Исторически электроэнергетика Казахстана формировалась как часть Единой энергетической системы СССР.
В 1990 г. в республике было выработано 83,18 млрд. кВтч электроэнергии, при этом республика оставалась энергодефицитной, и перетоки в нее составляли около 17 млрд. кВтч.
В 90-х годах ограничение и сдерживание тарифов на энергетическую продукцию государством в условиях кризиса неплатежей оставило повсеместно генерирующие станции без оборотных средств, вынудило работать агрегаты электростанций на износ, а энергетическую отрасль — вообще привело к грани, за которой начинается развал.
К примеру, в 1995 году разрыв между рабочей и установленной мощностью достиг 44,5 %.
В 1994 году был принят план приватизации электроэнергетической отрасли в результате чего:
— практически все электрические станции, были приватизированы, что создало необходимую конкурентную среду.
— потребители электроэнергии и региональные электросетевые компании (РЭКи) получили право выбирать по своему усмотрению поставщиков электроэнергии.
Реформирование энергетики Казахстана основывалось на опыте рыночного развития развитых стран и, прежде всего, США.
В этой стране был принят акт «О политике регулирования в электроэнергетике», который рекомендовал следующую основную модель работы
— полное разделение сфер производства, передачи и сбыта электроэнергии с максимальным внедрением конкурентных отношений в разделенные части отрасли с организацией торговли электроэнергии по договорам и через оптовый рынок.
Однако в последующем данная модель, внедренная в 18 штатах страны, себя не оправдала. Так в Калифорнии, где преобразования по указанной модели производились наиболее ускоренно и в полном объеме, в начале августа 2000 г. в период прохождения сезонного максимума нагрузки, дефицит электрической мощности составлял 5 — 6 ГВт, который с трудом покрывался даже дополнительными источниками энергии с соседних штатов, что привело к увеличению тарифов с 3 — 6 центов за 1 квт. (при ценах на нефть и газ на нью-йорской бирже $25 и $20, соответственно) до 16 центов.
Из-за фиксированных розничных цен, по которым электроэнергия оплачивалась потребителями, и спекулятивно завышенных оптовых цен на бирже электроэнергии возникла задолженность перед генерирующими компаниями (около 80 млрд. долларов).
После калифорнийского кризиса в США было приостановлено на 3 года разделение вертикально интегрированных электроэнергетических компаний. Президент США провел переговоры с руководством конгресса о необходимости включения в имеющиеся законодательные акты специальных разделов по стандартам надежности.
Эти стандарты по существу запрещают любые рыночные преобразования, приводящие к снижению надежности электроснабжения. Правительство же штата Калифорния и Федеральная энергетическая комиссия приняли ряд решений по контролю над рыночными процессами, а так же стимулирующих строительство новых электростанций. Представители энергетической отрасли США, собравшиеся в феврале 2005г. в Сан-Диего, констатировали, что в условиях растущих цен на топливо и электричество набирают силу настроения замедлить или пересмотреть реструктуризацию электроэнергетики.
«В этой стране конкуренция не приводит к снижению цен, — и как говорит гендиректор GF Energy, — «Мы что-то напутали с ее введением».
Реформирование по американской модели проводилось во многих странах — Англии, Канаде, ФРГ, Бразилия и т.д. и практически во всех них реформа имели так же и отрицательные итоги.
В Англии розничные цены снизились на 10 %. Но, к примеру, в Норвегии и Швеции изначально избыточные по мощности энергосистемы (резерв достигал 40 %) после закрытия электростанций с более высокими тарифами стали энергодефицитными.
После чего тарифы в этих странах в часы максимума нагрузки возросли в четыре раза и они стали импортировать часть энергии из Германии и Франции.
Как известно при развитом рынке спрос определяет предложение, что можно условно отнести и к рынку электроэнергии. Сторонники либерализации экономики утверждают, что рынок сам отрегулируется и снижать цены заставит конкуренция. Но, следует учитывать то, что данный принцип применим для рынка мелкого и среднего товарного производства, когда оно не требует больших изначальных затрат на его запуск, а окупаемость и возврат вложений происходит сравнительно быстро.
В сфере же крупного товарного производства создавать новые мощности для выброса на рынок при установившемся спросе — дело весьма и весьма рискованное. Ведь строительство, к примеру, электростанций требует глобальных вложений, длится годами, а сроки окупаемости затрат превышают 10 — 12 лет.
При этом за указанный срок окупаемости экономическая ситуация может существенно измениться в худшую сторону, и, следовательно, возможны убыточные инвестиции. Но есть и исключения — капиталовложения в готовые или недостроенные мощности иногда оправданы для инвесторов в силу значительной недооценки активов, что и происходило в ходе приватизации в Казахстане.
С другой стороны надежность энергоснабжения зависит от наличия резерва мощности — как минимум 20 %. Это идет вразрез с интересами владельцев, так как они стараются максимально использовать мощности и тем самым увеличить доход.
В Казахстане после реформирования в первые 3 — 4 года происходило небольшое снижение тарифов, так как был очень низок платежеспособный спрос, при существенном избытке мощностей.
В дальнейшем, по мере повышения ВВП республики, тарифы стабилизировались и в последние годы начали возрастать. Однако, ввиду рыночного подъема стоимости топлива продукция ряда электростанций оказалась неконкурентоспособной, например, электроэнергия Жамбылской ГРЭС, работающей на газе и мазуте, и поэтому практически с 2000 года она работает только в зимний сезон с неполной загрузкой за счет государственных дотаций.
А ведь по соображениям энергетической целесообразности в каждом регионе должны быть также свои, покрывающие хотя бы на 30-40 % собственные потребности, действующие энергоисточники.
Следует отметить, что около 30 % энергетических мощностей республики входят в крупнейшие промышленные корпорации Казахстана, Казахмыс, группу предприятий ЕПА, Казцинк, «Миталл стилл» и т.д.
За рассматриваемый период на большинстве из них (ЕПА, Казахмыс) в поддержание энергохозяйства вложены существенные капвложения. И это естественно, так как эти энергообъекты выдают наиболее дешевую электроэнергию для «своих» предприятий.
По сути, они входят в высокорентабельные вертикально интегрированные производства и работают на конечный продукт, в котором концентрируется вся прибыль.
Другая часть энергопредприятий, работающая непосредственно на республиканский или региональные рынки Казахстана, за период после реформирования либо значительно износилась и приблизилась к критическому состоянию, ввиду недостаточности капвложений в прошедшие годы (к примеру, АПК, ЭГРЭС-2, ЭГРЭС-1, имеющие существенную разницу между располагаемой и рабочей мощностью), либо практически не участвует в рынке электроэнергии ввиду неконкурентоспособности отпускного тарифа (ЖГРЭС, Шымкентская ТЭЦ-3).
Характерная особенность — региональные электростанции у нас практически 100 %-е монополисты (по теплу и соответственно по электроэнергии), и конкуренция как таковая отсутствует, что обуславливает снижение мотивации уменьшения издержек производства, его модернизации и повышения надежности.
Вместе с тем, государственная политика жесткого сдерживания энергетических тарифов хотя и позволила удержать в кризисный период экономику республики, но тем самым существенным образом ограничила перспективы жизнедеятельность энергетики.
Тарифы на электроэнергию ниже уровня, при котором обеспечивается прибыльное инвестирование, а в ряде случаев — даже простое воспроизводство, с учетом дефицита внешних источников финансирования.
Положение усугубляется тем, что Казахстан из периода переходной экономики, по мере резкого увеличения ВВП, вступает в опасную зону экономики — «голландскую болезнь», когда государство принимает все меры по предотвращению инфляции. Тем самым энергетика опять таки становится крайней отраслью. А ведь тарифы на генерацию электроэнергии в Казахстане по сравнению с развитыми странами ниже в 2 — 4 раза.
Таким образом, дальнейшее развитие рынка электроэнергии в Казахстане будет базироваться на изношенных, требующих значительных капвложений и неконкурентоспособных источниках.
И что особенно важно в предстоящий период следует ожидать лавинообразного выхода из строя оборудования из-за превышения, и так продленных, сроков их эксплуатации.
Продолжение следует