В настоящее время структура электроэнергетики имеет три основных сегмента:
· Крупные электростанции национального уровня, обеспечивающие выработку значительных объемов электроэнергии Экибастузские ГРЭС-1 и ГРЭС-2; Аксуйская ГРЭС; Карагандинская ГРЭС-2 и Иртышский каскад ГЭС - Бухтарминская ГЭС, Усть-Каменогорская ГЭС и Шульбинская ГЭС;
· Национальная электрическая сеть, обеспечивающая услуги по передаче и диспетчеризации электроэнергии и регулированию мощности, а также согласованные межгосударственные перетоки электроэнергии с энергосистемами сопредельных стран СНГ;
· Региональные энергокомпании, обеспечивающие выработку электрической и тепловой энергии, а также распределение энергии: электростанции регионального уровня, распределительные электросетевые компании (РЭК) и системы теплоснабжения городов и поселков.
Данная структура сложилась в Казахстане в результате реализации в 1996-97 гг. правительственных программ по реформированию электроэнергетики, основными из которых являлись: Программа приватизации и реструктуризации в электроэнергетике (постановление от 30.05.1996 г. № 663) и Программа дальнейшего развития рынка электроэнергии на 1997-2000 годы (постановление от 31.07.1997 г. № 1193).
|
|
Единая электроэнергетическая система Республики Казахстан (ЕЭС РК) представляет собой совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций, обеспечивающих надежное и качественное энергоснабжение потребителей республики.
ЕЭС Казахстана состоит из трех зон:
Северная (Акмолинская, Павлодарская, Карагандинская, Восточно-Казахстанская, Северо-Казахстанская, Костанайская и Актюбинская области). Из областей Северной зоны энергоизбыточной являются Павлодарская область на территории которой сосредоточены 42% всей генерирующей мощности Казахстана. Северно-Казахстанская область покрывает собственную потребность в электроэнергии. В целом Северная зона является энергоизбыточной, покрывает собственную потребность в электроэнергии и передает избытки в Южную зону и на экспорт в Россию.
Южная (Алматинская, Жамбылская, Южно-Казахстанская, и Кызлординская области). Южная зона энергодефицитна, дефицит покрывается за счет перетоков из Северной зоны по транзиту Север-Юг Казахстана и поставок из энергосистем Центральной Азии.
Западная (Атырауская, Мангистауская и Западно-Казахстанская области). В Западной зоне энергодефицитными является Западно-Казахстанская и Атырауская области. Мангистауская область располагает избытком генерирующей мощности, однако допустимый переток по существующей сети в сечении МАЭК-Бейнеу ограничивает возможность использования мощности электростанций МАЭК передачей в другие области Западной зоны. Пропускная способность связей с ЕЭС России также ограничена.
|
|
Роль системообразующей сети в ЕЭС РК выполняет Национальная электрическая сеть (НЭС).
Национальные электрические сети РК (рисунок 2.1) охватывают территорию площадью 2717,3 тыс.кв. км, протянувшуюся на 3000 км с запада на восток и на 1610 км с севера на юг.
Подстанции, распределительные устройства, межрегиональные и (или) межгосударственные линии электропередачи, осуществляющие выдачу электрической энергии электрических станций, напряжением 220 кВ и выше, входящие в состав НЭС находятся на балансе Казахстанской компании по управлению электрическими сетями АО «KEGOC».
В балансовой принадлежности Национальной компании находятся:
- линии электропередачи основной сети 220-500-1150 кВ протяженностью 24700 км;
- подстанции, формирующие основную электрическую сеть 220-500-1150 кВ количеством 176 ед.
Динамика производства и потребления электроэнергии с 2000 года по 2008 год показывает, что в целом за этот период рост выработки электроэнергии составил 165,7%, это соответствует ежегодному приросту потребления электроэнергии на уровне 6-8%. Тенденция роста сохранилась до 1 квартала 2008 года (таблица 11.1). Основной прирост осуществлен за счет ввода в действие резервов действующих мощностей (рисунок 11.2).
В общей структуре потребления электроэнергии по Казахстану львиную долю составляют крупные потребители. На их долю приходится порядка 41% от общего электропотребления в Казахстане.
Таблица 11.1 – Структура потребления электроэнергии в РК
Структура потребления электроэнергии | Объем потребления млн. кВтч |
Крупные потребители | 37 270,17 |
РЭКи и ЭСО | 24 163,30 |
Собственные нужды электростанций | 7 685,0 |
Прочие потребители | 15 877,3 |
Всего | 80 619,6 |
Рисунок 11.3 – Структура потребления электроэнергии в ЕЭС РК
Основной причиной увеличения энергопотребления явилась реиндустриализация регионов Казахстана и развитие промышленности. И только в 2008 году потребление электроэнергии промышленными предприятиями несколько уменьшилось (таблица 11.2).
В Казахстане в настоящее время существует и осуществляет производство электроэнергии 63 электрической станции национального значения, промышленного и регионального назначения различной формы собственности. Общая установленная мощность электростанций Казахстана – 18 992,7 МВт, располагаемая мощность – 14 558,0 МВт, т.е. потери мощности – 4435 МВт или 23% всей установленной мощности.
Более половины – 52 % расположены в Северной зоне Казахстана, 25 % в Южной и 23% в Западной зонах. При этом, более 70% производственных мощностей сконцентрировано в Северной зоне ввиду наличия большего количества топливно-энергетических ресурсов, используемых для производства электрической и тепловой энергии.
Таблица 11.2 – Потребление электроэнергии крупными потребителями Казахстана
Наименование | Объем за 2004 год (млн. кВтч) | Объем за 2005 год (млн. кВтч) | Объем за 2006 год (млн. кВтч) | Объем за 2007 год (млн. кВтч) | Объем за 2008 год (млн. кВтч) |
АПК | 5586,0 | 5862,9 | 6383,9 | 6874,0 | 6745,52 |
АО «Казцинк» | 2820,6 | 2850,96 | 2998,4 | 3178,3 | 3232,60 |
Казфосфат | 1151,2 | 1596,0 | 1435,4 | 1500,4 | 1737,60 |
ЖГМК | 2586,0 | 2665,3 | 2651,4 | 2463,5 | 2433,9 |
БГМК | 983,9 | 1177,0 | 1314,4 | 1299,5 | 1411,7 |
АО «Митал Стил Темиртау» | 3793,4 | 3618,6 | 3708,1 | 4310,2 | 4216,1 |
Кар.Жылу | 2032,4 | 2044,7 | 2211,66 | 2116,32 | 2106,25 |
АЗФ | 5121,8 | 5231,8 | 5453,2 | 5662,42 | 5240,20 |
ССГПО | 2310,2 | 2241,9 | 2282,6 | 2319,2 | 2249,70 |
АО «НК Каз.Темир Жолы» | 2485,2 | 2653,4 | 2844,08 | 3064,43 | 3254,80 |
АО «УК ТМК» | 759,0 | 783,7 | 848,11 | 889,35 | 850,1 |
АО "KEGOC" | 2102,5 | 2172,0 | 2082,81 | 2850,1 | 2335,10 |
Тенгизшевройл | 1119,3 | 1116,7 | 1086,9 | 1195,6 | 1456,6 |
Всего: | 32851,5 | 34014,96 | 35300,96 | 37723,32 | 37270,17 |
Таблица 11.3 – Объемы производства и потребления электроэнергии в РК
|
|
Наименование | Объем за 2004 год (млн. кВтч) | Объем за 2005 год (млн. кВтч) | Объем за 2006 год (млн. кВтч) | Объем за 2007 год (млн. кВтч) | Объем за 2008 год (млн. кВтч) |
Производство электроэнергии в целом по Казахстану | 66645,4 | 67572,3 | 71553,4 | 76 365,0 | 80074,2 |
Из них: - тепловыми и газотурбинными электростанциями; - гидроэлектростанциями; | 58614,2 8031,2 | 59742,5 7829,7 | 63813,0 7740,4 | 68216,4 8148,0 | 72637,5 7436,7 |
В то числе по зонам: - Северная зона - Южная зона - Западная зона | 53104,3 6771,9 6769,1 | 52444,5 7106,2 8021,6 | 55413,9 7635,8 8497,7 | 57872,6 9224,0 9268,3 | 59080,7 10914,1 10079,4 |
Потребление электроэнергии в целом по Казахстану | 64807,2 | 68129,0 | 71916,3 | 76440,0 | 80619,6 |
В том числе по зонам: - Северная зона - Южная зона - Западная зона | 43269,9 12542,6 8994,7 | 44831,6 13727,5 9569,9 | 47206,5 14331,7 10378,1 | 49695,0 15523,0 11222,0 | 52237,2 16425,7 11956,7 |
В том числе потребителями, подключенными к сетям РЭК | 18890,4 | 20241,45 | 22590,9 | 23242,5 | 24163,3 |
В настоящее время ЕЭС Казахстана подключена и функционирует в едином режиме с энергосистемами России и стран Центральной Азии. Для обеспечения технологического процесса синхронной системным оператором Казахстана АО «KEGOC» заключены соответствующие договоры.
Договором на параллельную работу ЕЭС Казахстана и ЕЭС России предусмотрена величина отклонения сальдо перетока, которая определена в +/- 50 МВт. На ЦДУ ЕЭС России возложены функции регулирования частоты. АО "КЕGOC" заключены договора на регулирование от заявленного графика с 30-ю субъектами Казахстана, в которых цена 1кВт определена в 1,25 доллара США (без НДС). Практически покрытие пиковой мощности и небалансов осуществляется за счет электростанций Российской Федерации.
Договором на параллельную работу ЕЭС Казахстана и ОЭС ЦА предусмотрена величина отклонения сальдо перетока, которая определена в +/-50 МВт.
Таблица 11.4 – Импортно-экспортные поставки электроэнергии
Наименование | Объем за 2004 год (млн. кВтч) | Объем за 2005 год (млн. кВтч) | Объем за 2006 год (млн. кВтч) | Объем за 2007 год (млн. кВтч) | Объем за 2008 год (млн. кВтч) |
Экспорт электроэнергии в Россию | 5319,8 | 2961,6 | 4 574,25 | 3 225,6 | 2234,7 |
Импорт электроэнергии в Казахстан | 3481,6 | 3518,3 | 4 943,48 | 3 209,37 | 2780,1 |
В том числе: - из России | 2225,9 | 1919,7 | 1 857,08 | 1 949,58 | 2205,1 |
- из Центральной Азии | 1255,7 | 1598,6 | 3 086,4 | 1259,79 |
Стоимость электроэнергии представляет один из основных факторов стабилизации цен на все виды товаров, производимых в стране, так как затраты на электроэнергию входят в затраты любого производства. Поэтому проблема формирования оптимальной стоимости электроэнергии занимает одно из ключевых мест в государственной экономической политике.
|
|
Объективная цена на электроэнергию способствует развитию как энергетической отрасли, так и всей экономики в целом. Формирование объективной цены возможно только в условиях рыночных отношений и при государственном регулировании тарифов на услуги хозяйствующих субъектов - естественных монополистов.
Началом перехода к рынку в электроэнергетической отрасли стала приватизация крупных электростанций, создавшая конкуренцию среди производителей электроэнергии.
Отделение всех энергоисточников от национальной электрической сети и создание акционерного общества "Казахстанская компания по управлению электрическими сетями" (далее Национальная компания) можно считать вторым крупным шагом в формировании оптового рынка электрической энергии и мощности.
В Казахстане стоимость транзита электроэнергии имеет особую значимость. Это обусловлено большой территориальной разбросанностью потребителей и производителей электроэнергии. Традиционно электростанции строились в местах добычи угля, а не в местах сосредоточения крупных потребителей электроэнергии. А с учетом территориальной протяженности нашей страны и распадом единой энергосистемы СССР удаленность некоторых потребителей от источников стала серьезной проблемой с точки зрения транспорта электроэнергии и формирования ее стоимости.
Тариф на услуги по транзиту электроэнергии напрямую зависит от объемов электропотребления. Очевидно, что чем больше потребляется электроэнергии, тем меньше стоимость ее транспортировки, и наоборот, снижение электропотребления не уменьшает затраты на содержание электросетевого хозяйства. Дело в том, что снижение затрат на содержание, эксплуатацию и ремонт электросетевого оборудования может привести к снижению надежности электроснабжения, ухудшению качества электроэнергии, физическому уничтожению активов отрасли.
Исследования по совершенствованию методологии тарифов на услуги по передаче электроэнергии с учетом специфики электроэнергетической отрасли позволили выделить следующие основные критерии:
- полное соответствие сложившейся структуры энергетической отрасли взаимоотношениям между субъектами электроэнергетического рынка, концепции развития рынка электроэнергии и энергетической отрасли;
- возможность влияния на топливно-энергетический баланс Республики с целью создания благоприятных условий для экономии топливных ресурсов Республики Казахстан;
- приемлемость для всех субъектов энергетического рынка с точки зрения создания условий для относительной симметричности по оказанию услуг всем потребителям;
- создание равных условий с целью усиления конкуренции между энергопроизводителями;
- снижение тарифов на производство электроэнергии через конкуренцию на рынке электроэнергии и на передачу электроэнергии по межрегиональным сетям через увеличение объемов передачи электроэнергии;
- возможности сохранения существующих тарифов для крупных промышленных предприятий-экспортеров;
- сохранение на одном уровне тарифов на теплоэнергию;
- способствование тенденции увеличения производства электроэнергии и создания условий для развития легкой промышленности, среднего и малого бизнеса;
- простота использования. Методика должна быть прозрачна и должна позволять производить проверку правильности начислений.
Важным фактором в создании энергорынка являются задачи решаемые проектом АСКУЭ (Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии), которые обеспечат доступ пользователей к информации: о ценах в режиме реального времени, об участниках рынка, о точках подачи и потребления энергии, о выполнении графиков поставки энергии и имеющихся пропускных способностях линий электропередачи. Система осуществляет регистрацию произведенных сделок для взаиморасчетов, формирования отчетности, разрешения взаимных претензий и аудита.