Цели и задачи электроэнергетической отрасли

Необходимый объем инвестиций в генерацию
в период 2010 – 2025 г.г.
■ по 300 млрд. тг/год в первые 5 лет, 200 млрд. тг/год – в последующие годы;
■ 75% инвестиций - на замену ТЭЦ и на реабилитацию других электростанций;
■ 25% инвестиций – на строительство новых электростанций
* данные ЕБРР, МВФ, институты
Реабилитация других э/станций
2

ТЫС. МВТ
Новые
мощности
Расширение + Реабилитация существующих мощностей
Пиковая
нагрузка
замена практически всех ТЭЦ отслуживших срок > 50 лет;
ежегодная реабилитация в среднем 500 МВт других мощностей;
построить > 9 000 МВт новых генерирующих мощностей до 2025 года.
ПРОГНОЗНЫЙ БАЛАНС ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ДО 2025 ГОДА
Износ оборудования
3

Существующая модель рынка электроэнергии
Рынок вспомогательных услуг
(не создан)
Оптовые продавцы - производители электроэнергии
Рынок двусторонних контрактов
Централизованные торги
(не ликвиден)
Оптовые покупатели
(энергоснабжающие организации, крупные потребители)
Балансирующий рынок
(не создан)
Начатый в 1996 году переход от вертикально-интегрированной монополии к конкурентному рынку электроэнергии до сих пор не завершен.
Основными проблемами существующего рынка электроэнергии Казахстана являются:
отсутствие конкуренции и конкурентного ценообразования на формально конкурентном рынке;
отсутствие связи между объективно необходимыми инвестициями в отрасль и инвестиционными обязательствами производителей;
неравный доступ потребителей к дешевой электроэнергии и коррупциогенность торговли ею;
не учитывается необходимость строительства новых э/станций и непривлекательность для инвесторов.
Производители разбиты на 13 ценовых групп, для каждой их которых установлен предельный тариф в обмен на инвестиционные обязательства
(на 2011 год – от 3,3 до 7,7 тг/кВтч)
4

ПРЕДЕЛЬНЫЕ ТАРИФЫ ПО ГРУППАМ ЭНЕРГОПРОИЗВОДЯЩИХ ОРГАНИЗАЦИЙ
утверждены постановлением Правительства Республики Казахстан от 25 марта 2009 года №392
5

2009 г.
65,4 млрд. тенге
Инвестиции по предельным тарифам
На 2009-2015 годы прогнозируется инвестиций на 1146,5 млрд. тенге
(по предельным тарифам)
Ввод мощностей
92 МВт, в том числе
КарГРЭС-2 – 55 МВт
ЭТЦ – 12 МВт
Атырауская ТЭЦ – 25 МВт
109,694 млрд. тенге
98 МВт, в том числе
Атырауская ТЭЦ – 50 МВт
Жанажолская ГТЭС – 48 МВт
2010 г.
135,0 млрд. тенге
390 МВт, в том числе
Аксу – 325 МВт
Павлодарэнерго – 65 МВт
2011 г.
план
6

ВВОД МОЩНОСТЕЙ
ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ НОВЫХ СТАНЦИЙ И
ОКОНЧАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА ПЕРВЫХ ОЧЕРЕДЕЙ
2111 МВт
РАСШИРЕНИЕ ДЕЙСТВУЮЩИХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
4655 МВт
РЕКОНСТРУКЦИЯ И МОДЕРНИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
ЗА СЧЕТ «ПРЕДЕЛЬНЫХ ТАРИФОВ»
1173 МВт
3705 МВт
в том числе
2009-2015 г.г.
2009-2017 г.г.
до 2015 года
до 2015 года
7

МОДЕЛЬ РЫНКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОЩНОСТИ
Прогнозный баланс мощности
(СО)
РЭКи,
потребители,
ЭСО
Обязательность
покупки мощности
ГОСУДАРСТВО
Государственная поддержка
Предельный
тариф
Системный оператор (СО)
АО «KEGOC»
Действующие генераторы
Заявки
КОНКУРС
(МИНТ)
Определяется цена, объем, срок закупа
Инвесторы
Обеспечение готовности
мощности
по единой
цене
Поддержание готовности мощности
вне торгов
ТОРГИ
(Оператор централизованных торгов - КОРЭМ)
Pнеобх
Поддержание готовности мощности
Новые
генераторы
8