АНАЛИТИЧЕСКАЯ ЗАПИСКА

2015 г.

2

СОДЕРЖАНИЕ

1. ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ МИРОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ ДО 2030 ГОДА .............................. 3

1.1. Преамбула ........................................................................................................................ 3

1.2. Цены на электроэнергию в странах Европы ...................................................... 3

1.3. Тенденции развития мировой энергетики ........................................................... 6

1.4. Новый инвестиционный цикл в энергетике ........................................................ 8

2. МИРОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА НА ВИЭ ...................................................................................... 9

2.1. Возобновляемые источники энергии .................................................................... 9

2.1.1. Тенденции развития ВИЭ ...................................................................................... 10

2.1.2. Ограничения развития ВИЭ .................................................................................. 10

2.1.3. Господдержка генерации на ВИЭ ........................................................................ 11

2.2. Ветровая энергетика .................................................................................................. 12

3. ЭНЕРГЕТИКА КАЗАХСТАНА .............................................................................................. 12

3.1. Обзор энергетического комплекса Казахстана ................................................ 12

3.2. Производство и потребление электроэнергии ................................................ 13

3.3. ЕЭС Казахстана ............................................................................................................ 15

3.4. Установленные мощности и энергобаланс Казахстана ................................ 16

3.5. SWOT-анализ энергетики РК ................................................................................... 18

3.6. Анализ ресурсов генерации энергии ................................................................... 18

3.6.1. Угольная энергетика ............................................................................................... 19

3.6.2. Гидроэлектроэнергия.............................................................................................. 19

3.6.3. Электроэнергия из природного газа ................................................................... 19

3.6.4. Атомная энергия ...................................................................................................... 19

3.6.5. Источники энергии на новых физических принципах ..................................... 19 3.7. Анализ ресурсов повышения энергоэффективности без роста генерации ................................................................................................................................... 19

3.7.1. Электрические сети................................................................................................. 19

3.7.2. Энергоэффективность и энергосбережение .................................................... 20

3.8. Резюме по разделу ..................................................................................................... 21

4. КАЗАХСТАНСКАЯ ЭНЕРГЕТИКА НА ВИЭ ...................................................................... 23

4.1. Потенциал развития энергетики на ВИЭ ............................................................ 23

4.2. SWOT-анализ зеленой энергетики РК .................................................................. 25

4.3. Ветровая энергетика в Казахстане ....................................................................... 26

4.3.1. Малая ветровая энергетика .................................................................................. 26

4.4. Экономика отдельно взятой ВЭС.......................................................................... 27

4.4.1. Общие сведения ...................................................................................................... 27

4.4.2. Государственное регулирование рынка ............................................................ 28

4.4.3. Исходные данные для проекта ............................................................................ 29

4.5. Резюме по разделу ..................................................................................................... 33

3

1. ПРОГНОЗ РАЗВИТИЯ МИРОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ ДО 2030 ГОДА

1.1. Преамбула

Для оценки потенциала по инвестированию в ветровую энергетику Казахстана мы полагаем необходимым понять: 1. Состояние мировой энергетики в целом 2. Тенденции развития альтернативной энергетики, включая ветровую. 3. Ситуацию в энергетической отрасли Казахстана, какие вызовы и задачи существуют на сегодня и на перспективу. 4. Что происходило, происходит и ожидается на рынке ветровой энергетики Казахстана.

1.2. Цены на электроэнергию в странах Европы

Рынок электроэнергии в Европе остается достаточно дифференцированным, даже несмотря на декларируемые интеграционные процессы, а рыночная экономика в «чистом» виде работает совсем не во всех государствах региона. В ряде стран ЕС люди достаточно много платят за электроэнергию, финансируя экологическую политику государства, в других странах, напротив, государство косвенно финансирует электорат, субсидируя низкие тарифы. В результате тарифы на электроэнергию иногда отличаются в разы у соседних стран со схожей обеспеченностью ресурсами.

Первые позиции рейтинга европейских стран по уровню цен на электроэнергию для населения в 2014 году занимают Дания и Германия. Правительства этих стран частично или полностью отказались от эксплуатации атомных электростанций и активно поддерживают развитие "зеленой" энергетики. Один из способов этой поддержки, получивший одобрение большинства граждан, — повышение стоимости электричества.

Рисунок 1. Рейтинг стран по уровню тарифов на электроэнергию

4

5

В нижней части рейтинга расположились Россия и бывшие республики СССР. Аналитики объясняют это низким уровнем развития "зеленой" энергетики, широким использованием атомной и гидроэнергии, невысокими ценами на газ для энергопредприятий, а также социальной политикой (субсидированием) правительств.

В целом следует отметить, что большинство стран, расположившихся в первой десятке, это страны со сравнительно развитой «зеленой» электроэнергетикой, где ее доля в энергобалансе составляет 8% и выше. Кроме того, на расположение в рейтинге влияет доля дешевой атомной электроэнергии и еще более дешевой гидроэлектроэнергии. Все эти факторы могут либо нивелировать, либо усиливать друг друга. Например, во Франции и Швеции сравнительно одинакова доля АЭС, но у Швеции значительно большее развитие получила «зеленая» энергетика. Вследствие этого цена электроэнергии в Швеции почти на четверть выше, чем во Франции. В Норвегии на фоне других скандинавов отсутствует «зеленая» энергетика, нет атомной энергетики, но очень развита гидроэнергетика, поэтому электроэнергии здесь также сравнительно дешевая. В целом, как следует из анализа цен многие европейские страны в угоду экологии и энергетической независимости готовы нести большие финансовые потери. Однако эффективность подобной энергетической политики пока сомнительна. Такой подход страны реализуют в определенной степени в ущерб конкурентоспособности собственных производителей и покупательной способности населения. При этом совершенно не очевидно, что экологический эффект подобной энергетической политики Германии, Дании, Италии и других стран полностью компенсирует упущенную экономическую выгоду в виде низких издержек. В ближайшие годы точную оценку справедливости такого подхода еще только предстоит выяснить, но сейчас экономики большинства европейских стран уже проигрывают в конкурентной борьбе тем же США, где в энергобалансе сделан упор на дешевые газ, нефть и атомную энергетику.

В нижней части таблицы, в основном, расположились страны, где «зеленая» энергетика находится в зачаточном состоянии — это Россия и ее соседи.

Источник: РИА Новости http://ria.ru/infografika/20141120/1033874028.html#ixzz3Ue352Bb8

Рисунок 2. Тарифы 2013г., центы дсша на 1 кВт/ч

6

График демонстрирует "коалицию" стран с ярко выраженной политикой поддержки нетрадиционных источников энергии. Себестоимость энергии – малая составляющая тарифа для потребителя.

1. Основные проблемы мировой энергетики:

«несправедливое» неравномерное распределение органических энергоресурсов по миру и связанные с этим проблемы энергетической безопасности стран и регионов;

наступление эры сокращения добычи дешевого органического топлива;

нарастание экологических угроз.

2. Энергетика – одна из главных причин мировых экономических, финансовых и политических кризисов. Потребность в энергетике в мире возрастает в 2 раза каждые 10 лет. 3. Развитые страны Европы (Германия, Дания, Ирландия) активно развивают «зеленую» энергетику. В результате у них самый высокий тариф на электроэнергию. 4. В структуре тарифа у стран с дорогой энергетикой стоимость собственно генерации составляет 1/3 тарифа, остальное – сетевые расходы и налог в пользу «зеленой» энергетики.

1.3. Тенденции развития мировой энергетики

Ожидается, что в период с 2011 по 2030 г. население планеты увеличится на 1,3 млрд человек, ВВП вырастет вдвое, а спрос на энергоносители будет расти в среднем на 1,6% в год, или в целом на 36% до 2030 г. (см. рис. 2).

Почти весь прирост энергопотребления (93%) придется на страны, не входящие в ОЭСР, — так называемые экономики догоняющего типа.

В 2030 г. почти 80% мирового потребления первичной энергии будет по-прежнему приходиться на ископаемые виды топлива.

Среди ископаемых видов углеводородного топлива наиболее высокими темпами будет расти потребление природного газа (в среднем на 2% в год). Второе место по темпам роста займет уголь (1,2% в год в целом за период), однако после 2020 г. темпы его прироста существенно замедлятся. В основном это связано со сменой тренда в Китае (на который в 2030 г. будет приходиться 52% мирового потребления угля), где средние темпы прироста снизятся с 3,5% в 2012—2020 гг. до 0,4% в 2021—2030 гг. Наиболее медленно (около 0,8%) будет расти потребление нефти, его динамика будет практически целиком зависеть от развития транспортного сектора.

Структура энергопотребления в электроэнергетике изменится: свыше 50% суммарного прироста в последующие 18 — 19 лет будет обеспечено за счет неископаемых видов топлива. Наибольший вклад в прирост производства электроэнергии внесут возобновляемые источники энергии. Таким образом, произойдет определенный прогресс в декарбонизации электроэнергетики.

К 2030 г. эксперты ожидают, что доли основных ископаемых углеводородных ресурсов (нефти, газа и угля) сблизятся и составят 26—28% каждая. Этот процесс не случайный, но он протекает по-разному для различных видов топлива.

7

Рисунок 3. Доли разных видов топлива и цены на энергоносители

Утрата нефтью лидирующих позиций во многом объясняется ростом цен на нее (перелом в тренде произошел после взлета цен в результате нефтяных кризисов 1970-х годов). Из-за высоких цен нефть используется практически в одном секторе экономики — на транспорте.

Рост цен на углеводороды привел к усилению двух тенденций. Первая, на стороне спроса, состоит в росте эффективности использования энергоресурсов; вторая, на стороне предложения, заключается в вовлечении в хозяйственный оборот новых, нетрадиционных, источников энергоресурсов, ранее считавшихся нерентабельными.

На левой части рисунка 4 представлена динамика энергоемкости — объема первичной энергии, необходимого для производства единицы ВВП. Видна тенденция: энергоемкость сначала повышается, по мере того как страны проходят период индустриализации, когда основная часть рабочей силы и производства перемещается из менее энергоемкого сельского хозяйства в более энергоемкую промышленность. Затем наступает спад по мере перемещения основной части рабочей силы и производства из промышленности в сферу услуг и из тяжелой промышленности в легкую.

Рисунок 4. Повышение энергоэффективности

8

На правой части рисунка 4 представлена зависимость между экономическим ростом и энергопотреблением. Увеличение разрыва между динамикой ВВП и потреблением энергии свидетельствует о более экономном ее использовании.

Источник: BP: прогноз развития мировой энергетики до 2030 г., 2013 г.

1. Для экономического роста нужна энергия, прирост энергии происходит за счет:

повышения энергоэффективности;

новых видов поставок. 2. 93% роста энергопотребление произойдет за счет экономик «догоняющего» типа. 3. К 2030 г. в структуре энергопотребление 80% будут составлять ископаемые виды топлива. 4. Доли углеводородов (уголь, нефть, газ) в структуре энергопотребления сблизятся и составят по 26-28%. 5. Доли неископаемых источников энергии (атомная, гидро и «зеленая») также сблизятся и составят по 6-7%. 6. В мире происходит повышение уровня энергосбережения, энергоемкость по ВВП выравнивается по регионам, включая Китай.

1.4. Новый инвестиционный цикл в энергетике

Для участников глобальных энергетических рынков резко возросла неопределенность их будущего.

Сложность заключается в том, что все это разворачивается на фоне запуска нового крупного инвестиционного цикла в энергетике развитых индустриальных стран. Обычная продолжительность такого цикла составляет 40-60 лет и определяется она сроком эксплуатации основных генерирующих объектов и энергетических инфраструктур. В настоящий момент будут выводиться из эксплуатации мощности, возраст которых превышает 40 лет и которые были созданы в рамках предшествующего крупного инвестиционного цикла в 60-80-е годы ХХ-го века. В ближайшие 10 лет этот процесс примет массовый характер.

Рисунок 5. Возрастная структура электростанций

9

По консервативному базовому сценарию МЭА (World Energy Outlook, 2009 г.), до 2030 г. в мировую энергетику должно быть инвестировано около 26 трлн. долл., из них 53% - в электроэнергетику.

1. Мир находится на старте нового инвестиционного цикла.

2. В новом инвестиционном цикле страны выбирают модель развития (газ+ВИЭ, «новая парадигма»+традиционная энергетика в разных сочетаниях).

2. МИРОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА НА ВИЭ

2.1. Возобновляемые источники энергии

Причины ускоренного развития ВИЭ энергетики: 1. Изменение структуры энергобаланса:

долгосрочный тренд на повышение себестоимости добычи основных видов ископаемого топлива на фоне возможного сокращения экономически оправданных запасов углеводородного сырья;

невозможность прироста добычи углеводородов в таком объѐме, который бы соответствовал прогнозируемым индикаторам прироста производства и потребления электрической и тепловой энергии.

2. Снижение зависимости от импорта энергоресурсов 3. Снижение экологической нагрузки 4. Новое технологическое и научно-техническое развитие: в пакете всех

патентных заявок доля заявок ВИЭ составляет почти 50%, традиционная энергетика – только 29%

Ветроэнергетика составит львиную долю роста в генерации энергии из возобновляемых источников (34%), за ней последуют гидроэнергетика (30%) и солнечная энергетика (18%). Источник: World Energy Outlook 2014

Рисунок 6. Текущая роль и динамика развития ВИЭ

10

2.1.1. Тенденции развития ВИЭ

Доля возобновляемой генерации в целом будет расти, вне зависимости от потенциала и сроков коммерческой окупаемости технологий. 1. В большинстве стран возобновляемую энергетику вряд ли можно назвать

либерализованным конкурентным энергетическим рынком, поскольку ее приоритетное развитие закреплено на государственном уровне и субсидируется тарифными и иными мерами.

2. Экономика возобновляемой энергетики кардинально отличается от экономики традиционной генерации, поэтому провести экономические сравнения в настоящее время трудно. Технологии возобновляемых ресурсов находятся в стадии коммерциализации и масштабирования, поэтому сроки окупаемости проектов лежат за пределами традиционных инвестиционных/инфраструктурных циклов (составляют около 20–30 лет по разным видам генерации, хотя быстро сокращаются). По сути, сейчас вложения в ВИЭ являются «инвестициями в будущее», соответственно, могут быть произведены преимущественно за счет активной позиции государства.

3. Быстрее всего отрасль растет в Китае. 4. Возобновляемая энергетика стала новым ядром роста занятости. Темпы роста

рабочих мест в т.н. «зеленой экономике» в целом в последние 10 лет втрое превышали подобные показатели в других отраслях. Большая часть из созданных рабочих мест относится к масштабируемым сейчас ВИЭ — гидроэнергетике, ветровой энергетике и солнечной энергетике. Отметим, что требуемые компетенции соответствуют скорее среднему уровню образования, а предприятия этих отраслей не обладают высокой чувствительностью к уровню квалификации рынка труда.

5. Введение генерации на ВИЭ требует принципиально изменить инфраструктурную организацию энергетики и обновить архитектуру энергосистем. Рассредоточенная генерация предъявляет запрос скорее на локальные сети, связанные в мегасетевые системы (единые, но децентрализованные энергосистемы).

6. Трансформация энергетического баланса и переход к безуглеродной энергетике в мире может произойти в достаточно сжатые сроки.

Главные драйверы развития ВИЭ:

ограниченность традиционных углеводородных энергоресурсов;

экологически чистая энергия ВИЭ;

эмиссия CO2: угроза глобального изменения климата;

угроза радиации и техногенных аварий.

2.1.2. Ограничения развития ВИЭ

Таблица 1. Проблемы ВИЭ и способы их решения

Проблема Способ решения

Сравнительно высокая себестоимость генерации. Приведенная стоимость электроэнергии (LCOE)* для ВИЭ-энергетики до сих пор выше, чем для традиционной энергетики.

Feed-in тариф

Налоговые льготы для генерирующих компаний и производителей оборудования

Единовременные гранты для снижения капзатрат при строительстве электростанций,

11

производстве оборудования

Отсутствие дешевой технологии промышленного хранения энергии. Главное технологическое ограничение для ВИЭ-энергетики – цикличность генерации (выработка только в момент наличия источника энергии). Метеозависимость, из-за чего нельзя точно спрогнозировать их мощность, а значит для поддержки солнечных или ветряных станций необходимо резервировать услуги традиционных ТЭС.

Тактическое решение – резервирование мощностей традиционной генерации, резервирование энергии в сетевых накопителях (ГАЭС, гидронасосные станции)

Стратегическое решение – поиск технологий нового поколения для промышленного хранения больших объемов энергии (сверхмощные аккумуляторы, сверхпроводниковые системы и др.)

(*) LCOE – средняя расчетная себестоимость производства электроэнергии в течение жизненного цикла электростанции (с учетом капитальных и операционных затрат, целевой доходности, стоимости финансирования и налогов). Для расчета LCOE приняты показатели доходности в размере 14%, налогов в размере 20%, стоимости финансирования в размере LIBOR + 5%.

2.1.3. Господдержка генерации на ВИЭ

Поскольку себестоимость производства электроэнергии на ВИЭ выше, чем на топливных видах генерации, государство вынуждено оказывать поддержку производителям электроэнергии на ВИЭ. Несмотря на достаточно широкий спектр возможных инструментов поддержки ВИЭ, основными механизмами являются компенсационный тариф (feedintariff) и система квотирования энергии ВИЭ (RPS – Renewable Portfolio Standards).

Ключевой механизм привлечения инвестиций – Feed-in tariff – фиксированный тариф на покупку электроэнергии, сгенерированной с использованием ВИЭ. Принят более чем в 70 странах мира (в т.ч. в 70% стран с высоким доходом, в 56% стран со средним доходом на душу населения). Суть механизма:

гарантия подключения «чистой» генерации к сети;

долгосрочные контракты на покупку всей произведенной электроэнергии;

надбавка к стоимости произведенной электроэнергии в течение 10-25 лет.

В рамках компенсационной модели тариф на электроэнергию, производимую на ВИЭ, устанавливается на долгосрочный период на уровне реальных издержек. Данный механизм может принимать вид как фиксированного тарифа, так и надбавки к оптовой цене продажи электроэнергии, полученной с использованием ВИЭ. Первый вид получил широкое распространение в ряде штатов США, второй – в Германии и Испании, где производителям электроэнергии на ВИЭ компенсируются 40 – 45% затрат.

В случае функционирования системы квотирования, законодательно устанавливаются квоты на объем электроэнергии, произведенной на ВИЭ, а также обязательства по приобретению данной электроэнергии. Также часто вводятся так называемые «зеленые сертификаты», которые удостоверяют потребление электроэнергии ВИЭ. В случае недостаточного потребления электроэнергии ВИЭ, покупатели приобретают «зеленые сертификаты» у других покупателей электроэнергии, которые приобрели больший объем электроэнергии ВИЭ, чем

12

требуется квотами. Такой механизм характерен для Великобритании и Швеции. На практике часто встречается комбинация этих методов. Дополнительно в рамках государственной политики по поддержке генерации электроэнергии на ВИЭ можно перечислить следующие инструменты:

1) субсидии и кредиты по низким процентным ставкам; 2) гарантии по банковским ссудам; 3) освобождение от уплаты части налога на прибыль; 4) ускоренная амортизация оборудования; 5) финансирование научно-исследовательских и опытно-конструкторских

работ в области ВИЭ (в т. ч. выдача государственных грантов). 6) подведение инфраструктуры (ЛЭП, дорог и т.д.).

2.2. Ветровая энергетика

К началу 2015 года общая установленная мощность всех ветрогенераторов составила 369 гигаватт. Среднее увеличение суммы мощностей всех ветрогенераторов в мире, начиная с 2009 года, составляет 38-40 гигаватт за год и обусловлено бурным развитием ветроэнергетики в США, Индии, КНР и ФРГ.

По прогнозам специалистов, мощность мировой ветроэнергетики может более 1’500’000 МВт к 2020 году.

В 2010 году в Европе было сконцентрировано 44 % установленных ветряных электростанций, в Азии — 31 %, в Северной Америке — 22 %.

1. Энергетика находится на старте нового инвестиционного цикла. 2. В рамках нового цикла «зеленой энергетике» уделяется значительное

внимание.

3. Стоимость генерации «зеленой» энергии сближается со стоимостью генерации традиционной энергетики.

4. В последние несколько лет эйфория от «зеленой энергетики» уменьшилась и происходит корректировка планов (и инвестиций), связанных с ее использованием.

3. ЭНЕРГЕТИКА КАЗАХСТАНА

3.1. Обзор энергетического комплекса Казахстана

Согласно маркетинговому исследованию ранка электроэнергии, начиная с 2013 года, потребность Казахстана в электричестве будет увеличиваться на 4,3% ежегодно.

Общая характеристика энергетики:

Электроэнергетика создана на базе крупных ТЭС, ГЭС, имеющих большой радиус покрытия нагрузок.

Доля крупных электростанций (600 МВт и более) составляет 54% от всей установленной мощности (в т. ч. промышленных блок-станций);

ТЭЦ строились в крупных городах или на промышленных предприятиях.

Доля малой, распределенной генерации, включая ВИЭ, составляет 0,62% (2014 г.).

Текущий уровень износа электростанций составляет около 70 %. На начало 2013 года средний возраст оборудования тепловых электростанций составил

13

28,8 лет, гидроэлектростанций – 35,7 лет. При этом 57 % мощностей электростанций отработали более 30 лет.

Большинство городов и поселений питается электроэнергией от мощных электростанций через протяженные электрические сети и каскады понизительных подстанций. Крупные города частично получают электроэнергию от местных ТЭЦ. В средних и малых городах собственные источники электроэнергии, как правило, отсутствуют.

Теплоснабжение - в крупных городах осуществляют как от ТЭЦ, так и котельные. В средних и малых городах – преимущественно от котельных. Тепловые сети очень протяженны и крайне изношены.

Рисунок 7. Обзор показателей энергетики Казахстана

3.2. Производство и потребление электроэнергии

Рисунок 8. Производство и потребление э/энергии

14

Казахстан обладает крупными запасами энергетических ресурсов (нефть, газ, уголь, уран), а также ресурсами возобновляемых источников энергии. До 2010 года Казахстан являлся нетто-экспортѐром электроэнергии, а с 2011 по 2013 гг. являлся нетто-импортером, то есть потреблял больше электроэнергии, чем производил. Север Казахстана экспортирует электроэнергию, производимую на Экибастузских ГРЭС-1 и ГРЭС-2, в Россию, а юг покупает еѐ у Киргизии и Узбекистана. Импорт электроэнергии в Казахстан по итогам 2014 года составил 644 млн

кВт/ч, экспорт - 2 млрд 9 млн кВт/ч.

Суммарная установленная мощность всех электростанций Казахстана составляет 20.6 тысяч МВт, а фактическая мощность — 16.5 тысяч МВт. Казахстан вырабатывает 94.5 млрд. КВтчас электроэнергии в год (данные 2014 г., против 1045 млрд. КВтчас Россией, и 4058 млрд. КВтчас - США, 5320 млрд. КВтчас - Китаем), то есть электровооруженность Казахстана 5,4 МВтчас/чел в год против 6,7 - в России, 14 - США, 3,5 - в КНР. Только 2012 году Казахстан достиг уровня выработки электроэнергии 1991 года (87,4 млрд. КВтчас).

Превалирующая часть казахстанских электростанций – это тепловые, работающие на угле. Они вырабатывают три четверти всего электричества. Если учесть, что в Казахстане имеются большие запасы энергетических углей с низкой себестоимостью, то это дает отрасли сильное конкурентное преимущество. С другой стороны, из-за привязки к угольным месторождениям генерирующие мощности распределены очень неравномерно: 42% установленной мощности ЕЭС Казахстана сконцентрировано в Павлодарской области. Генерирующее оборудование станций в значительной мере выработало свой ресурс, что ограничивает возможность производства электроэнергии действующими электростанциями.

Рисунок 9. Источники энергии для генерации

Источники энергии (2014 г.) Доля

Уголь 73,1%

Гидроресурсы 8,1%

Газ 18,2%

ВИЭ (Возобновляемые Источники Энергии) 0,6%

15

Рисунок 10. Динамика индексов роста цен и производства энергии

Рисунок 11. Структура потребления э/энергии, 2012 г.

Источник: Национальный энергетический доклад, Ассоциация KAZENERGY.

3.3. ЕЭС Казахстана

Единая электроэнергетическая система Республики Казахстан (ЕЭС РК) представляет собой совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций.

16

ЕЭС Казахстана:

1. Генерация - 76 электростанций, с совокупной установленной мощностью – 20 591,5 МВт.

2. Транзит:

297 линий электропередачи (напряжением 35 – 1150 кВ), с общей протяженностью -24,4 тыс. км (по цепям);

76 подстанций (напряжением 35 – 1150 кВ).

3. Распределение электроэнергии:

20 региональных энергетических компаний;

150 малых передающих компаний, контролирующие электрические сети регионального уровня напряжением 0,4 – 220 кВ.

4. Снабжение: 180 электроснабжающих организаций.

Роль системообразующей сети в ЕЭС РК выполняет Национальная электрическая сеть (НЭС).

ЕЭС Казахстана состоит из трех зон:

Северная. Является энергоизбыточной, покрывает собственную потребность в электроэнергии и передает избытки в Южную зону и на экспорт в Россию.

Южная. Южная зона энергодефицитна, дефицит покрывается за счет перетоков из Северной зоны по транзиту Север-Юг Казахстана и поставок из энергосистем Центральной Азии.

Западная . В Западной зоне энергодефицитными является Западно-Казахстанская и Атырауская области. Мангистауская область располагает избытком генерирующей мощности.

3.4. Установленные мощности и энергобаланс Казахстана

Суммарная установленная мощность электростанций Казахстана составляет

20’591,5 МВт электроэнергии. Всего в эксплуатации находятся 76 электростанций.

Таблица 2. Изменение мощностей как результат инвестиций в отрасль

№ п/п

Наименование показателя

Размерность 2008 гг. 2013-2014

гг. %

1 Установленная электрическая мощность

МВт 18 992,70 20 591,50 8,4

2 Располагаемая электрическая мощность

МВт 13 871,60 16 533,00 19,2

3

Коэффициент использования установленной мощности электростанций (КИУМ)

% 48 51,2 6,7

5 Инвестиции в отрасль млрд. тенге ≈ 30,0* 176,3 в 6 раз

*Примечание: в связи с отсутствием точных данных об инвестициях в 2008 году, представлено оценочное значение инвестиций на базе тарифов и инвестиций 2009 года

17

Крупнейшие новые проекты по увеличению мощностей:

На 2009-2013 годы фактически инвестировано 692,2 млрд. тенге, результат - прирост 1 776 Мвт

На 2009-2015 годы прогнозируется инвестиций на 1033,9 млрд. тенге, ожидаемый результат - прирост 2 584 Мвт

Ввод мощностей за счет средств, вложенных в период действия предельных тарифов

Таблица 3. Энергобаланс Казахстана

№ ЕЭС

Казахстана

Прогноз

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030

1

Максимальная потребляемая

15000 16000 16500 17000 17500 18000 18500 20500 23600 электрическая

мощность

2 Необходимый

резерв мощности

1373 1567 1618 1641 1991 2018 2049 2210 2248

3 Генерация 17325 18223 19621 19849 20594 21379 22422 24158 26100

4 Дефицит

(+)/Избыток(-) -952 -655 -1504 -1209 -1104 -1362 -1874 -1448 -252

Источник: Доклад Министра энергетики В. Школьника на Правительственном часе в Мажилисе Парламента Республики Казахстан на тему: «Электроэнергетика и уголь: итоги и перспективы», 2015 г.

18

3.5. SWOT-анализ энергетики РК

Сильные стороны Слабые стороны

высокая доля производства электроэнергии на тепловых электростанциях, использующих дешевые угли (73 % от общего объема производства в 2014 г.);

развитая схема системообразующих линий электропередачи напряжением 220-500-1150 кВ;

централизованная система оперативного диспетчерского управления; наличие значительного потенциала возобновляемой энергии (свыше 1,0 трлн. кВтч);

параллельная работа ЕЭС Казахстана с ОЭС Центральной Азии и ОЭС России;

сформирована нормативно-правовая база для эффективного функционирования оптово-розничного рынка электроэнергии;

возможности экспорта электроэнергии и наличие транзитного потенциала; наличие значительных запасов топливно-энергетических ресурсов.

значительная выработка паркового ресурса генерирующего оборудования, что ограничивает возможность производства электроэнергии действующими электростанциями (на ТЭС национального значения остаточный парковый ресурс составляет от 18-30 %);

дефицит маневренной генерирующей мощности для покрытия пиковых нагрузок, связанный с низкой долей гидроэлектростанций (около 8-10 %) в структуре генерирующих мощностей;

неравномерность распределения генерирующих мощностей (42 %) установленной мощности ЕЭС Казахстана сконцентрировано в Павлодарской области);

высокая степень изношенности электрических сетей региональных электросетевых компаний (~ 65-70 %);

отсутствие механизма, обеспечивающего строительство новых электростанций;

зависимость Западной зоны ЕЭС Казахстана (Западно-Казахстанская, Атырауская области) от поставок электроэнергии из России в связи с отсутствием электрических связей с ЕЭС Казахстана.

Возможности Угрозы

объединение Западной зоны с основной частью ЕЭС РК;

достижение энергетической безопасности страны в отдельных регионах;

ввод рынка мощности;

самодостаточное обеспечение внутренними энергетическими ресурсами регионов Республики;

повышение экспортных и транзитных возможностей страны;

принятие мер по повышению инвестиционной привлекательности отрасли для привлечения инвестиций в развитие объектов электроэнергетики.

увеличение разрыва мощности между располагаемой и установленной мощностями и выбытие основного оборудования на действующих электростанциях;

возникновение не покрываемого дефицита электроэнергии;

зависимость страны в электроэнергии от сопредельных государств.

3.6. Анализ ресурсов генерации энергии

Источник: The World Bank Data Catalog, World Bank.

19

3.6.1. Угольная энергетика

73% электроэнергии в Казахстане вырабатывают 37 тепловых электростанций, работающих на углях Экибастузского, Майкубинского, Тургайского и Карагандинского бассейнов. Крупные месторождения Экибастузского и Карагандинского угольных бассейнов обеспечивают РК 7-е место в мире по объему разведанных запасов угля

Угольная энергетика дает и основное загрязнение природной среды.

Но современные технологии использования угля позволяют повысить КПД генерации и снизить уровень выбросов вредных продуктов сгорания.

Альтернативной «чистой» технологией является подземная газификация угля

3.6.2. Гидроэлектроэнергия

В Казахстане имеются значительные гидроресурсы, теоретически мощность всех гидроресурсов страны составляют 170 млрд кВт·ч в год, то есть только незначительная часть гидроэнергоресурсов используется в настоящее время.

Основные реки: Иртыш, Или и Сырдарья. Экономически эффективные гидроресурсы сосредоточены в основном на востоке (горный Алтай) и на юге страны. Крупнейшие ГЭС: Бухтарминская, Шульбинская, Усть-Каменогорская (на реке Иртыш) и Капчагайская (на реке Или) обеспечивающие 8-10 % потребностей страны.

3.6.3. Электроэнергия из природного газа

В Казахстане имеются значительные ресурсы попутного газа, добываемого вместе с нефтью. Его сжигание дает до 18% электроэнергии страны, составляя основную ее часть на западе Казахстана. Электростанции на газе весьма высокоэкологичны, но не всегда его использования в качестве источника энергии целесообразно с точки зрения недополучения выгоды от глубокой переработки углеводородов.

3.6.4. Атомная энергия

С 1973 по 1999 года на п-ове Мангышлак функционировал Мангистауский атомно-энергетический комплекс (бывшая Шевченковская АЭС) мощностью 52 тыс. кВт (на момент закрытия). Производимая электроэнергия использовалась для опреснения морской воды.

3.6.5. Источники энергии на новых физических принципах

Отрицание возможности появления не отрицает возможность их появления.

Учеными разрабатываются проекты холодного ядерного синтеза (есть данные что в США уже готов промышленный образец), извлечения энергии из вакуума и т.д. Их появление может перевернуть всю систему энергетики ( а заодно и мироустройства).

3.7. Анализ ресурсов повышения энергоэффективности без роста генерации

3.7.1. Электрические сети

Эффективность использования электроэнергии из-за концентрации производителей в одном месте и нахождении потребителей в другом, а также от большой разницы в пиковых потреблениях, во многом зависит от эффективности системы передачи электрической энергии, которая в Казахстане развита совершенно недостаточно и неравномерно. Большая часть ЛЭП построена еще в советское время и имеет износ

20

(возрастание омического сопротивления от коррозии, ухудшение электроизоляции и пр.) порядка 75%.

При передаче и распределении электроэнергии имеются большие потери — 21,5 %, а для сельских линий типичным уровнем является 25 - 50% потерь.

Наиболее выгодным для Казахстана является расширение, модернизация и коренное улучшение инфраструктуры государственной системы электрических сетей, которая обеспечит доступность дешевой и стабильной электроэнергии для всех потребителей и полное использование мощности угольных и гидроэлектростанций.

3.7.2. Энергоэффективность и энергосбережение

По данным U.S. Energy Information Administration за 2010 год Республика Казахстан, наряду с другими странами СНГ, занимает одно из последних мест в мире по показателям энергоемкости ВВП (Казахстан – 183 место, Россия – 185 место, Беларусь – 179 место). Высокая энергоемкость ВВП Республики Казахстан частично объясняется рядом объективных причин:

1) холодный резко-континентальный климат. Низкая средняя температура наружного воздуха и значительная продолжительность отопительного сезона по сравнению со странами континентальной Европы; 2) значительная доля энергоемких отраслей (горнорудная и металлургическая) – 38% ВВП Республики Казахстан за 2012 год. На промышленных потребителей приходится около 67% производимой электроэнергии;

3) обширная территория страны и, как следствие, необходимость передачи электроэнергии на большие расстояния приводят к значительным потерям в электрических сетях. Республика Казахстан занимает 9 место в мире по площади территории, при этом плотность населения в 19 раз меньше, чем в странах Европейского Союза.

Рисунок 12. Энергоемкость ВВП различных стран

21

В структуре потребления первичных энергоресурсов по основным отраслям экономики доля энергетики составляет 47,71%, промышленности – 20,36%, транспорта – 16,24%, жилищно-коммунального хозяйства и населения – 15,69%. Несмотря на наличие объективных причин высокой энергоемкости ВВП Республики Казахстан, существует значительный потенциал повышения энергоэффективности и энергосбережения, так как энергоемкость ВВП Республики Казахстан в два раза превышает аналогичный показатель большинства развитых стран, которые сопоставимы по параметрам холодного климата и плотности населения. Существенная доля промышленности в совокупном потреблении электроэнергии объясняется не только преобладанием тяжелой промышленности в экономике, но и высоким износом активов промышленных предприятий, использованием устаревших технологий. Существенный расход энергии электростанций на собственные нужды и на потери при передаче электроэнергии связан с двумя факторами: 1) существенным износом генерирующего и сетевого оборудования, который, по данным на 1 января 2013 года, достигает 70% в сегменте производства электроэнергии и 57% в электрических сетях; 2) моральным износом используемого оборудования. Результаты проведенных энергоаудитов нескольких крупных предприятий Республики Казахстан показали потенциал энергосбережения до 40%.

Кроме прямого наращивания генерирующих мощностей существует резерв экономии энергии при росте усилий на энергосбережение.

3.8. Резюме по разделу

1. Энергетика Казахстана является высококонцентрированной. 2. Основа энергетики – тепловые станции, работающие на угле. 3. Благоприятное географическое расположение для транзита и экспорта

энергии в сопредельные государства. 4. Энергетический баланс – прогноз до 2030 г. показывает непрерывный

небольшой избыток производства энергии по сравнению с потреблением, что позволяет быть Казахстану нетто-экспортером энергии.

5. Спрос на энергию продолжает расти, в первую очередь со стороны Китая. 6. Конкурентные преимущества энергетики РК:

Наличие используемых месторождений энергетического и бурого угля, 7-е место в мире по запасам угля

Наличие запасов урана, позволяющие развивать атомную энергетику (пока не используется). По запасам урана Казахстан находится на 2-м месте в мире, по производству урана – на 1-м;

Наличие запасов газа, которые почти не утилизируется внутри РК (кроме западных регионов). Казахстан находится на 10-м месте в мире по запасам нефти, на 20-м по запасам газа;

7. Низкий КПД электростанций (для КЭС - 33-34%). высокий уровень воздействия на окружающую среду угольной энергетики, технологическое отставание от лучших мировых практик в секторе генерации. Энергетика (генерация и транспорт) требуют обновления в связи с износом, что соответствует мировому тренду. Существует возможность перехода на новые технологии во время модернизации.

8. Традиционные источники энергии – конечны, поэтому основанная на них энергетика не имеет долгосрочной перспективы.

9. Государственная программа развития энергетики указывают цель – доля ветровых и солнечных электростанций должна составить 10% в балансе энергии к 2030 г.

22

10. Существует объективная необходимость следовать в тренде мировой энергетики, предусматривающей:

Рост энергесбережения;

Переход к «умным» технологиям;

Смещение от концентрированной генерации к распределенной энергетике;

Переход от тепловой энергетике угля и нефти к энергетике газа и ВИЭ. 11. Существует вероятность появления технологий, которые «сметут»

существующую энергетику. 12. Основной собственник объектов энергетики - государство. 13. Энергетика получает существенные ресурсы от государства для

инфраструктурного развития. 14. Энергетика не являлась приоритетной отраслью для государства (средняя

зарплата в отрасли ниже средней зарплаты в Казахстане) на фоне экспортноориентрованных сырьевых секторов экономики.

15. Углеводородное топливо непредсказуемо по цене. В период высоких цен альтернативная энергетика выглядит более привлекательно.

16. Для развития «зеленой энергетики» принят ряд соответствующих законов. 17. Источники инвестиций в Концепции развития топливно-энергетического

комплекса Республики Казахстан до 2030 года описаны туманно, с указанием, что потребуются частные инвестиции. Сырьевые и технологические компании не являются лидерами трансформаций рынков. Формулировка технологических моделей и сценариев развития будущей энергетики сталкивается с очевидными проблемами.

Таблица 4. Ожидаемые результаты реализации Концепция развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан до 2030 года

Описание 2015 2020 2030

Ввод новых генерирующих мощностей

+2005 МВт относительно уровня

2013 года

+3884 МВт относительно

уровня 2015 года

+1645 МВт относительно уровня

2020 года

Строительство линий электропередач 220-500 кВ

+380 км относительно уровня 2013 года

+3145 км относительно

уровня 2015 года

+5340 км относительно уровня 2020 года

Износ основных фондов в сегменте генерации э/э

70% 60% 40%

Износ основных фондов в сегменте передачи э/э

60% 50% 30%

Доля ВЭС и СЭС в выработке электроэнергии

3% 10%

Доля газовых электростанций в

выработке электроэнергии

20% 25%

Снижение выбросов углекислого газа в электроэнергетике

Уровень 2012 года -15%

(относительно уровня 2012 года)

Суммарный объем привлеченных инвестиций

в отрасль (в ценах 2011 года)

8,3 трлн. тенге

В Стратегии «Казахстан-2050» в части нового курса устойчиво-сбалансированного развития предусмотрено достижение 50% доли альтернативной и возобновляемой энергетики в общей корзине энергобаланса страны к 2050 году и снижение

23

энергоемкости ВВП на 10% к 2015 году и на 25% к 2020 году по сравнению с исходным уровнем 2008года. Эффективное и прибыльное массовое производство и концентрация ресурсов возможно только при международном разделении труда. Казахстану имеет смысл специализироваться в тех отраслях производства, где он имеет конкурентные преимущества в силу природных, географических и традиционных отраслевых условий.

С учетом проведенного SWOT-анализа и принимая во внимание вызовы, стоящие перед энергетикой Казахстана, задача ускоренного перехода на ВИЭ, а особенно на ветровую энергетику представляется второстепенной.

Более актуальными задачами представляются развитие естественных конкурентных преимуществ и устранение системных проблем:

1. Атомная энергетика. 2. Перевод электростанций с угольной генерации на газовую в Алматы и Астане. 3. Развитие угольной энергетики на Севере РК и экспорт излишков энергии. 4. Внедрение энергосберегающих технологий. 5. Снижение потерь при транзите энергии.

4. КАЗАХСТАНСКАЯ ЭНЕРГЕТИКА НА ВИЭ

4.1. Потенциал развития энергетики на ВИЭ

Природные условия в Республике Казахстан создают возможности для развития генерации с использованием энергии ветра, солнца, воды и атома. Гидропотенциал средних и крупных рек составляет 55 млрд. кВтч, малых рек – 7,6 млрд. кВтч в год. Потенциал солнечной энергии по расчетам составляет около 2,5 млрд. кВтч в год, а количество солнечных часов в году оценивается в 2 200–3 000 из 8 760. Ветровой потенциал достигает 1 820 млрд. кВтч в год. Тепловой потенциал геотермальных вод составляет 4,3 ГВт, однако их использование наиболее целесообразно для целей теплоснабжения. Таким образом, совокупный потенциал ВИЭ по генерации электроэнергии составляет 1 885 млрд. кВтч, тепловой потенциал – 4,3 ГВт. Наибольшим потенциалом обладает генерация на базе энергии ветра.

Таблица 5. Потенциал создания в Казахстане зеленой энергетики мирового

класса

Условия

· Ветровой потенциал десятки тысяч МВт (от 10

МВт/кв. км. и выше для компактных инновационных

турбин) или свыше 1 триллиона кВт-час в год - один

из лучших в мире по оценке МООС РК и ПРООН;

· Гидроэнергетический потенциал тысячи МВт;

· Благоприятный солнечный климат;

· Близость к основным рынкам сбыта большой

емкости;

· Удаленность крупных центров потребления

Рынок

· Высокий спрос на энергию на внутреннем и

внешнем рынках соседних стран;

· Потенциальный объем рынка

электроэнергии до 50 млрд. кВт-ч в год и

выше.

· Диверсификация экспортного потенциала за

счет не сырьевых ВИЭ;

· Рынок сбыта квот на выбросы оксида

углерода;

24

электроэнергии на юге Казахстана от традиционных

источников энергии;

· Наличие особенно благоприятных ветровых

условий в ветровых коридорах, где ветра дуют

только в одном (Ерейментау, Жузымдык) или

периодически меняющихся на противоположенное

направление (Джунгарские ворота, Шелек, Кордай).

· Переход с традиционных источников

энергии на ВИЭ.

Связанные и поддерживающие отрасли

· Развитие ВИЭ приведет к диверсификации

экономики страны;

· Наличие производственных мощностей и

материалов для изготовления, монтажу и

строительству;

· Стимулирование исследований и инноваций на

создание дешевых и высокопроизводительных

технологий.

Стратегия, структура и конкуренция

Стратегия: устойчивое и расширяемое

развитие генерации на основе использования

мощных, производительных и дешевых

устройств ВИЭ с целью снижения

потребления и экономии от не

возобновляемых углеводородных

энергоресурсов;

· Структура: эффективная генерация,

аккумулирование и транспортировка

электрической и тепловой энергии, сезонная

синергия и взаимное дополнение различных

видов ВИЭ. Высокая модульность проектов и

возможность постепенного ввода инвестиций

и мощностей;

· Конкуренция: ядерная, энергетика на основе

ископаемых ресурсах характеризуются

большими затратами и относительной

длительностью ввода в эксплуатацию,

экологическими последствиями, большей

технологической сложностью и удаленностью

от основных центров потребления, например

юга Казахстана. Источник: www.strategy2050.kz

Объективная оценка потенциала развития показывает, что у Казахстана есть условия для развития ветровой и солнечной энергетики, но этот потенциал не может быть эффективно использован в силу того, что прочие факторы (емкость рынка, связанные отрасли, стратегия) развиты недостаточно сильно и традиционные конкурентные преимущества Казахстана лежат в сфере традиционной и ядерной энергетике. ВИЭ особенно богат юго-восток Казахстана. В силу удаленности от традиционных источников энергии, таких как месторождения угля, нефти и газа, снабжение данными видами энергии этого региона требуют транспортировки на многие сотни километров, что сопряжено со значительными затратами и потерями. Вместе с тем, огромные возобновляемые запасы региона, в первую очередь ветровые, практически не разработаны. Одной из главных причин такого отставания является отсутствие электротехнического и машиностроительного производства в Казахстане, не позволяющая не строить ни привлечь массовые инвестиции в строительство объектов ветровой и солнечной энергетики, малых и средних ГЭС на горных реках Заилийского и Джунгарского Алатау.

25

4.2. SWOT-анализ зеленой энергетики РК

Сильные стороны Слабые стороны

· Ветровой потенциал десятки тысяч МВт (10

МВт/кв. км. для компактных инновационных

турбин) или свыше 1 триллиона кВт-час в год -

один из лучших в мире по оценке МООС РК и

ПРООН;

· 3 - 5,5 тыс. эффективных часов работы с

полной нагрузкой - в Европе менее 3 тыс.

часов/год;

· Гидроэнергетический потенциал тысячи МВт;

· Благоприятный солнечный климат;

· Близость к основным рынкам сбыта большой

емкости;

· Налоговые инвестиционные преференции;

· Гарантированная покупка "зеленой" энергии

государством по тарифам одобренного

регулятором бизнес-плана;

· Бесплатная транспортировка электроэнергии

конечному потребителю;

· Приоритетная диспетчеризация "зеленой

энергии" из ВИЭ.

· Сильные и порывистые ветра, особенно в

Джунгарских воротах со скоростью до 50 м/сек,

ограничивающая использование и

увеличивающая стоимость строительства

объектов ВИЭ;

· Сейсмическая активность в Южном и Юго-

Восточном Казахстане, ограничивающая

использование и увеличивающая стоимость

строительства объектов ВИЭ;

· Отсутствие собственных производств по

изготовлению электротехнического

оборудования;

· Высокая стоимость строительства объектов

ВИЭ из импортного оборудования;

· Отсутствие научного потенциала;

· Недостаточная инфраструктура и линии

электропередачи с высокими потерями.

· Высокая стоимость энергии.

· Перекладывание расходов на бюджет.

Возможности Угрозы

· Создание отечественных производств и

технологий в области зеленой энергетики,

строительства и синтетических материалов;

· Увеличения потенциала и производительности

путем разработки прорывных инноваций;

· Создание дополнительных экспортных и

транзитных энергетических маршрутов;

· Улучшение экологической ситуации

мегаполисов путем перевода их

энергоснабжения на экологические чистые и

ВИЭ;

· Аккумуляция энергии для последующего тепло

и электроснабжения населенных пунктов;

· Адаптация к местным природным,

климатическим и сейсмическим условиям;

· Установка станций у конечного потребителя,

что снижает потери в сетях.

· Обеспечение гарантий сохранности капитала и

соблюдения прав интеллектуальной

собственности;

· Недостаток технологического и проектно-

конструкторские опыта для разработки и

внедрении новых технологий;

· Взаимоотношения с поставщиками

оборудования;

· Риски координации, планирования могущие

повлечь к задержкам строительства и монтажа;

· Эксплуатация и обслуживание в условиях

резко континентального климата;

· Погодные и климатические риски;

· Необходимость вхождения на новые рынки

сбыта;

· Недостаток развитой инфраструктуры ЛЭП;

· Регуляторные и правовые риски.

Источник: www.strategy2050.kz

По итогам анализа напрашивается вывод, что распределенная энергетика, основанная на ВИЭ, в Казахстане имеет право на жизнь в первую очередь в

26

формате «малой энергетики», которая эффективна для энергообеспечения вахтовых поселков, удаленных промышленных предприятий и т.д.

4.3. Ветровая энергетика в Казахстане

В настоящее время в Казахстане, когда речь идет о развитии ВИЭ большое внимание на ветроэнергетический потенциал страны. Ветроэнергетика является одним из наиболее динамично развивающихся коммерческих видов возобновляемых источников энергии. Интерес к развитию ветроэнергетики обусловлен следующими факторами:

возобновляемый ресурс энергии, не зависящий от цен на топливо;

отсутствие выбросов вредных веществ и парниковых газов;

развитый мировой рынок ветровых установок;

конкурентная стоимость установленной мощности (1000-1400 долл. США/ КВт);

конкурентная стоимость электроэнергии, не зависящая о стоимости топлива;

короткие сроки строительства ветровой электростанции (ВЭС) с адаптацией мощности ВЭС к требуемой нагрузке;

возможность децентрализованного обеспечения электроэнергией для отдаленных районов

Главным показателем, позволяющим оценить эффективность ветроэнергетики, являются эффективные конструкции для территории с малой скоростью ветровых потоков. Таковыми признаны ветрогенераторы с вертикальной осью вращения, в частности роторного или карусельного типа. В Казахстане также имеются рабочие образцы ветроустановок малой мощности, пригодные для работы в нашей стране при постоянном движения ветра со скоростью 4 м/сек. и выше. По данным метеорологических наблюдений в течение нескольких десятилетий, высокое постоянство ветра с эффективной скоростью наблюдается в районе города Балхаша - 62,6 процента, то есть там постоянно дует в общей сложности 228 дней в году. В Петропавловске эти цифры представлены как 59,2 процента, или 220 дней, Павлодаре - 50,6, Атырау - 55,2, Актау - 51,5 и Астане - 48,2. Если говорить о городе Алматы, то этот мегаполис для развития традиционной ветроэнергетики бесперспективен - на его долю приходится лишь 1,1 процента.

По утверждению ученых- метеорологов, сила естественного природного ветра на территории Казахстана имеет устойчивую тенденцию к убыванию. Уже нет таких сильных и постоянных ветров, что были еще в 70-80-е годы прошлого века. Сегодня сезонные воздушные потоки, идущие со стороны России многие десятилетия через нашу территорию, не доходят даже до нашей границы.

4.3.1. Малая ветровая энергетика

Согласно проведенному ТОО «KUNTI» маркетинговому исследованию, емкость рынка обусловлена потребностью в автономных источниках энергии следующих сегментов: рынок сотовых операторов, крестьянско-фермерские хозяйства, нефтегазовый сектор. Для сотовых операторов общая потребность в ветродвигателях (мощностью от 5 кВт) оценивается на уровне 2500 энергокомплексов. Для крестьянско-фермерских хозяйств общий дефицит в электроэнергии составляет 1425,8 МВт, на данном рынке предполагается установка ветрогенераторов всего диапазона мощностей от 5 до 1 000 кВт. Таким образом, общая потребность в комплексных энергосистемах для крестьянско-фермерских хозяйств оценивается в 10 000 комплексов. Для сегмента нефтегазового сектора с учетом длины существующих и строящихся трубопроводов потребность в ветродвигателях мощностью 5-10 кВт составит более 500 энергокомплексов

27

4.4. Экономика отдельно взятой ВЭС

4.4.1. Общие сведения

План мероприятий по развитию альтернативной и возобновляемой энергетики в Казахстане на 2013 – 2020 годы предусматривает к 2020 году ввести в эксплуатацию порядка 106 объектов ВИЭ суммарной установленной мощностью 3054,55 МВт, включая:

34 ВЭС – 1787 МВт;

41 ГЭС – 539 МВт;

28 СЭС – 713,5 МВт;

3 биоэлектростанции – 15,05 МВт. Средняя мощность ВЭС из перечня – 52,6 МВт. Средняя удельная стоимость строительства каждого 1-го кВт мощности – 1945 дсша (1 дсша = 150 тенге), что выше среднеевропейских цен, которые редко превышают границу 1400 дсша за 1 кВт.

Справочно: ни одного проекта из предыдущих планов Правительства РК по развитию

ветровой энергетики не реализовано. За период независимости в стране сменилось

7 министерств, отвечающих за энергетику страны.

Немалое количество проектов из этого списка предлагается инвесторам Министерством по инвестициям и развитию на сайте http://baseinvest.kz/project?generate=1&sector_id=22&region_id=all Качество предоставленного материала в части ВЭС оставляет желать лучшего, что говорит о плохой проработке проектов.

28

4.4.2. Государственное регулирование рынка

Тарифы С 2014 г. на «зеленую энергетику» утверждены фиксированные тарифы. Тариф утверждается на 15 лет, индексируется на размер инфляции каждый год и может быть пересмотрен 1 раз в 3 года. При этом ранее подписанные с инвесторами тарифы пересмотру не подлежат. Единым закупщиком «зеленой» энергии будет выступать Расчетно-Финансовый Центр при KEGOC. Источник: http://adilet.zan.kz/rus/docs/P1400000271

Справочно – за предыдущие 10 лет (2005-2014 гг.) среднее значение индекса

потребительских цен (инфляции) составило 8,4%, за последние 5 лет (2010-2014 гг.)

– 6,7%.

Фиксированные тарифы на поставку электрической энергии, производимой объектами по использованию возобновляемых источников энергии (утверждены постановлением Правительства Республики Казахстан от 12 июня 2014 года № 645)

№ п/п

Технология возобновляемых источников энергии, используемая для получения электрической энергии

Величина тарифа,

тенге/кВтч (без НДС)

1 Ветровые электростанции 22,68

2

Фотоэлектрические преобразователи солнечной энергии, за исключением фиксированного тарифа для проектов солнечных электрических станций, использующих фотоэлектрические модули на основе казахстанского кремния (Kaz PV), для преобразования энергии солнечного излучения

34,61

3 Малые гидроэлектростанции 16,71

4 Биогазовые установки 32,23

Источник: http://adilet.zan.kz/rus/docs/P1400000645

По сравнению с традиционной энергетикой размер «ветрового» тарифа выше в 3 раза. Справочно: Предельные тарифы для предприятий-производителей электроэнергии на 2009- 2014 годы

Группа 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Субъекты

1 группа 4,68 5,6 6,5 7,3 8 8,8 Экибастузская ГРЭС

2 группа 6,5 6,9 7,9 8,3 8,5 8,7 Жамбылская ГРЭС

3 группа 4,94 5,4 5,9 6,4 6,9 7,5 УК ТЭЦ

4 группа 3,8 4,1 4,55 5,1 5,5 6 Корпорация Казахмыс

5 группа 4,1 4,8 5,45 6,25 7,15 8,05 СевКазЭнерго

6 группа 7,3 7,7 7,9 8,1 8,2 8,3 Согринская ТЭЦ

7 группа 5,4 5,9 6,3 6,7 7 7,3 Южно-Казахстанские производители

29

8 группа 4,95 5,4 5,98 6,6 7,2 7,5 Кентауская ТЭЦ

9 группа 5,56 5,88 6,28 6,7 7,12 7,6 Аркалыкская ТЭЦ

10 группа 6,74 7,1 7,4 7,8 8,2 8,6 Алматинские электрические станции

11 группа 7,23 7,23 7,23 7,23 7,23 11,62 МАЭК-Казатомпром

12 группа 5,8 6,4 7 7,7 8,4 8,8 Жанажолская ГТЭС

13 группа 3 3,3 3,63 3,9 4,3 4,5 ГЭС Источник: http://adilet.zan.kz/rus/docs/P090000392_#z4

Льготы и преференции инвесторам С 2014 года Налоговый кодекс предусматривает следующие возможности для инвесторов: В рамках развития приоритетных видов экономической деятельности Республики Казахстан в Закон с поправками от 12.06.2014г. было введено новое понятие: «Приоритетный инвестиционный проект» (список приоритетных проектов утверждается Правительством Республики Казахстан). Приоритетным инвестиционным проектам Правительство предоставило дополнительные льготы/преференции (ст.18-4 Закона «Об инвестициях): 1) уменьшение суммы исчисленного корпоративного подоходного налога на 100 процентов; 2) применение коэффициента 0 к ставкам земельного налога; 3) исчисление налога на имущество по ставке 0 процента к налоговой базе. Для приоритетных проектов законом предусмотрены инвестиционные субсидии - возмещение до 30% фактических затрат на строительно-монтажные работы и приобретение оборудования без учета налога на добавленную стоимость и акцизов на основании подтверждающих документов. Результат позволит инвесторам, участвующим в приоритетных проектах, гарантировано экономить, а государству наращивать свой экономический потенциал. Инвестиционный приоритетный проект - инвестиционный проект, реализуемый вновь созданным юридическим лицом по определенным приоритетным видам деятельности, перечень которых утвержден Правительством Республики Казахстан, и предусматривающий осуществление инвестиций в размере не менее двухмиллионократного размера месячного расчетного показателя (составляет примерно 20,4 миллионов долларов США), установленного законом о республиканском бюджете и действующего на дату подачи заявки на предоставление инвестиционных преференций Источник http://kaz-consult.com/publikacii/investicionnye-preferencii-pri-investirovanii-v-kazahstan-v-svete-poslednih-izme.html?lang=ru

4.4.3. Исходные данные для проекта

Рассмотрим проект по созданию ВЭС мощностью 41 МВт, чуть ниже, чем средняя мощность по республике из проекта по развитию ВИЭ в Казахстане. ВЭС состоит из 25 генераторов мощностью 1650 кВт каждый. В модель не закладываются инвестиционные субсидии от государства.

30

Структура удельных затрат по элементам на стадии строительства

Элементы затрат на 1 кВт Установленной Мощности

US $ %

Ветроагрегат (ex works) 1 031 75,6

Техприсоединение 121 8,9

Фундамент 89 6,5

Аренда земли 53 3,9

Электромонтажные работы 20 1,5

Расходы на консультантов 17 1,2

Расходы на финансирование и банки 17 1,2

Строительство дорог 12 0,9

Система управления 4 0,3

Всего 1 364 100

Упрощенная коммерческая модель

Показатель Значение Ед.изм Источник

Удельная стоимость ВЭС 1 364 $ / КВт Приблизительные данные по проектам ВЭС в Европе

Затраты на эксплуатацию и обслуживание

10 $ / МВт*ч Средняя промышленная норма для Европы

Индексация 8,5% в год Принята равномерная индексация всех затрат

Налогообложение

Налогообложение аналогично другим инвестиционным проектам в Казахстане. Для инвестиционных проектов налоговые каникулы по корпоративному ПДН, налогу на имуществу и налогу на землю составляют 10 лет, поэтому при горизонте планирования в 10 лет приниматься в расчет не будут.

Показатели для оценки финансовой модели проекта

Показатель Значение Ед.изм

Срок проекта (горизонт планирования)

10 лет

Установленная мощность 41 МВт

Чистое годовое производтство энергии

115 627 МВт*ч/год

Капитальные расходы 55 942 222 $

Эксплуатационные расходы 1 156 270 $ в год

Налоги

Корпоративный налог 0

Налог на имущество 0

Земельный налог 0

31

Налоговые каникулы 10 лет

Индексация расходов 8,5% в год

Отпускная стоимость на э/э без НДС

22,68 тенге/кВт*ч

Индексация тарифа (средняя

инфляция за последние 5 лет) 7% в год

При составлении финансовой модели рассмотрены следующие варианты гос.поддержки:

Показатель Вариант №1 Вариант №2

Проект признается «приоритетным ивестиционным проектом» с вытекающими льготами по налогообложению

Да Да

Государство компенсирует 30% затрат на приобретение ветроагретатов и строительно-монтажные работы

Нет Да

Внутри каждого из вариантов мы рассмотрели два сценария, зависящих от расходов на капзатраты и три модели, основанные на проценте выполнения плановых ожиданий по производству э/энергии. Первый сценарий основан на предположении, что стоимость 1 кВт удельной мощности соответствует европейскому по верхней шкале – 1364 дсша за 1 кВт. мощности. Второй сценарий в качестве ориентира по стоимости удельной установленной мощности принимает показатели, приведенные Плане мероприятий по развитию альтернативной и возобновляемой энергетики в Казахстане на 2013 – 2020 годы - 1945 дсша за 1 кВт. Три модели внутри каждого сценария, рассматривают выполнение плана продаж на уровне 100%, 80% и 60% от расчетного значения. Вариант №1. Государство не компенсирует расходы инвестора Финансовая модель №1 (полное финансирование)

Показатель

При удельной стоимости строительства 1 364 дсша за кВт мощности

При удельной стоимости строительства 1 945 дсша за кВт мощности

Выработка от проектной мощности, варианты

Выработка от проектной мощности, варианты

Оптим. Реал. Консерв.

Оптим. Реал. Консерв.

100% 80% 60%

100% 80% 60%

Сумма инвестиций, тыс.дсша

56 283 56 283 56 283

80 231 80 231 80 231

Возмещение 30% от гос-ва

0 0 0

0 0 0

Ставка дисконтирования

12% 12% 12%

12% 12% 12%

Простой период окупаемости, лет

5,1 5,8 6,9

6,4 7,3 8,7

Дисконтированный срок окупаемости

6,6 7,9 за

гор.план 9,2

за гор.план

за гор.план

32

(PBP), лет

IRR

22,9% 17,5% 11,3%

14,0% 9,3% 3,8%

Чистая приведенная стоимость (NPV), тыс. дсша

27 847 13 149 -1 549

6 465 -8 233 -22 931

Финансовая модель показывает, что дисконтированный период окупаемости находится в первом сценарии составляет 6,6 и 7,9 лет в зависимости от модели – оптимистичной и реалистичной соответственно. Второй сценарий для инвестиций не привлекателен. Вариант №2. Государство возмещает 30% расходов на приобретение ветроагрегатов и СМР Возмещению подлежит 84,8% затрат в рамках расходов на строительство. Тарим образом подлежат возмещению

Удельная ст-ть строительства за 1 кВт установленной мощности , дсша

1 364 1 945

Норма возмещения в структуре удельной стоимости строительства 84,8% 84,8%

Возмещаемая государством сумма расходов 30,0% 30,0%

Установленная мощность, МВт 41,25 41,25

Размер возмещения, тыс. дсша 14 314 20 411

Финансовая модель №2 (частичное возмещение расходов)

Показатель

При удельной стоимости строительства 1 364 дсша за кВт мощности

При удельной стоимости строительства 1 945 дсша за кВт мощности

Выработка от проектной мощности, варианты

Выработка от проектной мощности, варианты

Оптим. Реал. Консерв.

Оптим. Реал. Консерв.

100% 80% 60%

100% 80% 60%

Сумма инвестиций, тыс.дсша

56 283 56 283 56 283

80 231 80 231 80 231

Возмещение 30% от гос-ва

14 318 14 318 14 318

20 411 20 411 20 411

Ставка дисконтирования

12% 12% 12%

12% 12% 12%

Простой период окупаемости, лет

4,3 4,8 5,6

5,3 6,0 7,1

Дисконтированный срок окупаемости (PBP), лет

5,2 6,1 7,7

7,0 8,4

за гор.план

IRR

31,6% 25,5% 18,4%

21,3% 16,0% 9,9%

33

Чистая приведенная стоимость (NPV), тыс. дсша

40 632 25 934 11 236

24 689 9 991 -4 707

Финансовая модель показывает, что дисконтированный период окупаемости во втором сценарии составляет от 5,2 до 7,7 лет в зависимости от модели в первом сценарии и 7,8 и 8,4 года во втором для оптимистичной и реалистичной модели соответственно.

1. Тариф на ветровую энергетику в 3 раза выше тарифа на традиционную энергию. Учитывая, что Казахстан имеет энергозатратную промышленность (основного потребителя энергии), вместо конкурентных преимуществ будут реализованы конкурентные препятствия. 2. Государство создало механизм поддержки «зеленой» энергетики в «тучные» годы, не факт что он заработает в «худые» годы. 3. Большая «зеленая энергетика» в Казахстане изначально представляется нам ложной целью, а в условиях кризиса еще и с элементами неопределенности. 4. Казахстан не имеет значимого опыта эксплуатации ВЭС. Расчеты экономической эффективности проекта не подкреплены практикой. 5. Слабая проработка проектов ВЭС, предлагаемых инвесторам Министерством по инвестициям говорит скорее о подмене реальных дел рапортом о ходе выполнения программы с очередным продлением сроков. 6. Расчеты инвестиционной привлекательности проекта дают большой разброс параметров. 7. Ни один из проектов Правительства РК прошлых лет по развитию «зеленой» энергетики не был реализован.

4.5. Резюме по разделу

Использование ветроэнергетических и солнечных установок обладает рядом преимуществ:

в процессе использования ветровой и солнечной энергии нет топлива, и она не растет в цене;

нет затрат на закупку и доставку сырья;

стоимость ветровой энергии с каждым годом уменьшается благодаря новым технологиям, в отличие от энергии, которую вырабатывают электростанции, работающие на угле и других видах топлива;

в отличие от современных электростанций, ветряная ферма может работать бесперебойно даже в случае поломки на одной из ветряных турбин – ведь остальные турбины будут продолжать работу;

ветровую электростанцию достаточно просто смонтировать в короткие сроки;

энергия ветра не связана с выбросами вредных веществ в атмосферу, загрязнением воды или отходами. На сегодняшний день не было зафиксировано ни одного несчастного случая, связанного с работой ветровых турбин.

В то же время развитие ветроэнергетики сопряжено со следующими проблемами:

стоимость генерации выше, чем у традиционной энергетики;

развитие ветровой энергетики требует государственных дотаций для компенсации дорогой генерации, что в условиях кризиса нежелательно;

34

в Казахстане существует потенциал по внедрению энергосберегающих технологий, эффект от которых превосходит ввод новых мощностей в «зеленой энергетике»;

Казахстан имеет преимущества в развитии традиционной энергетики, отказываться от которых ради эфемерной выгоды (которая на данном этапе является не выгодой, а затратами) не логично;

возведение крупных станций возможно только с применением зарубежных технологий и комплектующих. Их использование не улучшает научный и трудовой потенциал Казахстана, для обслуживания станций не требуется квалифицированный персонал;

не накоплен опыт эксплуатации ветровых электростанций.

С учетом вышеизложенного полагаем, что в кратко и среднесрочной перспективе нецелесообразно развивать крупную ветровую энергетику, а сосредоточиться на развитии малой энергетики. Станции относительно крупной ветровой энергетики имеет смысл ставить там, где проблематично «дотянуться» электросетями от станций традиционной энергетики.