Создать совместную рабочую группу для выработки предложений по совершенствованию рынка мощности

К такому заключению пришли участники совместного заседания Комитета горнорудной и металлургической промышленности и Комитета энергетики Президиума Национальной палаты предпринимателей РК «Атамекен».

Наряду с введением рынка электрической мощности, на повестке дня был вопрос о Правилах распределения квот на выбросы парниковых газов.

Открывая заседание, председатель Комитета горнорудной и металлургической промышленности Президиума НПП Николай Радостовец напомнил, что на долю горно-металлургического сектора приходится треть энергетического рынка страны. Поэтому представителям обеих отраслей важно выработать консолидированные позиции по ключевым вопросам.

Озвучивая позицию руководителей крупных компаний, глава Комитета подчеркнул, что модель рынка мощности требует внесения корректив с тем, чтобы она не просто стимулировала приток инвестиций, но и учитывала реалии сегодняшнего дня, которые существенно изменились со времени внесения поправок в закон «Об электроэнергетике».

«Тогда в стране отмечался дефицит электроэнергии, а сейчас - профицит. Избыточные мощности, по некоторым оценкам, составляют от 3 до 5 тыс. мегаватт», - отметил Н. В. Радостовец, приведя данные по крупным компаниям. Так, избыток мощности у ERG на сегодня составляет 722 МВт, у «Казахмыса» - 251 МВт и у «Казцинка» - 136 МВт.

С введением рынка мощности в 2019 году промышленные компании будут вынуждены продавать мощности по дешевым тарифам, а покупать - по дорогим. Такая ситуация возникнет в связи с тем, что в соответствии с законодательством об электроэнергетике Единый закупщик вне конкурса, без торгов будет покупать мощность у новых электростанций (Балхашская ТЭС) и электростанций, заключивших индивидуальные соглашения с Министерством энергетики на погашение ранее взятых кредитов и на модернизацию основных фондов (Экибастузская ГРЭС-2 и ГРЭС-1).

В связи с профицитом мощности Единый закупщик будет приобретать на торгах у других электростанций, не относящихся к приоритетным, не более 50% их мощности. Очевидно, что это приведет к падению цен на мощности у неприоритетных электростанций. Таким образом, в «общем котле» смешается очень дорогая приоритетная мощность с дешевой.

Как действующая модель рынка мощности скажется на промышленных группах? Предприятия, производящие на сегодня дешевую электроэнергию и имеющие ее избыток, понесут убытки, которые, к примеру, у ERG они будут в размере около 43 млрд тенге, у «Казахмыса» - 2,9 млрд тенге и у «Казцинка» - 2,3 млрд тенге.

Как отметил глава Комитета, введение действующей модели рынка мощности приведет к значительному росту стоимости электроэнергии и крайне негативно отразится на конкурентоспособности продукции промышленных предприятий, так как затраты на электроэнергию занимают высокую долю в себестоимости продукции. Например, в себестоимости алюминия при цене 3,3 тенге за 1 кВт.ч. доля затрат на электроэнергию составляет 17%, в ферросплавах - до 35%.

Обновленную – с внесенными изменениями и с учетом международного опыта - модель рынка мощности на заседании представил эксперт Евразийской промышленной ассоциации Галым Алниязов. В предлагаемой модели предусматривается разделение рынка мощности на краткосрочный (не более 1 года) и долгосрочный (5 и более лет).

На краткосрочном рынке оптовый потребитель обязан приобретать услуги по поддержанию готовности мощности у действующих ЭПО на централизованных торгах и по двусторонним договорам в объеме пиковой нагрузки. Он самостоятельно определяет период, на который закупается мощность (1месяц, 1 квартал, 1 год). ЭПО реализует услуги по поддержанию готовности мощности оптовым потребителям. Единый закупщик не участвует на данном рынке.

А на долгосрочном рынке мощности оптовый потребитель обязан приобретать у Единого закупщика услуги по обеспечению резервной мощностью в установленном размере, исходя из пиковой нагрузки, за исключением потребителей, участвующих в долгосрочном рынке мощности по альтернативному варианту. Единый закупщик аккумулирует денежные средства, покупает мощность у победителя тендера в объеме, сроки и цене, сложившимся по итогам торгов с момента начала эксплуатации новой мощности. Совет рынка наделяется компетенцией по установлению размера резервной мощности в зависимости от ситуации (дефицит или профицит мощности) и определению необходимости строительства нового объекта и его места размещения.

По словам председателя Комитета горнорудной и металлургической промышленности Николая Радостовца, предложенная схема дает большую гибкость, более широкий выбор подключения для потребителей. Введение альтернативного варианта участия в долгосрочном рынке мощности создает стимулы для потребителей самостоятельно инвестировать в строительство новых мощностей, позволяет выбирать только самые эффективные проекты, в том числе путем проведения бенчмаркинга с существующими проектами, способствует сохранению конкурентоспособности продукции промышленных предприятий.

На заседании высказывались полярные мнения. Предлагаемая модель, с точки зрения заместителя председателя правления по развитию НЭС и корпоративному управлению АО «KEGOC» Аскербека Куанышбаева, разработана с учетом двух строящихся станций. Но модель, по его словам, не должна разрабатываться, исходя из конкретной ситуации, с точечным подходом, иначе в следующем году в связи с изменением ситуации придется вновь менять законы, модель и так далее.

Не согласен он и с введением двусторонних контрактов, которые на рынке электроэнергии приводят к тому, что на централизованные торги никто не идет, тем более рынок республики невелик.

«Мы же хотим, особенно в условиях профицита, чтобы электроэнергия продавалась прозрачно на централизованных торгах. Там и будет определяться рыночная цена. В условиях профицита это очень важно», - сказал Аскербек Куанышбаев.

В свою очередь председатель Комитета энергетики Президиума НПП Алмасадам Саткалиев акцентировал внимание на том, что, наряду с профицитом мощности, необходимо учитывать и другие факты. Это покупка мощностей у сопредельных энергосистем.  Плюс высокий естественный износ, который на станциях составляет более 70%.

«Программа предельных тарифов позволила сократить сроки выбытия мощностей. Тем не менее глобальный износ остается. И рынок мощности будет способствовать выводу неэффективных мощностей. Иными словами, здесь будет элемент здоровой рыночной конкуренции», - считает он.

По его данным, на более поздние сроки откладывается ввод в строй третьего блока ГРЭС-2, Балхашской ТЭС, и в этот период времени никаких причин для влияния этих объектов на рынок мощности не будет.

«Введение рынка мощности - более прогрессивный механизм. И он не делается ради тех или иных проектов. Он дает плюсы всем участникам рынка, в том числе получение дополнительных доходов», - считает он.

Касаясь действующей модели рынка, Алмасадам Саткалиев напомнил, что три года назад было проанализировано 17 моделей рынка мощности различных стран. И та, что была принята, прошла период адаптации, экспертных дискуссий. В ней учитываются все моменты, связанные с администрированием, прогнозным балансом, балансирующим рынком, вопросы управления энергосистемой, в том числе межгосударственные перетоки, законодательная база в рамках ЕАЭС, создание модели единого рынка, вопросы развития, надежности.

Руководитель Комитета энергетики Алмасадам Саткалиев поддержал предложение председателя Комитета горнорудной и металлургической промышленности Николая Радостовца о том, чтобы создать в рамках НПП рабочую группу и предложить Правительству согласованную модель, которая будет компромиссной, учитывать интересы всех участников, в том числе потребителей. 

Вторым вопросом на заседании рассматривались Правила распределения квот на выбросы парниковых газов.

Согласно проекту Постановления Правительства РК «Об утверждении Правил распределения квот на выбросы парниковых газов и формирования резервов установленного количества и объема квот Национального плана распределения квот на выбросы парниковых газов», квотирование предприятий республики планируется осуществлять согласно предлагаемым Министерством энергетики РК удельным коэффициентам по продукции.

Однако этот механизм квотирования приведет к негативным последствиям в отношении крупных предприятий ГМК в результате недополучения необходимого количества квот и назначения штрафных санкций. При расчете удельных коэффициентов не учитывается технология производства и сырьевая база.

В связи с чем, учитывая сжатые сроки для дополнительного рассмотрения предлагаемых удельных коэффициентов, на заседании предложено отсрочить принятие данного ППРК до второго квартала 2017 года.