который, как я уже говорил, в июле был подписан главой государства.
- Какие шаги предприняты в последнее время в Казахстане для совершенствования законодательной базы в области энергетики? Достаточно ли совершенно казахстанское законотворчество в этой области?
- От 100-процентной государственной монополии, доставшейся в наследство от бывшего СССР, за какие-то 10-15 лет мы осуществили переход к рыночным отношениям. Системные реформы в отрасли поделили ее на конкурентную (производство и купля-продажа) и монопольную (передача и распределение) части, работает конкурентный оптовый рынок электроэнергии на основе прямых договоров купли-продажи между потребителями и производителями. Однако неправильно было бы говорить, что сегодняшняя структура отрасли и сложившиеся между субъектами рынка отношения - есть нечто абсолютно завершенное. Нам еще предстоит создать достаточные резервы маневренных мощностей для завершения создания полноценного балансирующего рынка, усовершенствовать тарифообразование и розничный рынок, который на сегодняшний день не стал инструментом эффективной обратной связи между розничным потребителем и энергоснабжающей организацией. Кроме того, необходимо завершить работу по созданию автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии в региональных сетях. Добавлю, что в апреле текущего года постановлением правительства была одобрена Концепция дальнейшего совершенствования рыночных отношений в электроэнергетике, в которой обозначены эти, а также другие задачи, стоящие перед отраслью. Так что нам все еще предстоит выполнить большую работу.
Беседовала Елена БУТЫРИНА
