Ставка на цифровизацию и ИИ — это, прежде всего, собственная электроэнергия Казахстана в достаточных, то есть сильно увеличенных против сегодняшних объемов, количествах. Плюс вполне приемлемая стоимость такой национальной выработки, с сохранением конкурентных преимуществ как относительно наших ближайших соседей, так и энергосистем на других континентах и другой половине земного шара. Поскольку цифровизация и конкуренция в ней глобальна.

Между тем, переход человечества и нашей казахстанской экономики на рельсы искусственного интеллекта совпал с объективным износом генерирующих и сетевых мощностей в унаследованной от Казахской ССР национальной энергосистеме. Заодно с коммунальной энергетикой и всей системой ЖКХ. Плюс нарастающий дефицит даже этих изношенных мощностей.

Задача стоит двойная, из двух несовпадающих, а то и прямо конфликтующих половинок: обновить и нарастить мощности, и при этом не превратить энергетику и ЖКХ в тарифный катализатор всех цен на рынке. В пределе даже наоборот: сделать тарифы на электроэнергию и услуги ЖКХ эдаким «ценовым якорем».

Пестрая розница

Основное внимание посвятим стоимости электроэнергии на оптовом рынке, как основе цен для всей крупной промышленности Казахстана и тех тарифных цепочек, которые идут к розничным рынкам, рынкам обеспечения бытовые потребителей, малого-среднего бизнеса, государственных и иных учреждений. Однако несколько слов и о проблеме розницы, главная из которых – тарифная пестрота: в разных регионах одним и тем же категориям потребителей назначаются сильно отличающиеся тарифы. Причем само деление потребителей на физических, юридических лиц и «бюджетников», плюс еще потребители специальных экономических зон и производители социально-значимых продуктов питания — тоже требует пересмотра.

Читайте также:

Министерские бизнес-стратегии

Для иллюстрации, несколько примеров:

В Усть-Каменогорске и Семипалатинске с населения берут от 18,1 до 30,4 тенге за кВт-час, в зависимости от объемов потребления. А в Уральске те же граждане Казахстана платят от 31,9 до 50,5 тенге за тот же Квт-час. В Алматы и того больше: от 32,1 до 53 тенге.

По малому-среднему бизнесу: самая дорогая электроэнергия в Талды-Кургане – 50 тенге, в Атырау 49,6 тенге, зато в Астане и в Уральске – только по 35,7 тенге за кВт-час.

Бюджетные организации: в чемпионах те же Усть-Каменогорск и Семипалатинск – 106,8 т/кВт-ч, вдвое дешевле в Актау – 46 тенге.

И льготные (СЭЗ и производители СЗПП) тарифы: в Астане это 32,7 тенге, а в чемпионах опять Восточно-Казахстанская область – 43,2 т/кВт-час.

Читайте также:

Автопром Казахстана: выход из отверточного рая и борьба с серым ввозом

Единый закупщик: расклады по себестоимостям

В отчетности РФЦ есть ведущаяся с 2023 года (со второй его половины) таблица себестоимостей, весьма красноречивая сама по себе, если внимательно в нее вглядеться, и удобная для нашего анализа. Углубимся в ее строки:

2023 год – вторая половина: общий закуп электроэнергии 41,7 млрд кВт-часов на сумму 522 млрд тенге. В том числе ВИЭ 2,9 млрд кВт-ч, 98 млрд тенге, импорт из России 1,8 млрд кВт-ч, 57,4 млрд тенге.

Получается: себестоимость ВИЭ 98:2,9 = 33,8 тенге/кВт-ч, импорт из РАО «ЕЭС» 57,4:1,8 = 31,9 т/кВт-ч. Суммирующая стоимость электроэнергии на оптовом рынке 522:41,7 = 12,5 тенге за кВт-час.

То же, за полный 2024 год: всего 84,2 млрд кВт-часов на сумму 1225 млрд тенге. В том числе ВИЭ 6,7 млрд кВт-ч, 232 млрд тенге, импорт из России 2,25 млрд кВт-ч на 106,4 млрд тенге.

Читайте также:

Российские «красные линии» «надули» Зеленского, а иранские «красные линии» «сдули» Трампа

Получается: себестоимость ВИЭ 232:6,7 = 34,6 тенге, кВт-ч, себестоимость импорта 106,4:2,25= 47,3 т/кВт-ч, суммирующая себестоимость 1225:84,2 = 14,5 тенге за кВт-час.

2025 год: общий закуп 74 млрд кВт-час на 1431 млрд тенге, в том числе от ВИЭ 7,4 млн кВт-ч на 271 млрд тенге, импорт от РАО «ЕЭС» 2,7 млрд кВт-ч на 161 млрд тенге.

Получаем: себестоимость ВИЭ 271:7,4 = 36,6 тенге за кВт-час, импорт 161:2,7 = 59,6 т/кВт-ч, суммирующая себестоимость 1431:74 = 19,3 тенге за кВт-час.

Наконец, первый квартал (за полугодие пока нет) 2026 года: общий закуп 20,3 млрд кВт-ч на 397 млрд тенге, в том числе ВИЭ 2 млрд кВт-ч на 71 млрд тенге, импорт из России 530 млн кВт-ч на 38 млрд тенге.

Себестоимость ВИЭ 71:2=35,5 тенге/кВт-час, себестоимость импорта 38:0,53 = 71,7 т/кВт-ч, общая себестоимость 397:20,3 = 19,6 тенге за кВт-час.

А еще в той же отчетности есть данные по себестоимости на оптовом рынке электроэнергии от традиционных источников, то есть по стоимости электроэнергии, очищенной от изысков ВИЭ и вынужденного импорта из России. Там так: 2023 год (вторая половина) 32,2 млрд кВт-часов на 366,3 млрд тенге = 11,4 тенге за кВт-час; 2024 год 68,5 млрд кВт-ч на 883 млрд тенге = 12,9 т/кВт-ч; 2025 год 63,3 млрд кВт-ч на 985 млрд тенге = 15,6 т/кВт-ч. И 2026 год (первый квартал) 17,8 млрд кВт-ч на 287 млрд тенге = 16,1 т/кВт-час.

Сводим данные в таблицу

и делаем следующие выводы:

а) Тарифы традиционных электростанций растут примерно 14-процентным ежегодным темпом, то есть темпом лишь чуть выше официальной инфляции. И это только-только позволяет таким базовым поставщикам электроэнергии компенсировать в своих затратах ежегодный рост цен на топливо, оборудование и запчасти, материалы и всего-всего на рынке. При этом предельные тарифы для таких электростанций утверждаются с учетом некой инвестиционной составляющей, предполагающей обновление и наращивание мощностей. На деле же речь идет не об инвестициях, а о возможности хотя бы угнаться за фактическим ростом рыночных цен. Во всяком случае, традиционные электростанции идут «на буксире» у ежегодного повышения цен на казахстанском рынке, но никак не являются ценовыми мультипликаторами;

б) Тарифы на ВИЭ растут относительно медленно, однако их двукратная против традиционных источников величина сама по себе уже есть мультипликатор уровня цен на оптовом рынке электроэнергии. К тому же, уверения, что с вводом все новых ВИЭ цены на «альтернативную» электроэнергию будут быстро снижаться, не соответствуют действительности. Мощности ВИЭ продолжают наращиваться, а их тарифные «аппетиты» отнюдь не идут на спад;

б) Шокирующим темпом растет стоимость импорта электроэнергии от РАО «ЕЭС», да и он сам, то есть дефицит собственной генерации в Казахстане, тоже имеет тенденцию к росту. Возможно, уверения Минэнерго, что уже в этом году удастся отказаться от импорта, реализуются хотя бы на следующий год. Но пока факт: катализатором роста стоимости электроэнергии на оптовом рынке является, помимо наращивания ВИЭ, еще и покрываемый из России дефицит генерации. Сам же этот дефицит целиком обусловлен тем же наращиванием ВИЭ, без соответствующих накопителей. То есть, внедряемая не рыночными протекционистскими методами «альтернативная» энергетика и есть причина всего: и двойной дороговизны самой «зеленой» выработки, и дополнительно разгоняющего цены дефицита пиковой генерации.

Иллюстрация: в первом квартале 2026 года, то есть в наиболее напряженные зимние месяцы, было выработано 33,7 млрд кВт-часов, что эквивалентно 15,6 ГВт среднесуточной мощности. Зафиксированный 18 декабря максимум нагрузки в эту зиму – 17,7 ГВт. Располагаемая мощность электростанций Казахстана на начало этого года официально числится величиной 22,8 ГВт, из них установленных мощностей ВИЭ – больше 3 ГВт. Как видим, запаса генерации более чем достаточно, остро не хватает именно маневренных мощностей. Либо – накопителей электроэнергии для работы в пиковые часы электрического графика. На чем и должны бы быть сосредоточены усилия Минэнерго.

Фактически же, дело обстоит так: реально выдаваемая энергосистемой, на пределе ее возможностей и при отсутствии серьезных отказов на электростанциях и в сетях генерация держалась в прошедшую зиму на уровне 15,5-16 ГВт, в отдельные удачные дни до 17 ГВт. При этом генерация солнечных электростанций в пиковые часы диспетчерского графика – ноль, от ветровых станций, хорошо, если 600-800 МВт.

То есть, именно безоглядное наращивание ВИЭ без накопителей и создает дефицит в казахстанской энергосистеме, эскалирующий общую стоимость электроэнергии.

КЕГОК, КОРЭМ и РФЦ: разделить и запутать

Аббревиатура КОРЭМ – Казахстанский оптовый рынок электрической энергии и мощности предполагает именно это: связанные между собой общей организационной и юридической структурой, общей технологией и общей тарифной политикой оптовый рынок производимой и потребляемой электроэнергии, плюс рынок, финансирующий создание новой потребной на перспективу мощности.

При этом оптовый рынок электроэнергии делится, по чисто диспетчерской технологии, на рынок «на сутки вперед» и балансирующий рынок в течении диспетчерских суток, причем именно диспетчеризацией это деление и исчерпывается. То есть, сам оптовый рынок электроэнергии – один и тот же, а на нем применяются два диспетчерских графика: запланированный сутки назад и текущий.

На самом деле, все устроено гораздо мудренее. Вернее, запутаннее, причем эта запутанность имеет явно искусственный характер и позволяет предполагать целевой вывод прибыли, также ведущий к тарифной эскалации.

Так, мы имеем отдельно взятого Системного оператора, физического Диспетчера, остающегося упрятанным внутри КЕГОК. Имеем РФЦ по поддержке ВИЭ, именуемый также Единым закупщиком, то есть – Экономическим диспетчером. Хотя таковым РФЦ является не полностью. А именно: отдельно от юридического лица РФЦ и ведущихся им расчетов на оптовом рынке, с соответствующими тарифами, существует еще так называемый БРЭ – балансирующий рынок электроэнергии, со своим собственным Расчетным центром, собственными тарифами и отдельным юридическим лицом. Наконец, рынок мощности тоже имеет свою собственную юридическую и организационную субъектность.

Вся эта юридическая, платежная и тарифная разобщенность располагается на площадке КОРЭМ, при этом такой якобы оптовый рынок электроэнергии и мощности сам, вместо связанного одним юридическим лицом, общими расчетами и единой тарифной политикой целого также реализует свой отдельный коммерческий интерес.

По-человечески, все понятно: внедрение Единого закупщика, предусмотренное еще «Планом нации «Сто шагов» 2015 года, встречало упорное сопротивление, в результате ЕЗ появился лишь в 2023 году и был составлен из прежних «кусочков». Каждый из которых сидел на своих денежных потоках и постарался сохранить их за собой. Разделив таким образом под собственный коммерческий интерес технологически и экономически цельный оптовый рынок электроэнергии и мощности.

Результаты такого разделения, также ведущие к тарифной эскалации, мы и отследим ниже. 

Балансирующий рынок: искусственно отделить и выводить прибыль

В отличие от достаточно полной отчетности по оптовому рынку электроэнергии под эгидой РФЦ, данные по искусственно отделенному от него БРЭ – балансирующему рынку электроэнергии, отданному в «кормление» КОРЭМ, приходится искать по разным источникам. Не всегда известны даже объемы такого «балансирования».

Так, например, из отчета КОРЭМ за 9 месяцев 2025 года известно, что объем покупки электрической энергии на БРЭ составил 9,2 млрд кВт-часов, на сумму 180 млрд тенге (19,6 т/кВт-ч). При том, что общее производство энергии по Казахстану составило 90 млрд, а потребление 91,4 млрд кВт-часов.

Итого через БРЭ распределяется порядка 10% общего потребления, что сразу вызывает вопрос: почему столь много?

Здесь стоит сразу дать разъяснение: балансирующий рынок – неотъемлемая часть общего оптового рынка электроэнергии в системе Единого закупщика. Если что и разделяет эти две части одного и того же оптового рынка, то это исключительно удобство ведения диспетчерских режимов, и не более того.

То, что называется «балансирующим рынком» есть на самом деле диспетчерская регулировка в режиме текущих суток отклонений от графика «на сутки вперед». Поэтому величина допущенных отклонений определяется точностью предварительного планирования и уж никак не может достигать десятой доли всей потребляемой электроэнергии!

Да, критический износ электростанций и сетей увеличивает диапазон балансирования из-за повышенной аварийности, но все равно – десять процентов балансирующего рынка – это перебор! Явно имеющий не технический, а искусственный характер.

И еще важное разъяснение: каким бы ни было отклонение от графика «на сутки вперед», этот дисбаланс устраняется диспетчерским вмешательством тут же, в тот же час и в ту же минуту текущих суток. И – все: физически процесс балансирования завершается мгновенно, причем Системный оператор каждый час и каждую минуту знает, какая электростанция или какой потребитель допустили отклонение, и какой именно производитель или потребитель на оптовом рынке электроэнергии его, Диспетчера, распоряжением устранили дисбаланс.

Остается только произвести, в соответствие с уже совершенным физическим балансированием, соответствующие финансовые расчеты. Причем принцип финансового балансирования очень прост: «игра с нулевой суммой». То есть, участник оптового рынка, допустивший отклонение, несет штрафные санкции, например, через понижающий коэффициент к тарифу. И весь этот штраф целиком достается той электростанции или тому покупателю на оптовом рынке, которые выполнили балансирующую команду диспетчера.

То есть, никакого «балансирующего рынка» не требуется, это всего лишь одна из функций осуществления физического и финансового процессов на оптовом рынке продажи и покупки электроэнергии.

Причем, по-хорошему, необходимость балансирования возникает только при форс-мажорных отклонениях от диспетчерского графика, то есть при аварийных ограничениях на электростанциях, в сетях или у крупных потребителей. Соответственно, речь должна идти о долях процента, максимум об 1-2%, а отнюдь не о десятой доле всей оптовой электроэнергии.

Касательно же устройства БРЭ в Казахстане: это заимствованная от «развитых» рынков придумка, ориентированная на всяческое дерегулирование и коммерциализацию энергетики. Ловко приспособленная нашими умельцами для извлечения своей прибыли.

Устройство БРЭ – надуманно-вычурное. Введено понятие «провайдер», число которых в Казахстане – 17. Производители и покупатели электроэнергии искусственно разбиты на 17 пар-групп, каждая из которых делегирует своему провайдеру урегулирование через посредническую перекупку «отрицательных балансов» между ними.

Налицо искусственное кратное увеличение объемов БРЭ, стимулируемое возможностью использовать цены, не ограниченные (в отличие от централизованных торгов на оптовом рынке) предельными тарифами электростанций. Так, тарифы на БРЭ могут опускаться ниже десяти тенге за кВт-час, но и взлетать выше пятидесяти. Используется простая уловка: электростанции с, допустим, дешевой электроэнергией сознательно занижают свои заявки для оптового рынка, чтобы побольше увести на балансирующий рынок по кратным ценам.

Уловка проста, но реализуема лишь с ведома и согласия Системного оператора и администраторов оптового рынка, то есть с ведома и согласия руководства КЕГОК, РФЦ и КОРЭМ. Как и Минэнерго тоже.

Надо полагать, какая-то часть доходов от операций с «отрицательными балансами» расходится по заинтересованным лицам, то есть выводится из электроэнергетики, — за счет уменьшения доходов электростанций и повышения тарифов для потребителей такого «балансирующего рынка». Плюс, посредническая прибыль провайдеров выводится из энергетики вполне официально, хотя и под покровом «коммерческой тайны». Учитывая, что через провайдеров-посредников в этом году будет пропущена сумма порядка 300 миллиардов тенге, и что фактически такие перекупщики затрат на собственное содержание почти не несут, можно смело предполагать, что через них из электроэнергетики выводятся, как минимум, десятки миллиардов тенге. С соответствующим увеличением общего тарифного фона.

Балансирующий рынок: опять эти ВИЭ!  

Как мы уже сказали, объемы оперативного балансирования в электроэнергетике, при правильной организации диспетчерского графика, невелики и появляются лишь при аварийных форс-мажорах. Однако, помимо искусственного раздутия объемов БРЭ ради извлечения прибыли провайдерами, имеется и, так сказать, объективный фактор – это те самые ВИЭ, форсированно внедряемые в Казахстане без накопителей. Поскольку почасовой график «на сутки вперед» для солнечных и ветровых электростанций принципиально непредсказуем, объемы балансирования невольно завышаются.

И здесь необходимо свое пояснение:

Системный оператор КЕГОК составляет почасовой график «на сутки вперед», распределяя ожидаемую потребительскую нагрузку по электростанциям в следующем порядке: вначале работающие не по электрическому, а по тепловому графику ТЭЦ, а также ГЭС, если они работают тоже по своему речному графику. Что технологически оправдано и совершенно справедливо.

Сюда же к приоритетному закупу относят и электростанции, имеющие договоры на рынке новой мощности, с чем тоже, пожалуй, можно согласиться.

Остальные же производители электроэнергии распределяются в графике «на сутки вперед» через конкурентные централизованные торги – соответственно предлагаемым ими тарифам, что тоже правильно.

Однако категорически неправильно, что приоритетным «правом первой ночи» законом «Об электроэнергетике» наделены ВИЭ – их выработку диспетчер обязан принимать в первую очередь!

Это и раздувает объемы БРЭ и вывод из энергетики спекулятивной прибыли.

Не будь у ВИЭ «права первой ночи», им пришлось бы обзаводиться накопителями выработки и конкурировать с другими производителями электроэнергии за место в диспетчерском графике.

Принудительное же их внедрение дает комплексный негативный эффект: это приводит к кратному повышения тарифов собственно «зеленой» выработки, к дефициту генерации, замещаемому сверхдорогим импортом, да к тому же и гипертрофирует объемы балансирующего рынка и вывод с него прибыли.

Единый закупщик: изъятия

По итогам первого квартала текущего года объем производства электроэнергии составил 33,7 млрд кВт-ч, потребление 33,6 млрд кВт-ч. Однако приведенные нами выше данные по закупкам на оптовом рынке – только 20,3 млрд кВт-часов. Еще примерно 3,3 млрд кВт-часов распределены на балансирующем рынке, но куда в таком случае мимо оптового и балансирующего рынков ушли еще 10 млрд кВт-часов?

А они ушли так называемым «группам лиц» — промышленным корпорациям, имеющим свои собственные электростанции. Как то, например: ERG (Евразийская группа), «Казцинк», «Кармет».

Тарифы, по которым получают энергию предприятия таких групп находятся под грифом коммерческой тайны, однако заведомо ясно, что стоимость собственного энергообеспечения существенно ниже тарифов оптового рынка и лежит где-то в пределах себестоимости.

Кроме того, эти выведенные из-под Единого закупщика промышленные группы освобождены от тарифной нагрузки рынка мощности.

Такие выведенные из оптового рынка объемы недорогой электроэнергии тоже существенно повышают результирующий оптовый тариф, это неправильно и несправедливо.

В самом деле, доставшиеся частным владельцам ТЭЦ и ГРЭС построены не ими, а как опорные электростанции всей казахстанской энергосистемы. И поныне эти станции, хотя и имеют обособленную тарифную политику, работают в общей национальной энергосистеме, пользуются ее услугами и обеспечением собственной надежности.

Стоило бы пересмотреть итоги приватизации таких опорных электростанций Казахстана. И уж во всяком случае пересмотреть вывод их из-под Единого закупщика.

Рынок мощности: капремонт и перспектива утонуть

Общая величина тарифов на оптовом рынке электроэнергии увеличивается для покупателей через тарифные надбавки, устанавливаемые для электростанций, имеющих договоры с рынком мощности. Так, расчет перекладываемого на покупателей оптового рынка тарифа рынка мощности 2026 год сделан на 203 млрд тенге, привязанных к 12013 МВт электрической мощности. Применительно к популярным сравнениям, во что обходится новый установленный МВт для угольных, газовых, гидравлических, солнечных, ветровых и атомных электростанций, получается ничтожно малая величина 20 млн тенге/МВт или менее 50$/кВт, тогда как счет для новых мощностей начинается от 500-1000 долларов за установленный кВт.

Да и 203 млрд тенге применительно к ожидаемому в этом году объему оптового рынка (порядка 74 млрд кВт-часов и 1450 млрд тенге, если судить по 2025 году) дают надбавку всего 2,7 тенге за кВт-час, рынок мощности на общий ценовой фон в энергетике пока влияет относительно мало. Но это – пока.

Надо иметь в виду, что до сих пор речи об использовании рынка мощности по прямому назначению – созданию новой генерации — не было вообще. Заложенные в расчет на этот год фантастические 12 ГВт, это не новое строительство, а всего лишь некие модернизации, продление сроков службы давно установленного оборудования. То есть, действующий с 2019 года рынок мощности, это пока всего лишь дополнительное финансирование капитальных ремонтов, а то и просто способ расчета по кредитам.

Единственная «первая ласточка», появившаяся в 2026 году, это строящаяся «Акса Энерджи Кызылорда» — новая парогазовая станция на 265 МВт, общей стоимостью 215 млрд тенге. Из них на этот год заложено 21,5 млрд тенге, то есть, с рассрочкой выплаты на 10 лет. Итого доля этой новой станции в среднем тарифе оптового рынка на 2026 год: 21,5 млрд тенге / 74 млрд кВт-ч = всего 0,3 тенге/кВт-час. А за весь срок окупаемость этой новой станции наложится на оптовый тариф надбавкой в примерно 2,7 тенге за кВт-час.

Для иллюстрации: предельный тариф для новой «Акса Энерджи Кызылорда» уже утвержден Минэнерго величиной 30,61 т/кВт-ч, то есть примерно в два раза выше, чем фактическая эксплуатационная себестоимость. И такая картина, — как минимум удвоенный тариф, будет повторяться для каждой финансируемой через рынок мощности новой генерации.

Между тем, на подходе уже в этом году новая парогазовая установка на площадке Алматинской ТЭЦ-2 и новая крупная ПГУ в Туркестане, за ними новая генерация на Алматинской ТЭЦ-3 и так далее.

К примеру, начато строительство Курчатовской КЭС мощностью 700 МВт, стоимостью 759 млрд тенге. Нетрудно оценить ежегодную надбавку на тариф оптового рынка при финансировании ее с рынка мощности, например, на 10 лет: 76 млрд тенге/1450 млрд тенге х 19,6 т/кВт-ч = 1 тенге/кВт-ч.

То есть, если пока рынок мощности, это фактически лишь расширенные капремонты — поддержка имеющихся мощностей, то как раз начиная с нынешнего года это уже и финансирование новой генерации. При этом каждая такая новая мощность, да еще распределенная по 10-детним периодам финансирования, добавляет к результирующим тарифам оптового рынка относительно немного, — по одной-двум тенге за кВт-час. Но – пройдет некоторое количество лет и где-то за 2030 годом суммирующий эффект окажется ощутимым и необратимым: результирующий потребительский тариф как минимум удвоится. И с этим уже ничего нельзя будет поделать. 

Национальный Инфраструктурный план и планы развития электроэнергетики: фантазии и тарифные реалии

Вышеприведенные оценки удвоения, как минимум, тарифов при финансировании новой генерации через рынок мощности сделаны исходя из реалий: из тех строек, которые уже осуществляются. Между тем, у правительства имеются Инфраструктурный план до 2029 года, Национальный проект МЭКС – модернизации электроэнергетического и коммунального секторов, тоже на этот период, плюс еще масштабная Концепция развития угольной энергетики, плюс планы доведения «зеленой» выработки до 15% к 2030 году, планы обновления и наращивания сетевых мощностей…

При этом, что показательно, ни в одном из документов ровным счетом ничего не сказано, в какие тарифы это выльется. То есть, официально принятая и осуществляемая в Казахстане политика «тариф в обмен на инвестиции» самым тщательным образом избегает ответа на вопрос, какой конечный тариф для потребителя потребуется в обмен на привлекаемые, да еще с внешних рынков, коммерческие инвестиции.

Автор, будучи членом Общественного совета по нацпроекту МЭКС, приложил немало усилий, чтобы получить видение тарифной перспективы от Минэнерго, от Комитета по регулированию естественных монополий при Миннацэкономики, от финансового оператора МЭКС НУХ «Байтерек». И уверенно может заявить: ответственные за «тариф в обмен на инвестиции» органы сами не заглядывают дальше текущей ситуации.

По всей видимости, из чувства самосохранения и из понимания, что одна только попытка сделать хотя бы самую приблизительную оценку конечной тарифной ситуации сразу приводит к выводу, что «тариф в обмен на инвестиции» — это тупик.

Сделаем такую оценку сами:

До 2030 года Минэнерго планирует ввести 7,8 ГВт новой и обновленной генерации, в том числе строительство 8 новых электростанций и модернизацию 11 действующих. А до 2035 года так и все 26 ГВт новой генерации.

Совершеннейшая фантастика, конечно, но переложим ее на тарифы. Среднюю стоимость устанавливаемой новой мощности примем, согласно известным современным нормативам, весьма и весьма умеренной – всего по два миллиона долларов за МВт, или один миллиард тенге. На самом деле, АЭС и «чистый уголь» обойдутся в разы дороже, но остановимся на минимальной оценке.

Итак, до 2030 года надо будет освоить 7800 МВт х 1 млрд тенге = 7,8 трлн тенге, или примерно по 2 триллиона ежегодно. Нынешний объем оптового рынка – 1,6 трлн тенге, итого тариф рынка мощности наложится на оптовый тариф надбавкой в 125%.

Та же оценка для 2035 года: 26000 МВт х 1 млрд тенге = 26 трлн тенге, или по 3,2 трлн тенге ежегодно. Надбавка на тариф – ровно 200%.

Но и это не все. К затратам на новую генерацию надо добавить еще 15 трлн тенге по национальному проекту МЭКС – мощностей почти не прибавится, но обновлять приходится. Это (если всерьез относится к записанным в нацпроекте объемам и срокам), минимум по три млрд тенге ежегодно. Из которых половина, допустим, наложится на тарифы на электроэнергию, другая половина на тепло-водо-снабжение. Итого имеем еще одно 100-процентное увеличение стоимости кВт-часа и двух-трех кратное повышение тарифов на отопление и водоснабжение.

А ведь есть еще сетевое хозяйство, высоковольтные и распределительные сети, тоже требующие как обновления, так и нового строительства. При этом если в электроэнергетике тариф на генерацию составляет в конечном потребительском тарифе примерно половину, то и «тариф в обмен на инвестиции» принесет удорожание сетевой составляющей той же двух-трех кратной по сравнению с нынешним уровнем величины.

Впрочем, отвлечемся от фантастических планов Минэнерго и посмотрим на ситуацию реально: рост максимумов потребительской нагрузки все последние годы шел в Казахстане темпом по 500-600 МВт в год, тогда в какой тариф рынка мощности выльется финансирование хотя бы такого догоняющего наращивания генерации?

Пусть стоимость нового строительства уложится в достаточно скромный показатель 2 млн $/МВт или один миллиард тенге на один МВт. Итого по 0,5 трлн тенге ежегодно, что при нынешнем объеме оптового рынка порядка 1,5 трлн тенге дает надбавку к нынешнему оптовому тарифу примерно в одну треть. Казалось бы, не смертельно, но приходится иметь в виду, повышение тарифа на одну треть только ради попытки успевать за ростом нагрузок накладывается на все остальное: на такое же догоняющее развитие сетевых мощностей и на обновление всего изношенного.

Речь, в любом случае, идет о кратном увеличении нынешней стоимости электроэнергии в случае продолжения политики «тариф в обмен на инвестиции».

И еще важное уточнение: финансирование нового строительства вовсе не всегда предполагается с рынка мощности. На практике уже запущена и набирает обороты схема конкретных заимствований для конкретного объекта, возвращаемых через тарифы этого объекта. Так, например, выстроена схема финансирования Национального проекта МЭКС. Либо, например, финансирование строительства Балхашской АЭС по уже подписанному соглашению с Российской Федерацией.

Разница здесь в том, что стоимость финансирования через рынок мощности накладывается сразу на весь тарифный фон, тогда как по способу МЭКС или БАЭС общий тарифный фон растет через повышение тарифов новых энергоисточников.

Нетрудно понять, что с точки зрения конечного результата тот и другой варианты эквивалентны: «тариф в обмен на инвестиции» дает кратный рост конечного потребительского тарифа. Разница лишь в том, что варианты МЭКС или Балхашской АЭС даже дороже: в конечный тариф войдет еще и доходный процент по займам.

Общие выводы

Пока что единственная защита от неизбежного тарифного коллапса при продолжении политики «тариф в обмен на инвестиции» — это невыполнение правительственных планов. Так, освоение проектов МЭКС в разы меньше запланированных объемов, энергетическое строительство тоже идет с отставанием.

Единственно, что по-прежнему рвется вперед, это «зеленая энергетика». Но как раз наращивание ВИЭ и разгоняет тарифный рост и усугубляет дефицит маневренной генерации.

В любом случае, на уровне 2030 года или несколько позже электроэнергетику и ЖКХ «заклинит»: уже освоенных объемов и совершенных заимствований наберется на критическую массу, ведущую к либо «запирающему» росту тарифов, либо к необходимости переносить эти объемы на государственный долг, с «заклиниванием» уже бюджета.

Поэтому пора бы уже сейчас решиться на такие принципиальные выводы:

А) Пытаться обновлять и расширять электроэнергетику и ЖКХ, не имея рационально устроенных оптового и розничных рынков, сохраняя, хотя и под видом Единого закупщика, частные и корпоративные «кормушки» — бесперспективно.

Б) Обновлять и расширять электроэнергетику и ЖКХ, не имея национального кредита и инвестиций, опираясь на привлечение коммерческих возвратных средств, да еще иностранных – бесполезно.

В) Обновлять и расширять электроэнергетику и ЖКХ на базе закупаемого с внешних рынков основного и вспомогательного оборудования, запчастей и комплектующих – безнадежно.

И в совокупности: в рамках «вывозной» экономической модели, с много-векторным статусом Казахстана в качестве сырьевой и монетарной провинции, судьба унаследованных от Казахской ССР электроэнергетической и коммунальной инфраструктуры, достигшей критического износа и нехватки даже этих изношенных мощностей, предрешена. Попытка обновлять и развивать инфраструктуру на внешние заемные средства и внешнюю комплектацию «сожмут» электроэнергетику и ЖКХ до размеров, достаточных только для работающих на сырьевой экспорт отраслей и доступную только задействованной в такой «вывозной» экономике части населения.

Объективно, именно не создаваемые в «рыночной» экономической модели «суверенного» Казахстана, а просто эксплуатируемые на износ электроэнергетика и ЖКХ обеспечили успех созданной в рамках Стратегии «Казахстан-2030» компрадорской «вывозной» экономики. Теперь же «тучные годы» позади, именно задача обновления и развития инфраструктуры объективно подводит черту под «старым» Казахстаном и ставит вопрос о строительстве нового и справедливого в Евразийском интеграционном формате.

Предложения

1. Инициировать в рамках ЕАЭС переход к согласованному поддержанию курсов и согласованной кредитно-денежной политике, предусматривающей национальное кредитование и инвестирование.
2. Инициировать в рамках ЕАЭС создание Межгосударственного комитета по электроэнергетике, водному и газовому хозяйству с участием Казахстана, России и Кыргызстана, а также Узбекистана и Таджикистана, с исполнительными полномочиями.
3. Инициировать в рамках ЕАЭС разработку долгосрочного промышленного заказа на основное и комплектующее энергетическое оборудование, распределяемого с учетом промышленного потенциала стран-участниц и с учетом дополнительного размещения производственных мощностей в государствах-участниках.
4. Реорганизовать оптовый рынок электроэнергии: вывести Системного оператора из КЕГОК, объединить с РФЦ и КОРЭМ в одну структуру: Казахстанский оптовый рынок электрической энергии и мощности – Единый закупщик. Он же Единый продавец. При этом балансирующий рынок упраздняется, а его функция передается Единому закупщику. В состав КОРЭМ входят оптовый рынок электроэнергии и рынок мощности, дополненный и рынком сетевых мощностей. При этом на оптовый рынок электроэнергии передается только десять-пятнадцать процентов объема рынка мощности. Остальной объем финансирования новых генерирующих и сетевых мощностей обеспечивается не коммерческим и невозвратным образом, — за счет целевых линий Национального банка и за счет целевого, без промежуточных «ценных бумаг», инвестирования пенсионных накоплений.
5. Реорганизовать тарифную политику в энергетике: перейти на единый по регионам долгосрочный, утверждаемый Курултаем национальный тариф, с повышающими и понижающими коэффициентами по категориям потребителей. Категории и коэффициенты также утверждаются Курултаем. Кроме того, ввести, по добровольному выбору потребителей, трех-ставочный суточный тариф, с повышенным на пиковые часы и пониженным ночными коэффициентами.
6. Реорганизовать схему управления энергетикой. Создать отдельное Министерство электроэнергетики и жилищно-коммунального хозяйства, с Комитетом по атомной энергии при нем. Передать в ведение Министерства энергетики и ЖКХ «Самрук-Энерго», КЕГОК и «Казатомпром».
7. Передать в ведение Министерства энергетики и ЖКХ всю тарифную политику, включая тарифы на высоковольтные и распределительные сетевые передачи, а также тарифы на теплоснабжение, водоснабжение и водоотведение.

Приложения:

1. Предложения по организации единообразной по Казахстану тарифной политики на оптовом и розничном рынках электроэнергии, обеспечивающей оптимальную дифференциацию тарифов между категориями потребителей и по пиковым и ночным часам суточного графика, и использование стабильного долгосрочного тарифа в качестве «ценового якоря» для всех остальных цен на рынке.
2. Предложения по вне-тарифному инвестированию модернизации и развития электроэнергетики и ЖКХ с использованием средств ЕНПФ, при одновременном решении проблем роста благосостояния и снижения закредитованности граждан Казахстана.