ЗАКЛЮЧЕНИЕ по анализу состояния конкуренции на рынке электрической мощности в Республике Казахстан

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

по анализу состояния конкуренции на рынке электрической мощности в Республике Казахстан

 

 

июнь 2025 года                                                                                               г. Астана

 

 

1. Общие положения

 

Департаментом топливно-энергетического комплекса Агентства по защите и развитию конкуренции Республики Казахстан (далее – Департамент) проведен анализ состояния конкуренции на рынке электрической мощности в Республике Казахстан (далее – Анализ).

При проведении Анализа Департамент руководствовался Предпринимательским кодексом Республики Казахстан (далее – Кодекс), Законом Республики Казахстан «Об электроэнергетике» (далее – Закон), Правилами организации и функционирования рынка электрической мощности, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 27 февраля 2015 года № 152 (далее – Правила электрической мощности), Методикой по проведению анализа состояния конкуренции на товарных рынках, утвержденной приказом Председателя Агентства по защите и развитию конкуренции Республики Казахстан от 3 мая 2022 года № 13 (далее – Методика по проведению анализа) и иными нормативно-правовыми актами.

При проведении Анализа в качестве исходной информации использованы сведения, полученные от участников рынка электрической мощности (системного оператора, единого закупщика, энергопроизводящих организаций (далее – ЭПО) и оператора рынка централизованной торговли), уполномоченного органа, осуществляющего формирование и реализацию государственной политики в области электроэнергетики (Министерство энергетики Республики Казахстан, далее – МЭ), ОЮЛ «Казахстанская электроэнергетическая ассоциация» и данные собственных исследований антимонопольного органа. 

 

1. Определение критериев взаимозаменяемости товаров

• Определение наименования товара

Согласно пункту 4) статьи 196 Кодекса, под товаром понимаются товар, работа, услуга, являющиеся объектом гражданского оборота.

Определение наименования товара проведено на основе Закона Республики Казахстан «Об электроэнергетике» (далее – Закон).

Так, согласно подпункту 31-6) статьи 1  Закона, рынок электрической мощности – система взаимоотношений между субъектами оптового рынка электрической энергии, связанных с поддержанием ЭПО генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии, обновлением, поддержкой, реконструкцией и техническим перевооружением существующих производственных активов, а также их созданием.

При этом на рынке электрической мощности существуют два вида услуг: услуга по поддержанию готовности электрической мощности и услуга по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки.

Согласно подпункту 31-1) статьи 1 Закона, услуга по поддержанию готовности электрической мощности – услуга, оказываемая ЭПО единому закупщику, по поддержанию готовности аттестованной в установленном порядке электрической мощности генерирующих установок к несению нагрузки.

Согласно подпункту 31-5) статьи 1 Закона, услуга по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки – услуга, оказываемая единым закупщиком, по обеспечению готовности аттестованной в установленном порядке электрической мощности генерирующих установок в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан к несению нагрузки.

Таким образом, на рынке электрической мощности предоставляются два вида услуг с разными покупателями и продавцами, соответственно.

• Определение свойств товара, определяющих выбор покупателя
  • Функциональное назначение и применение товара, в том числе цели приобретения товара и его потребительские свойства

С 1 января 2019 года введен рынок электрической мощности, целью которого является обеспечение балансовой надежности энергосистемы Казахстана, создание благоприятных условий для привлечения инвестиций в электроэнергетику, строительство новых генерирующих мощностей в объеме, достаточном для удовлетворения спроса на электроэнергию, поддержания необходимого уровня надежности энергоснабжения и развития экспортного потенциала отрасли.

Так, согласно пункту 1 статьи 15-3 Закона, рынок электрической мощности функционирует в целях привлечения инвестиций для поддержания существующих и ввода новых электрических мощностей в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан для покрытия спроса на электрическую мощность.

Услуга по поддержанию готовности электрической мощности приобретается единым закупщиком в рамках рынка электрической мощности для предоставления услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки потребителям рынка мощности –энергоснабжающим, энергопередающим организациям и потребителям, являющимся субъектами оптового рынка электрической энергии, в том числе, промышленным комплексам.

• Качественные характеристики, в том числе вид, сорт, упаковка, особенности в системе распространения и сбыта
• Технические характеристики, в том числе эксплуатационные показатели, ограничения по транспортировке, условия сборки, ремонта, технического обслуживания (включая гарантийное обслуживание), особенности профессионального использования (производственного потребления)

Основной качественной характеристикой является техническая способность ЭПО обеспечить заявленную мощность в любой момент времени в рамках заключенного договора, что подтверждается аттестацией электрической мощности генерирующих установок, проводимой системным оператором и фактическим удовлетворением спроса на мощность согласно располагаемой ЭПО мощности.

Так, для реализации услуги по поддержанию готовности электрической мощности, ежегодно ЭПО проходят аттестацию электрической мощности генерирующих установок, проводимой системным оператором в соответствии с Правилами проведения аттестации.

При проведении аттестации электрической мощности генерирующих установок, системный оператор определяет:

1) величину электрической мощности генерирующих установок, которой располагает ЭПО и в соответствии с которой ЭПО имеет техническую возможность вырабатывать электрическую энергию;

2) соответствие требуемых параметров генерирующих установок значениям, указанным в заявке ЭПО на проведение аттестации электрической мощности генерирующих установок.

Вместе с тем, необходимо отметить, что техническая характеристика услуги по поддержанию готовности электрической мощности включает:

- объем заявленной мощности, подтвержденную аттестацией электрической мощности генерирующих установок и определенной договором, в МВт;

- технический минимум – сумму минимальных допустимых электрических мощностей генерирующих установок: для конденсационных, теплофикационных, газотурбинных и парогазовых электростанций - по условиям обеспечения стабильности их работы согласно соответствующим паспортным данным, для гидроэлектростанций по условиям обеспечения, заданным расходам воды бассейновых инспекций по регулированию использования и охране водных ресурсов расходов воды, в соответствии со статьей 40 Водного кодекса Республики Казахстан, в МВт;

- технологический минимум – сумму минимальных электрических мощностей генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки), в МВт;

- аттестованную скорость уменьшения электрической мощности – среднее значение скорости уменьшения электрической мощности электрической станцией ЭПО зафиксированное между временем начала фиксации значения скорости уменьшения электрической мощности генерации и временем его окончания, в МВт/минут;

- аттестованную скорость увеличения электрической мощности – среднее значение скорости увеличения электрической мощности генерирующих установок электрической станции ЭПО между временем начала фиксации значения скорости увеличения электрической мощности генерации и временем его окончания, в МВт/минут.

Таким образом, характеристика подаваемой электрической мощности ЭПО выражается в его располагаемой мощности и единицей измерения является мегаватт (МВт).

• Цены

Услуга по поддержанию готовности электрической мощности

Цены на услугу по поддержанию готовности электрической мощности ЭПО различаются в зависимости от способа ее реализации согласно Правилам электрической мощности, которые можно классифицировать следующим образом:

- индивидуальный тариф для победителей тендеров на строительство генерирующих установок, вновь вводимых в эксплуатацию, устанавливается уполномоченным органом с учетом возврата капитальных затрат и нормы рентабельности на инвестированный капитал и индексацией, учитывающей изменение курса тенге к иностранной валюте

- индивидуальный тариф, определяемый по итогам аукционных торгов, не превышающей величину соответствующего предельного аукционного тарифа.

- индивидуальный тариф для действующих ЭПО, заключивших инвестиционное соглашение на модернизацию, расширение, реконструкцию и (или) обновление с уполномоченным органом (далее – ИС), устанавливается уполномоченным органом и учитывает инвестиционные затраты, эксплуатационные расходы, и зависит от объемов электрической мощности, вводимых генерации ЭПО, с учетом ежегодной индексации, учитывающей изменение курса тенге к иностранной валюте.

- предельный тариф на услугу по поддержанию готовности электрической мощности утверждается МЭ согласно Правилам утверждения предельного тарифа на электрическую энергию и предельного тарифа на услугу по поддержанию готовности электрической мощности (утвержденным приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 27 февраля 2015 года № 147, далее – Правила утверждения предельного тарифа) и складывается из фактического суммарного объема инвестиций, вложенных ЭПО в 2015 году в рамках соглашений с уполномоченным органом, и общего количества ЭПО, заключивших в 2015 году соглашение с уполномоченным органом, а также фактического за 2015 год располагаемой электрической мощности ЭПО, и коэффициента индексации, учитывающей ежегодные уровни инфляции.

Справочно: приказом МЭ от 3 июля 2015 года № 465 утверждены предельные тарифы на услугу по поддержанию готовности электрической мощности на 2023 год в размере 590 тыс. тенге/МВт*месяц, на 2024 год – 1065 тыс. тенге/МВт*месяц.

5) на централизованных торгах цены устанавливаются самостоятельно ЭПО не выше предельного уровня тарифа и складываются по итогам централизованных торгов.

Услуга по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки

Цена на услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки рассчитывается единым закупщиком согласно Правилам расчета и размещения на интернет-ресурсе единым закупщиком цены на услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки (утвержденным приказом МЭ от 3 декабря 2015 года № 685) и учитывает количество заключенных договоров о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности и объем услуги по поддержанию готовности электрической мощности, а также цену на услугу по поддержанию готовности электрической мощности, затраты единого закупщика в предстоящем календарном году, связанные с оказанием услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки, положительный финансовый результат по деятельности единого закупщика на рынке электрическом мощности и максимальную в предстоящем календарном году электрическую мощность потребления.

Справочно: цена на услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки на 2023 год составил 690 007 тенге/МВт*месяц, на 2024 год – 1 195 963 тенге/МВт*месяц.

Таким образом, уникальность ценообразования на рынке электрической мощности по услугам по поддержанию готовности электрической мощности и по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки подтверждает различие данных услуг и их не взаимозаменяемость.

• Условия реализации электрической мощности

Согласно Закону, рынок электрической мощности – система взаимоотношений между субъектами оптового рынка электрической энергии, связанных с поддержанием ЭПО генерирующего оборудования в состоянии готовности к выработке электрической энергии, обновлением, поддержкой, реконструкцией и техническим перевооружением существующих производственных активов, а также их созданием.

Услуга по поддержанию готовности электрической мощности

Договор о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности заключается на основании типовых договоров, разрабатываемых и утверждаемых уполномоченным органом (Типовые договора о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, утвержденные приказом МЭ от 3 декабря 2015 года № 683, далее – Типовые договора № 683 и Типовой договор о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности с субъектами оптового рынка, включенными в Реестр групп лиц, утвержденные приказом МЭ от 14 декабря 2018 года № 512, далее – Типовой договор № 512).

При этом, в соответствии с пунктом 11 Правил электрической мощности, для покрытия прогнозного спроса на электрическую мощность, единый закупщик осуществляет заключение договоров о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности (в порядке приоритетности):

1) с победителями тендеров на строительство генерирующих установок, вновь вводимых в эксплуатацию, по индивидуальному тарифу, устанавливаемый уполномоченным органом;

2) с победителями аукционных торгов по индивидуальному тарифу, определяемому по итогам аукционных торгов;

2-1) с юридическими лицами, планирующими осуществить не ранее 1 января 2024 года строительство вновь вводимых в эксплуатацию генерирующих установок мощностью более 35 МВт, использующих гидродинамическую энергию воды, водохозяйственные сооружения которых включены в перечень водохозяйственных сооружений, имеющих особое стратегическое значение, по индивидуальному тарифу.

3) с действующими ЭПО, заключившими инвестиционное соглашение на модернизацию, расширение, реконструкцию и (или) обновление с уполномоченным органом, по индивидуальному тарифу, установленному уполномоченным органом;

4) с ЭПО, включенными в реестр групп лиц, в объеме, созданном для покрытия дефицита в ЕЭС РК в соответствии с подпунктами 1) и 2) пункта 6 статьи 15-5 Закона и не востребованном соответствующей группой лиц;

5) с действующими ЭПО, реализующими мероприятия по модернизации, реконструкции и (или) расширению со строительством генерирующих установок с использованием газа в качестве альтернативного типа топлива;

6) ежегодно с действующими ЭПО, в состав которых входят ТЭЦ, кроме ЭПО, включенных в реестр групп лиц, на предстоящий календарный год по предельному тарифу на услугу по поддержанию готовности электрической мощности.

7) ежегодно с действующими ЭПО на предстоящий календарный год по результатам централизованных торгов электрической мощностью по ценам и в объемах, которые сложились по результатам данных торгов.   

Услуга по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки

Энергоснабжающие, энергопередающие организации и потребители, являющиеся субъектами оптового рынка электрической энергии, включенные в перечень потребителей рынка мощности, и (или) включенные в разработанный системным оператором прогнозный спрос на электрическую мощность на предстоящий год, заключают договор на оказание услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки на основании типового договора на оказание услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки (утвержденного приказом МЭ от 3 декабря 2015 года № 684, далее – Типовой договор № 684) и участвуют в рынке электрической мощности на основании данных договоров.

Потребитель рынка мощности на оптовом рынке электроэнергии подает заявку на потребление на текущий год и соответствующую прогнозную заявку на предстоящий год для заключения договора на оказание услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки.

При необходимости, потребители рынка мощности в течение календарного года подают единому закупщику заявку на увеличение данного договорного объема услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки согласно Правилам электрической мощности, которыми определен порядок увеличения и уменьшения договорного объема.

Модель рынка электрической мощности представлена ниже на рисунке 1. 

Рисунок 1.

 

На основании вышеизложенного, согласно модели рынка электрической мощности, можно утверждать, что услуги по поддержанию готовности электрической мощности и по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки относятся к разным рынкам и не имеют заменителей, то есть являются не взаимозаменяемыми услугами.

• Характеристика товара

Рынок электрической мощности представляют собой механизм обеспечения надежности и стабильности Единой электроэнергетической системы страны путем поддержания определенного объема мощности в резерве и оперативной генерации электрической энергии в случае необходимости.

Согласно Закону и Правилам электрической мощности, услуги по поддержанию готовности электрической мощности и по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки можно подразделить на следующие основные характеристики согласно таблице 1.

Таблица 1

 

Основные характеристики	Услуга по поддержанию готовности электрической мощности	Услуга по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки
Предоставление услуги	ЭПО предоставляют услугу по поддержанию готовности электрической мощности, поддерживая аттестованную мощность своих генерирующих установок в состоянии готовности к несению нагрузки.	Единый закупщик оказывает услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки потребителям рынка мощности – энергоснабжающим, энергопередающим организациям и потребителям, являющимся субъектами оптового рынка электрической энергии, в том числе, промышленным комплексам, покупая у ЭПО услугу по поддержанию готовности электрической мощности и гарантируя потребителям наличие необходимой мощности у станции.
Особенности реализации	Централизованная закупка. Единый закупщик осуществляет централизованную покупку услуги по поддержанию готовности электрической мощности путем заключения соответствующих договоров с ЭПО.	Централизованная продажа. Единый закупщик осуществляет централизованную продажу услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки путем заключения соответствующих договоров с потребителями рынка мощности.
Формирование цен	Различие цен по способам реализации (кроме ТЭЦ). Тарифы (цены) напрямую зависят от способа реализации услуги по поддержанию готовности электрической мощности.	Единый тариф. Цена (тариф) на услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки рассчитывается единым закупщиком и является средневзвешенной стоимостью всех генерирующих мощностей, участвующих на рынке, которая применяется ко всем потребителям одинаково.
Обязанности сторон	ЭПО обязаны поддерживать свои установки в состоянии готовности, и оказывать услуги по поддержанию готовности электрической мощности в соответствии с заключенными договорами, а единый закупщик – своевременно оплачивать услугу ЭПО по поддержанию готовности электрической мощности согласно заключенному договору.	Единый закупщик обязан оказывать услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки в соответствии с заключенными договорами и Правилами рынка мощности, а потребитель – своевременно оплачивать услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки единому закупщику согласно заключенному договору.
Типовой договор	Между ЭПО и единым закупщиком заключаются договора о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности на основании Типовых договоров № 683 или Типового договора № 512.	Между единым закупщиком и потребителем заключается договор на оказание услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки на основании Типового договора № 684.

 

Таким образом, как видно из таблицы 1, основные характеристики услуг по поддержанию готовности электрической мощности и по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки отличаются между собой и подтверждают уникальность данных услуг и не взаимозаменяемость между собой, а также отсутствие аналогичных услуг на рынке Казахстана.

3) Определение взаимозаменяемых товаров, услуг

В соответствии с пунктом 4) статьи 196 Кодекса, взаимозаменяемый товар – группа товаров, которые могут быть сравнимы по их функциональному назначению, применению, качественным и техническим характеристикам, цене, а также другим параметрам, таким образом, что потребитель заменяет их друг другом в процессе потребления (производства).

Имея особые потребительские свойства, технические и качественные характеристики, электрическая мощность не имеет альтернативного товара/энергии для замещения. Взаимозаменяемые товары/энергии, которые могли быть включены в группу товаров, рынки которых расцениваются как один товарный рынок, отсутствуют, т.е. в силу особенностей в системе распределения и сбыта электрической мощности не может подлежать замене другим товаром, а значит, является не взаимозаменяемым видом услуги.

Вместе с тем, проведенная процедура «Тест гипотетического монополиста» также доказала, что в силу особенностей рынка электрической мощности, реализация электрической мощности не является взаимозаменяемым видом услуги (товара) и отсутствует возможность замены продавца при наступлении случаев повышения цены на товар (услугу) и других.

Таким образом, как выше изложено в Анализе, при идентичности функционального назначения и качественных, технических характеристик услуг по поддержанию готовности электрической мощности и по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки, данные услуги в целом по модели рынка электрической мощности, где имеются различия по условиям реализации электрической мощности, по основным характеристикам услуги, в том числе по механизму формирования цен на услуги, являются уникальными и  не взаимозаменяемыми как между собой, так и с другими услугами на рынке Казахстана.  

 

• Определение границ товарного рынка

 

Границы товарного рынка определяют территорию, на которой потребители приобретают товар или взаимозаменяемый товар, если его приобретение нецелесообразно за пределами данной территории по экономическим, технологическим и другим причинам.

Границы могут охватывать территорию одного или нескольких населенных пунктов, одного или нескольких административных районов, городов, одного или нескольких областей республики, городов, либо всю территорию Республики Казахстан, где может быть реализован товар.

Вместе с тем, границы товарного рынка определяются с учетом доступности приобретения товара, в связи с чем определение границ рынка реализации услуги по поддержанию готовности электрической мощности осуществлено с учетом наличия прямых электрических связей между регионами Казахстана и проводимыми централизованными торгами на оказание услуг по поддержанию готовности электрической мощности, исходя из которого можно выделить две зоны по техническим границам:

- Западная энергетическая зона Казахстана, включающая в себя Западно-Казахстанскую и Атыраускую, Западно-Казахстанскую и Мангистаускую области, за исключением Актюбинской области. Западная энергетическая зона Казахстана не связана с единой энергосистемой Казахстана, то есть отсутствуют линий электропередачи с Северной и Южной энергетическими зонами;

- Северная, Южная энергетические зоны Казахстана, включающие в себя Актюбинскую, Костанайскую, Павлодарскую, Северо-Казахстанскую, Акмолинскую, Восточно-Казахстанскую, Абай, Карагандинскую, Жетісу, Ұлытау, Алматинскую, Жамбылскую, Туркестанскую областей.

Данное разделение по энергетическим зонам также подтверждено анализом оптового рынка электрической энергии и мощности АО «KEGOC» и информацией оператора рынка централизованной торговли – АО «КОРЭМ», где подтверждено наличие конкуренции между Северной и Южной энергетическими зонами и между Западно-Казахстанской, Атырауской областями и Западно-Казахстанской, Мангистауской областями с учетом пропускной способности линий электропередач и отсутствием конкуренции между Западной и Северной-Южной энергетическими зонами ввиду отсутствия линий электропередач.

Кроме того, учитывая, что услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки обеспечивается централизованно и распределяется на уровне всей страны через единого закупщика, то есть обязанность всех потребителей на оптовом рынке электрической энергии участвовать в механизме оплаты данной услуги и оплачивать по единой средневзвешенной цене по всей территории страны, географической границей товарного рынка услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки определена вся территория Республики Казахстан, охваченная электроэнергетической системой Казахстана.

 Вместе с тем, необходимо отметить, что аналогично границами рассматриваемого товарного рынка оптовой реализации электрической энергии, связанные с плановой продажей (производство) электроэнергии единому закупщику определены по двум энергетическим зонам: «Запад» и «Север-Юг», а объем реализации плановой покупки (потребления) электрической энергии у единого закупщика рассчитывается без учета зональной разбивки, то есть границей определяется на уровне всей Республики Казахстан.

Таким образом, на основании Методики по проведению анализа, границами рассматриваемого товарного рынка услуги:

- по поддержанию готовности электрической мощности определены две зоны:

1) Северная, Южная энергетические зоны Казахстана;

2) Западная энергетическая зона Казахстана.

- по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки определена

1) вся территория Республики Казахстан.

 

1. Определение временного интервала исследования товарного рынка

 

В соответствии с пунктом 26 Методики, временной интервал исследования товарного рынка определяется в зависимости от цели исследования, особенностей товарного рынка и доступности информации.

С 1 января 2019 года в Казахстане введен рынок электрической мощности, который функционирует в целях привлечения инвестиций для поддержания существующих и ввода новых мощностей в единую электроэнергетическую систему страны для покрытия спроса на мощность.

При этом, с 1 июля 2023 года осуществлен переход на новую модель рынка с Единым закупщиком электрической энергии и вводом балансирующего рынка электрической энергией.

Оптовый рынок электрической энергии и мощности состоит из оптового рынка электрической энергии, балансирующего рынка электрической энергии, рынка системных и вспомогательных услуг и рынка электрической мощности.

В этой связи, учитывая неэластичный спрос на электрическую энергию, социальную значимость товара, на который имеется спрос наибольшего количества потребителей, а также ее мультипликативный эффект на другие отрасли экономики, временным интервалом исследования рынка электрической мощности определен 2 полугодие 2023 года и 2024 год.

 

1. Определение состава субъектов товарного рынка, действующих на товарном рынке

 

Состав субъектов рынка услуги по поддержанию готовности электрической мощности

С учетом отсутствия линий электропередач между Северной, Южной энергетическими зонами и Западной энергетической зоной, т.е. согласно границам товарного рынка услуги по поддержанию готовности электрической мощности, состав субъектов рынка по данной услуге разделены на две энергетические зоны Казахстана:

1) Северная и Южная согласно таблице 2;

2) Западная согласно таблице 3.

Таблица 2

№	Наименование	Юридический адрес	Принадлежность к группе лиц	БИН
1	ТОО "Экибастузская ГРЭС-1 имени Булата Нуржанова"	141200, Республика Казахстан, Павлодарская область, г. Экибастуз, Промышленная зона ГРЭС1, строение 2	Группа лиц АО "Самрук-Энерго"	*********
2	АО "Станция Экибастузская ГРЭС-2"	141216, Республика Казахстан, Павлодарская область, г. Экибастуз, п. Солнечный, промышленная зона ГРЭС 2, строение 1/1		*********
3	АО "Алматинские электрические станции"	050002, Республика Казахстан, город Алматы, проспект Достык, 7		*********
4	ТОО "АЭС Шульбинская ГЭС"	071426, Республика Казахстан, область Абай, г. Семей, поселок Шульбинск, Микрорайон Промзона, дом 1		*********
5	ТОО "АЭС Усть-Каменогорская ГЭС"	070001, Республика Казахстан, Восточно-Казахстанская область, г. Усть-Каменогорск, ул. Шлюзная, здание 35		*********
6	АО "Мойнакская ГЭС им. У.Д. Кантаева"	41408, Республика Казахстан, Алматинская область, Кегенский район, Жылысайский сельский округ, село Мойнак, здание 81		*********
7	АО "Шардаринская ГЭС"	161400, Республика Казахстан, Туркестанская область, г. Шардара, ул. Ельмуратова дом 13		*********
8	АО "Евроазиатская энергетическая корпорация"	140102, Республика Казахстан, Павлодарская область, город Аксу, Промышленная, здание 60	Группа лиц Eurasian Resources Group (далее – ERG)	*********
9	АО "Алюминий Казахстана"	Юридический и почтовый адрес: Республика Казахстан, 140013, Павлодарская область, город Павлодар, промышленная зона Восточная, строение 65		*********
10	АО "3-Энергоорталык"	160011, Республика Казахстан, г. Шымкент, Енбекшинский район, ул. Капал Батыра, территория Ондиристик, здание 97		*********
11	ТОО "Караганда Энергоцентр"	100008, Республика Казахстан, г. Караганда, р-н им. Казыбек би, проспект Бухар Жырау, строение 22/1	Группа лиц ТОО «Казахстанские коммунальные системы»	*********
12	ТОО "Усть-Каменогорская ТЭЦ"	070002, Республика Казахстан, ВКО, г. Усть-Каменогорск, ул. Промышленная, 2		*********
13	АО "Севказэнерго"	150000, Республика Казахстан, Северо-Казахстанская область, г. Петропавловск, ул. Жамбыла, 215	Группа лиц АО «ЦАЭК»	*********
14	АО "Павлодарэнерго"	140000, Республика Казахстан, Павлодарская область, город Павлодар, улица Кривенко, 27		*********
15	ТОО "Главная распределительная электростанция Топар"	100600, Республика Казахстан, Карагандинская область, г. Жезказган, улица Желтоқсан, здание 34	Группа лиц ТОО «Казахмыс»	*********
16	ТОО "Kazakhmys Energy"	100600, Республика Казахстан, Карагандинская область, г. Жезказган, улица Желтоқсан, здание 34		*********
17	АО "Астана-энергия"	010000, Республика Казахстан, город Астана, район Байконыр, проезд 69, здание 18	−	*********
18	ТОО "Bassel Group LLS"	100020, Республика Казахстан, город Караганда, район Әлихан Бөкейхан, учетный квартал 102, строение 17	−	*********
19	ТОО "Степногорская ТЭЦ"	021504, Республика Казахстан, Акмолинская область, город Степногорск, Промышленная зона 6, комплекс 151	−	*********
20	АО "Актобе ТЭЦ"	030015, Республика Казахстан, Актюбинская область, город Актобе, проспект 312 Стрелковой дивизии, 60	−	*********
21	ТОО "Текелийский энергокомплекс"	041705, Республика Казахстан, Жетысуская область, город Текели, улица Д. Конаева, 178	−	*********
22	АО "Жамбыльская ГРЭС им. Т.И.Батурова"	080005, Республика Казахстан, Жамбылская область, город Тараз, улица Солнечная, здание 104У	−	*********
23	АО "Кристалл Менеджмент"	050000, Республика Казахстан, город Алматы, улица Чайковского, 95, 2 этаж, оф. 206	−	*********
24	ТОО "Жанажолская ГТЭС"	030006, Республика Казахстан, город Актобе, улица Айтеке би, 58	−	*********
25	ТОО "Казцинк"	070003, Руспублика Казахстан, Восточно-Казахстанская область, город Усть-Каменогорск, ул. Промышленная,1	−	*********
26	ТОО "Согринская ТЭЦ"	070017, Республика Казахстан, ВКО, г. Усть-Каменогорск, ул. Согринская, 223/32	−	*********
27	ГКП "Кызылордатеплоэлектроцентр"	120009, Республика Казахстан, город Кызылорда, улица Марал Ишан, 1	−	*********
28	АО "Таразэнергоцентр"	080000, Республика Казахстан, Жамбылская область, город Тараз, улица Сыпатай батыра, 8А	−	*********
29	ТОО "Шахтинсктеплоэнерго"	101600, Республика Казахстан, Карагандинская область, г. Шахтинск, ул. Индустриальная, 38	−	*********
30	АО "Риддер ТЭЦ"	071300, Республика Казахстан, Восточно-Казахстанская область, город Риддер, улица Бухмейера, 9	−	*********

 

Таблица 3

№	Наименование	Юридический адрес	Принадлежность к группе лиц	БИН
1	АО "Жайыктеплоэнерго"	090000, Республика Казахстан, Западно-Казахстанская область, город Уральск, район ТЭЦ, строение 13	−	*********
2	ТОО "Мангистауский атомный энергетический комбинат" (далее – МАЭК)	130000, Республика Казахстан, Мангистауская область, г. Актау, Промзона 7, здание 65, а/я 248	−	*********
3	АО "Атырауская ТЭЦ"	060005, Республика Казахстан, Атырауская область, город Атырау, проспект Зейноллы Кабдолова, дом 9	−	*********
4	ТОО "Уральская газотурбинная электростанция"	090608, Республика Казахстан, Западно-Казахстанская область, район Бәйтерек, Мичуринский с.о., село Мичуринское, улица Шаруашылык, 2/1	−	*********
5	ТОО "Karabatan Utility Solutions"	060000, Республика Казахстан, Атырауская область, г. Атырау, трасса Атырау-Доссор, строение 295/2	−	*********
6	ТОО "Батыс Пауэр"	090000, Республика Казахстан, ЗКО, район Зеленовский, Белесский сельский округ, село Белес, ул. А.Кунанбаева, строение №117	−	*********

 

Группа лиц на соответствующем товарном рынке определены в соответствии со статьей 165 Кодекса. При этом отмечаем, что группа лиц рассматривается как единый субъект рынка.

Так, при проведении настоящего Анализа установлены 5 группы лиц на Северной, Южной энергетических зонах Казахстана:

- группа лиц АО «Самрук-Энерго» в составе ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б. Нуржанова», АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2», АО «Алматинские электрические станции», ТОО «АЭС Шульбинская ГЭС», ТОО «АЭС Усть-Каменогорская ГЭС», АО «Мойнакская ГЭС им. У.Д. Кантаева», и АО «Шардаринская ГЭС»;

- группа лиц компании ERG в лице АО «Евроазиатская энергетическая корпорация», АО «Алюминий Казахстана» и АО «3-Энергоорталык»;

- группа лиц ТОО «Казахмыс» в лице ТОО «Главная распределительная энергостанция Топар» и ТОО «Kazakhmys Energy» (Казахмыс Энерджи);

- группа лиц ТОО «Казахстанские коммунальные системы» в лице ТОО «Караганда Энергоцентр» и ТОО «Усть-Каменогорская ТЭЦ»;

- группа лиц АО «ЦАЭК» в лице АО «Севказэнерго» и АО «Павлодарэнерго».

Состав субъектов рынка услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки

Единственным субъектом рынка, реализующим услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки, является единый закупщик в лице ТОО «Расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии» (далее – ТОО «РФЦ по ВИЭ»), данные которого согласно Методике по проведению анализа представлены в таблице 4.

Таблица 4

№	Наименование	Юридический адрес	Принадлежность к группе лиц	БИН
1	ТОО «РФЦ по ВИЭ»	010000, Республика Казахстан, г. Астана, проспект Тәуелсіздік 59	-	*********

 

При этом необходимо отметить, что ТОО «РФЦ по ВИЭ» само не производит электрическую мощность, а продает услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки, покупая у ЭПО услугу по поддержанию готовности электрической мощности.

Участники рынка электрической мощности

Участниками рынка электрической мощности являются: системный оператор, Единый закупщик, ЭПО, потребители рынка мощности, оператор рынка централизованной торговли.

Согласно подпункту 2-3) статьи 1 Закона, единый закупщик – юридическое лицо, определяемое уполномоченным органом, осуществляющее централизованную покупку услуги по поддержанию готовности электрической мощности и централизованное оказание услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки в порядке, предусмотренном Законом.

Приказом МЭ № 357 от 7 сентября 2018 года единым закупщиком определено ТОО «РФЦ по ВИЭ».

ТОО «РФЦ по ВИЭ» в соответствии с Законом осуществляет следующие функции:

- приобретает услугу по поддержанию готовности электрической мощности в соответствии с договором о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности;

- оказывает услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки;

- осуществляет расчет цены на услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки на предстоящий календарный год и ее размещение на своем интернет-ресурсе;

- формирует и размещает на своем интернет-ресурсе перечень заключенных договоров на оказание услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки;

- заключает с победителем аукционных торгов договор о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности;

- направляет средства, образовавшиеся по итогам положительного финансового результата в рамках деятельности на рынке электрической мощности, в году, предшествующем году, в котором осуществляется расчет цены, на снижение цены на услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки на предстоящий год;

- иные функции, определенные Законом.

ТОО «РФЦ по ВИЭ» являясь Единым закупщиком осуществляет конкурентный отбор электрической мощности у действующих ЭПО на централизованных торгах электрической мощностью на торговой площадке оператора рынка централизованной торговли, где проходят торги на понижение от предельного тарифа на услуги по поддержанию готовности электрической мощности.

Постановлением Правительства Республики Казахстан от 9 июня 2014 года № 630 акционерное общество «Казахстанская компания по управлению электрическими сетями» (Kazakhstan Electricity Grid Operating Company, далее – АО «KEGOC») определено системным оператором.

Системный оператор в лице АО «KEGOC» в соответствии с Законом осуществляет следующие функции:

- оказывает системную услугу по передаче электрической энергии по национальной электрической сети;

- организация функционирования рынка электрической мощности;

- аттестация электрической мощности генерирующих установок;

- определяет объем, структуру, распределение резервов мощности между ЭПО и задействование резервов мощности в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан;

- иные функции, предусмотренные Законом и законодательством Республики Казахстан в области поддержки использования возобновляемых источников энергии (далее – ВИЭ).

Системный оператор является субъектом естественной монополии в сфере передачи электрической энергии и тарифы подлежат государственному регулированию уполномоченным органом, осуществляющим руководство в соответствующей сфере естественной монополии.

Вместе с тем, в соответствии с приказом МЭ от 20 марта 2015 года № 226, акционерное общество «Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности», (далее – АО «КОРЭМ») определен оператором рынка централизованной торговли.

Так, оператор рынка централизованной торговли в лице АО «КОРЭМ» в соответствии с Законом осуществляет следующие функции:

- осуществляет организацию и проведение централизованной торговли электрической мощностью на один год;

- ежедневно опубликовывает информацию о централизованных торгах, включая информацию об участниках торгов, поданных заявках, и о результатах торгов на своем интернет-ресурсе после согласования с системным оператором;

- определяет соответствие субъектов оптового рынка электрической энергии требованиям, установленным правилами централизованной торговли электрической энергией;

- иные функции, предусмотренные Законом.

Вместе с тем, АО «КОРЭМ» в соответствии с приказом МЭ от 7 августа 2017 года № 280 определен организатором аукционных торгов, осуществляющим организацию и проведение аукционных торгов, в соответствии с приказом МЭ от 6 июня 2023 года № 211 – расчетным центром балансирующего рынка, а в соответствии с приказом МЭ от 6 сентября 2021 года № 283 – отраслевым центром технологических компетенций в сфере электроэнергетики.

В соответствии с Кодексом, деятельность оператора рынка по организации и проведению централизованных торгов электрической энергией, обеспечению готовности торговой системы к проведению централизованных торгов, централизованной покупки и продажи электрической энергии единым закупщиком электрической энергии в части затрат единого закупщика электрической энергии, связанных с осуществлением его деятельности, централизованной покупки услуги по поддержанию готовности электрической мощности и централизованной продажи услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки единым закупщиком в части затрат единого закупщика, связанных с осуществлением его деятельности, регулируется уполномоченным органом, осуществляющим руководство в соответствующих сферах естественных монополий в соответствии с порядком ценообразования на общественно значимых рынках.

При этом, согласно пункту 66 Правил электрической мощности, АО «КОРЭМ» оказывает услуги по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью единому закупщику и субъектам рынка на договорной основе.

 

1. Расчет объема товарного рынка и долей субъектов рынка на товарном рынке

 

Услуга по поддержанию готовности электрической мощности

Объем товарного рынка услуги по поддержанию готовности электрической мощности определен как сумма реализации электрической мощности ТОО «РФЦ по ВИЭ» в соответствии с подпунктами 3), 6), 7) пункта 11 Правил электрической мощности в натуральном выражении и в пределах установленных границ.

Доля субъектов рынка на данном товарном рынке определена как отношение объема реализации субъектом товарного рынка в пределах географических границ (энергетических зон) товарного рынка к общему объему товарного рынка на соответствующий период.

Так, фактические объемы и расчет долей субъектов рынка на товарном рынке по поддержанию готовности электрической мощности Северной, Южной энергетических зон Казахстана представлены в таблице 5, по Западной энергетической зоне Казахстана – в таблице 6.

Таблица 5

№	Наименование ЭПО	2 полугодие 2023 года		2024 год
		Объем (МВт)	Доля (%)	Объем (МВт)	Доля (%)
	Группа лиц АО «Самрук-Энерго»	****	47,7	****	49,9
1	ТОО "Экибастузская ГРЭС-1 имени Булата Нуржанова"	****	15,7	****	19,0
2	АО "Станция Экибастузская ГРЭС-2"	****	5,7	****	9,3
3	АО "Алматинские электрические станции"	****	10,1	****	8,6
4	ТОО "АЭС Шульбинская ГЭС"	****	7,4	****	6,0
5	ТОО "АЭС Усть-Каменогорская ГЭС"	****	4,2	****	3,4
6	АО "Мойнакская ГЭС им. У.Д. Кантаева"	****	3,7	****	3,0
7	АО "Шардаринская ГЭС"	****	0,8	****	0,6
	Группа лиц ERG	****	****	****	****
8	АО "Евроазиатская энергетическая корпорация"	****	****	****	****
9	АО "Алюминий Казахстана"	****	****	****	****
10	АО "3-Энергоорталык"	****	****	****	****
	Группа лиц ТОО «Казахстанские коммунальные системы»	****	****	****	****
11	ТОО "Караганда Энергоцентр"	****	****	****	****
12	ТОО "Усть-Каменогорская ТЭЦ"	****	****	****	****
					****
	Группа лиц АО «ЦАЭК»	****	****	****	****
13	АО "Севказэнерго"	****	****	****	****
14	АО "Павлодарэнерго"	****	****	****	****
	Группа лиц ТОО «Казахмыс»	****	****	****	****
15	ТОО "Главная распределительная электростанция Топар"	****	****	****	****
16	ТОО "Kazakhmys Energy"	****	****	****	****
	остальные ЭПО	****	****	****	****
17	АО "Астана-энергия"	****	****	****	****
18	АО "Риддер ТЭЦ"	****	****	****	****
19	ТОО "Bassel Group LLS"	****	****	****	****
20	ТОО "Степногорская ТЭЦ"	****	****	****	****
21	АО "Актобе ТЭЦ"	****	****	****	****
22	ТОО "Текелийский энергокомплекс"	****	****	****	****
23	ТОО "Согринская ТЭЦ"	****	****	****	****
24	ГКП "Кызылордатеплоэлектроцентр"	****	****	****	****
25	АО "Таразэнергоцентр"	****	****	****	****
26	АО "Жамбыльская ГРЭС им. Т.И.Батурова"	****	****	****	****
27	АО "Кристалл Менеджмент"	****	****	****	****
28	ТОО "Жанажолская ГТЭС"	****	****	****	****
29	ТОО "Казцинк"	****	****	****	****
30	ТОО «Шахтинсктеплоэнерго»	****	****	****	****
	Итого	****	100	****	100

 

Таблица 6

№	Наименование ЭПО	2 полугодие 2023 года		2024 год
		Объем (МВт)	Доля (%)	Объем (МВт)	Доля (%)
1	ТОО "МАЭК-КазАтомПром"	****	42,8	****	40,0
2	АО "Жайыктеплоэнерго"	****	****	****	****
3	АО "Атырауская ТЭЦ"	****	30,4	****	21,8
4	ТОО "Уральская газотурбинная электростанция"	****	****	****	****
5	ТОО "Karabatan Utility Solutions"	****	8,6	****	21,9*
6	ТОО "Батыс Пауэр"	****	****	****	****
	Итого	****	100	****	100

 

В Северной, Южной энергетических зонах Казахстана услугу по поддержанию готовности электрической мощности оказали:

- во 2 полугодии 2023 года – 28 ЭПО в объеме **** МВт;

- в 2024 году – 29 ЭПО в объеме **** МВт.

В Западной энергетической зоне Казахстана услугу по поддержанию готовности электрической мощности оказали:

- во 2 полугодии 2023 года – 6 ЭПО в объеме **** МВт;

- в 2024 году – 6 ЭПО в объеме **** МВт.

При этом, в соответствии с пунктом 3 статьи 172 Кодекса и пунктом 36 Методики, за анализируемый период доминирующее положение по услуге по поддержанию готовности электрической мощности в Северной, Южной энергетических зонах занимала группа лиц АО «Самрук-Энерго» (ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б.Нуржанова», АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2», АО «Алматинские электрические станции», ТОО «АЭС Шульбинская ГЭС», ТОО «АЭС Усть-Каменогорская ГЭС», АО «Мойнакская ГЭС им. У.Д. Кантаева», АО «Шардаринская ГЭС») с долей более 35%, так как установлены следующие обстоятельства:

• возможность группы лиц АО «Самрук-Энерго» в одностороннем порядке определять уровень цены услуги по поддержанию готовности электрической мощности и оказывать решающее влияние на общие условия реализации товара на товарном рынке, подтверждено при анализе прошедших централизованных торгов на период поставки 2023-2024 годы.

К примеру, на централизованных торгах в 2022 году (период поставки 2023 год) на суммарный объем мощности **** МВт, 22 ЭПО реализовали свои объемы мощностей по максимальному предельному уровню тарифа 590 тыс. тг/МВт, кроме единственного ЭПО – ТОО «Степногорская ТЭЦ», который был вынужден снизить цену на 5 тыс. тенге/МВт для реализации всего своего объема в размере **** МВт. Это связано с тем, что данный субъект заявился на торги после субъектов группы лиц АО «Самрук-Энерго», в том числе ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б. Нуржанова», у которого заявленный объем составляет **** МВт, то есть порядка 50% от общей заявленной потребности торгов. При этом, в случае корректировки ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б. Нуржанова» ранее заявленной цены в сторону снижения, он мог реализовать весь объем располагаемой мощности либо простимулировать иных субъектов рынка к конкуренции, чего не произошло на данных торгах. Данное предположение находит свое подтверждение на централизованных торгах, прошедших в 2023 году (период поставки 2024 год), где после снижения заявляемой цены группой лиц АО «Самрук-Энерго» на 5 тыс. тенге/МВт, минимальная цена на торгах снизилась до 1050 тыс. тенге/МВт, то есть на 15 тыс. тенге/МВт, что подтверждает возможность группы лиц АО «Самрук-Энерго» в одностороннем порядке влиять на формирование цены на централизованных торгах по покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности.

• наличие экономических барьеров в виде необходимости значительных первоначальных капитальных вложений для входа на рынок при длительных сроках окупаемости этих вложений.

К примеру, усредненная стоимость возведения различных типов электростанций на 1 МВТ составляет порядка 2,2 млн. долларов*.

* А.А. Тукенов. Либерализованные рынки электроэнергии. Алматы, 2019.

Кроме того, имеется административный барьер в виде отсутствия гарантированного сбыта электрической энергии для мощностей, вводимых по результатам тендеров, тогда как для мощностей, вводимых в рамках аукционных процедур и по инвестиционным соглашениям, обеспечен гарантированный сбыт всей вырабатываемой электрической энергии единому закупщику, что подтверждается отсутствием заявок от потенциальных инвесторов в тендерах по введению новых мощностей.

Вместе с тем, к административным барьерам для входа на рынок можно отнести покупку данной услуги по приоритетности согласно пункту 3-1 статьи 15-3 Закона, что подразумевает спрос на централизованных торгах только на остаточно необходимый объем услуги.

При этом, у субъектов группы лиц АО «Самрук-Энерго» услуга по поддержанию готовности электрической мощности покупалась ТОО «РФЦ по ВИЭ» не только на централизованных торгах, но и согласно подпунктам 2) и 3) пункта 3-1 статьи 15-3 Закона по приоритетности. К примеру, ТОО «РФЦ по ВИЭ» покупала услугу по поддержанию готовности электрической мощности в 2023 году у группы лиц АО «Самрук-Энерго» по следующим основаниям:

- АО «Мойнакская ГЭС им. У.Д. Кантаева», АО «Шардаринская ГЭС» – по заключенным ИС;

- АО «Алматинские электрические станции» – по заключенным ИС, по наличию ТЭЦ и по итогам централизованных торгов;

- ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б.Нуржанова», АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2», ТОО «АЭС Шульбинская ГЭС», ТОО «АЭС Усть-Каменогорская ГЭС» – по итогам централизованных торгов.

• доля группы лиц АО «Самрук-Энерго» по услуге по поддержанию готовности электрической мощности составила в 2019 году – 46%*, 2020 году – 55%*, 2021 году – 54%*, 2022 году – 57%*, в 1 полугодии 2023 года – 49%*, во 2 полугодии 2023 года – 48%, в 2024 году – 50%, что подтверждает продолжительное существование возможности субъекта рынка оказывать решающее влияние на общие условия обращения товара на рынке.

* данные согласно заключению Департамента по анализу состояния конкуренции на рынке услуг по поддержанию готовности электрической мощности в Республике Казахстан за период 2019-2023 годы.

В соответствии с пунктом 4 статьи 172 Кодекса и пунктом 37 Методики, за анализируемый период доминирующее положение по услуге по поддержанию готовности электрической мощности в Западной энергетической зоне занимали ТОО «Мангистауский атомный энергетический комбинат», АО «Атырауская ТЭЦ», ТОО «Karabatan Utility Solutions»  с совокупной долей более 70%, так как установлены следующие обстоятельства:

• доли ТОО «Мангистауский атомный энергетический комбинат» по услуге по поддержанию готовности электрической мощности составили в 2021 году – 50%*, 2022 году – 54%*, в 1 полугодии 2023 года – 54%*, во 2 полугодии 2023 года – 43%, в 2024 году – 40%, что подтверждает продолжительное владение максимальной долей на данном рынке по Западной энергетической зоне и малозначительность изменений долей субъекта рынка.

Доли АО «Атырауская ТЭЦ» по услуге по поддержанию готовности электрической мощности составила в 2021 году – 27%*, 2022 году – 25%*, в 1 полугодии 2023 года – 22%*, во 2 полугодии 2023 года – 30%, в 2024 году – 22%, что подтверждает продолжительное владение долей более 15%, признающимся доминирующим, на данном рынке по Западной энергетической зоне и малозначительность изменений долей субъекта рынка.

Доля ТОО «Karabatan Utility Solutions» по услуге по поддержанию готовности электрической мощности составила за 2024 год – 22% и относительно размеры долей субъекта рынка в течение года были подвержены малозначительным изменениям.

* данные субъектов рынка, представленных в рамках анализа состояния конкуренции на рынке услуг по поддержанию готовности электрической мощности в Республике Казахстан за период 2019-2023 годы.

• по итогам опроса единственного потребителя – единого закупщика выявлено, что необходимый объем услуги по поддержанию готовности будет покупаться вне зависимости от повышения цены и при повышении цены не будет переключаться на другого поставщика, то есть имеется ограниченный круг поставщиков данной услуги. Вместе с тем, данная услуга не может быть заменена другой услугой, что подтвержден результатом процедуры «Теста гипотетического монополиста».
• цена на услугу по поддержанию готовности электрической мощности устанавливается в зависимости от способа ее реализации согласно пункту 3-1 статьи 15-3 Закона.

Информация о тарифах и объемах ЭПО по услуге по поддержанию готовности электрической мощности в зависимости от основания реализации отражены на сайте единого закупщика в разделе «Рынок мощности» – «Цены тарифы» – «Цена на услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки».  

Кроме того, утвержденные предельные тарифы на услугу по поддержанию готовности электрической мощности на 2019-2025 годы доступны в открытом доступе в Информационно-правовой системе нормативных правовых актов Республики Казахстан «Әділет».

Вместе с тем, с итогами централизованных торгов можно ознакомиться на официальных сайтах:

- единого закупщика ТОО «РФЦ по ВИЭ» в разделе «Рынок мощности» – «Цены тарифы» – «Итоги централизованных торгов»;

- оператора рынка централизованных торгов АО «КОРЭМ» в разделе «Итоги торгов» – «Рынок мощности». 

Вышеизложенная информация подтверждает доступность информации о цене и способах реализации данной услуги субъектами рынка неопределенному кругу лиц.

Услуга по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки

Объем товарного рынка определен как сумма реализации единым закупщиком электрической мощности потребителям в стоимостном выражении.

Так, объем реализации услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки за 2023 год составил – 42 848 млн. тенге без НДС, за 2024 год – 149 290 млн. тенге без НДС.

Доля субъекта рынка на данном товарном рынке определена как отношение объема реализации субъектом товарного рынка в пределах географических границ (энергетических зон) товарного рынка к общему объему товарного рынка на соответствующий период.

Так, согласно пункту 36 Методики, а также в силу особенностей рынка, где весь объем электрической мощности продается единым закупщиком, доля ТОО «РФЦ по ВИЭ» по услуге по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки составляет 100%, то есть единый закупщик занимает монопольное положение на данном рынке.

 

• Оценка состояния конкурентной среды на товарном рынке

 

В соответствии с пунктом 64 Методики, для определения уровня концентрации рынка используются:

1) коэффициент рыночной концентрации (CR). Рассчитывается как процентное отношение объема реализации (поставки) товара определенным числом крупнейших поставщиков к общему объему реализации (поставки) товара на данном товарном рынке всеми поставщиками.

Рекомендуется использовать уровень концентрации трех (CR 3), четырех (CR 4) крупнейших поставщиков.

2) индекс рыночной концентрации Герфиндаля – Гиршмана (ННI) рассчитывается как сумма квадратов долей всех предприятий, действующих на рынке, и может измеряться в долях или процентах:

 

    

где:

Si – доля продаж, i – го предприятия в общем объеме реализации;

n – число хозяйствующих субъектов на рынке.

В соответствии со значениями коэффициентов рыночной концентрации и индексов Герфиндаля-Гиршмана выделяются три типа рынка по степени концентрации:

• Высококонцентрированные рынки: при 70% <CR-3 <100% 2000 <ННI <10 000, при 80% <CR-4 <100% 1800 <ННI <10 000;
• Умеренно концентрированные рынки: при 45% <CR-3 <70% 1000 <ННI <2000, при 45% <CR-4 <80% 1000 <ННI <1800;
• Низкоконцентрированные рынки: при CR-3 <45 % ННI <1000; при CR-4 <45 % ННI <1000.

Услуга по поддержанию готовности электрической мощности

Оценка состояния конкурентной среды на товарном рынке услуги по поддержанию готовности электрической мощности по Северной и Южной энергетическим зонам представлена в таблице 7, по Западной энергетической зоне – в таблице 8.  

Таблица 7

Наименование субъекта	Объем (МВт)	Доля (%)	HHI
2 полугодие 2023 года
Группа лиц АО «Самрук-Энерго»	****	48	2 669
Группа лиц ТОО «Казахстанские коммунальные системы»	****	11
Группа лиц АО «ЦАЭК»	****	11
2024 год
Группа лиц АО «Самрук-Энерго»	****	50	2 804
Группа лиц ТОО «Казахстанские коммунальные системы»	****	9
Группа лиц АО «ЦАЭК»	****	9

 

Так, на Северной и Южной энергетическим зонам рынок услуги по поддержанию готовности электрической мощности показал следующее: при 70% <CR-3 <100% 2000 <ННI <10 000.

 

Таблица 8

Наименование субъекта	Объем (МВт)	Доля (%)	HHI
2 полугодие 2023 года
ТОО «МАЭК»	****	43	2 965
АО «Атырауская ТЭЦ»	****	30
ТОО «Karabatan Utility Solutions»	****	9
2024 год
ТОО «МАЭК»	****	40	2 661
АО «Атырауская ТЭЦ»	****	22
ТОО «Karabatan Utility Solutions»	****	22

 

На Западной энергетической зоне рынок услуги по поддержанию готовности электрической мощности показал следующее: при 80% <CR-3 <100% 2000 <ННI <10 000.

Таким образом, за анализируемый период рынок услуги по поддержанию готовности электрической мощности по Северной и Южной энергетическим зонам, а также по Западной энергетической зоне определены высококонцентрированными.

Услуга по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки

В связи с тем, что на рынке услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки один субъект с долей 100%, то индекс рыночной концентрации Герфиндаля – Гиршмана равен 10 000, то есть CR-1 =100% ННI =10 000.

Вместе с тем, в соответствии с пунктом 7 статьи 172 Кодекса, монопольным признается положение субъектов естественной монополии, государственной монополии, специального права, а также субъектов рынка, занимающих стопроцентную долю доминирования на соответствующем товарном рынке.

Таким образом, на данном рынке услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки ТОО «РФЦ по ВИЭ» является субъектом, занимающим монопольное положение с долей в 100%.

 

• Определение обстоятельств или признаков, свидетельствующих о наличии препятствий, затруднений либо иных ограничений деятельности субъектов рынка, влияющих на развитие конкуренции, в том числе определение барьеров входа на товарный рынок

 

1. Экономические барьеры

На рынке электрической энергии и мощности существуют следующие экономические барьеры:

- более высокие затраты привлечения финансирования для потенциальных участников по сравнению с субъектами рынка, действующими на рассматриваемом рынке электрической мощности;

- необходимость осуществления значительных первоначальных капитальных вложений при длительных сроках окупаемости этих вложений;

-  издержки выхода с товарного рынка, включая инвестиции, которые невозможно возместить при прекращении предпринимательской деятельности;

- долгий срок окупаемости вложенных инвестиций.

При этом, для успешной реализации проекта строительства электростанции инвестору необходимо пройти многоступенчатую процедуру, включающую земельно-правовые, экологические, технические и рыночные этапы, а также взаимодействие с уполномоченными государственными органами и отраслевыми структурами:

• купить/арендовать землю (правоустанавливающие документы на землю);
• пройти экологическую экспертизу (необходимо разработать предпроектную оценку воздействия на окружающую среду, провести общественные слушания и получить экологическое заключение от уполномоченного органа);
• пройти государственную экспертизу в соответствии с Законом РК «Об архитектурной, градостроительной и строительной деятельности»;
• построить электростанцию под ключ, в зависимости от выбранной технологии и условий реализации проекта (примерная стоимость строительства маневренных газотурбинных электростанций указана ниже).
• получить технические условия у АО «KEGOC» или региональных электросетевых компаний на получение доступа к электрическим сетям;
• подать заявление о включении компании в перечень субъектов оптового рынка электрической энергии;
• получить тариф у МЭ;
• заключить договора с Единым закупщиком по купли-продажи электроэнергии, Системным оператором в лице АО «KEGOC» по оказанию системных услуг и Расчетным центром БРЭ в лице АО «KEGOC» для участия в торговле и купли-продажи электроэнергии на БРЭ.

Только после выполнения всех вышеуказанных требований возможен полноценный вход на оптовый рынок электроэнергии и начало коммерческой деятельности.

По международным данным (Gas Turbine Word) ориентировочная стоимость строительства газотурбинных электростанций мощностью 240 МВт составляет от 160 до 380 млн. долларов США (от 670 тыс. до 1 579 тыс. долларов США за МВт установленной мощности), в зависимости от выбранной технологии и условий реализации проекта. По данным открытых источников стоимость строительства маневренных газотурбинных электростанций в Казахстане составляет примерно от 800 тыс. до 1 200 тыс. долларов США за МВт установленной мощности. Средняя стоимость строительства ТЭС составляет 2,2 млн. долларов США за 1 МВт[1].

При этом, потенциальные инвесторы, планирующие строительство генерирующих мощностей в рамках рынка мощности, при гарантированном закупе объема мощности и соответственно возврата вложенных средств, не имеют гарантии по части гарантированного сбыта всей вырабатываемой электроэнергии Единому закупщику.

 

2. Дублирование затрат при регулировании тарифа на мощность и электрическую энергию

Согласно Закону, ЭПО, за исключением ЭПО, использующих ВИЭ, энергетическую утилизацию отходов, обязаны ежегодно не позднее 31 марта предоставлять в уполномоченный орган в сфере электроэнергетики отчетную информацию с подтверждающими материалами об использовании средств, полученных в рамках предоставления услуг по поддержанию готовности электрической мощности по результатам централизованных торгов.

При этом, согласно положению о МЭ (далее – Положение МЭ), МЭ рассматривает отчетную информацию ЭПО об использовании средств, полученных в рамках подпунктов 3) и 4) пункта 3-1 статьи 15-3 Закона, на предмет целевого использования средств и принимает решение о снижении объемов средств, направляемых ЭПО, в случае выявления факта нецелевого использования средств.

В ходе рассмотрения отчетной информаций, представленных ЭПО и МЭ, обнаружено, что при ведении отчетности по целевому использованию доходов от оказания услуги по поддержанию готовности электрической мощности отражаются расходы не только за счет полученных средств по данной услуге в рамках подпунктов 3) и 4) пункта 3-1 статьи 15-3 Закона (ЭПО с ТЭЦ и через централизованные торги), но и в рамках заключенных ИС, а также за счет других разрешенных законодательством Казахстана источников дохода, в том числе полученные за счет тарифа на производство электрической энергии (амортизация, прибыль, собственные средства и др.). Таким образом, при направлении средств на капитальные вложения, используются средства не только от рынка мощности, но и от оптового рынка электрической энергии.

Так, согласно Правилам утверждения предельного тарифа, расходы на амортизацию основных средств и нематериальных активов, за исключением генерирующих установок с маневренным режимом генерации, реализованных в рамках аукционных торгов, а также расходы на текущие и капитальные ремонты, не приводящие к увеличению стоимости основных средств, включаются в тариф на производство электрической энергии.

Таким образом, капитальные затраты также учтены в уровне тарифа на производство электрической энергии, что ведет к дублированию затрат ЭПО при установлении тарифа (цены).

Полагается целесообразным предусмотреть исключение из тарифа на производство электрической энергии затраты на амортизацию основных средств и текущие, капитальные ремонты.

Определение в тарифах на мощность и электрической энергии реальных фактических затрат обеспечит прозрачность и логику тарифообразования в сфере электроэнергетики, конкурентные торги и должный контроль за целевым использованием средств.

 

3. Отказ группы лиц АО «Самрук-Энерго» от конкуренции на централизованных торгах электрической мощностью

Согласно Правил электрической мощности, централизованные торги электрической мощностью проводятся в следующей последовательности:

1) совместные торги по Северной и Южной зонам ЕЭС РК с учетом пропускной способности линий электропередачи, связывающих Северную и Южную зоны ЕЭС РК, участниками которых являются действующие ЭПО только Северной и Южной зон ЕЭС РК;

2) торги по Мангистауской области Западной зоны ЕЭС РК с учетом пропускной способности линий электропередачи, связывающих Западно-Казахстанскую и Атыраускую области Западной зоны ЕЭС РК с Мангистауской областью Западной зоны ЕЭС РК, участниками которых являются ЭПО Западной зоны ЕЭС РК;

3) совместные торги по Западно-Казахстанской и Атырауской областям Западной зоны ЕЭС РК с учетом пропускной способности линий электропередачи, связывающих Западно-Казахстанскую и Атыраускую области Западной зоны ЕЭС РК с Мангистауской областью Западной зоны ЕЭС РК, участниками которых являются ЭПО Западной зоны ЕЭС РК.

Так, динамика объема рассматриваемого товарного рынка в части спроса, предложения, а также об объеме нереализованной электрической мощности за анализируемый период представлена ниже в таблице 10.

Таблица 10

Год поставки	Наименование энергетической зоны	Прогнозный объем спроса электр. мощности, МВт	Предельный тариф на услугу, тыс. тг/МВт в месяц (без НДС)	Суммарный объем электр. мощности по заявкам, МВт	Итоги центр. торгов электр. мощностью, МВт	Нереализованный объем услуги по поддержанию готовности электр. мощности, МВт	Средневз. цена, тыс. тг /МВт в месяц (без НДС)
2023	Всего по Северной и Южной зонам ЕЭС РК	****	590	****	****	****	****
	Всего по Мангистауской области	****		****	****	****	****
	Всего по Западно-Казахстанской и Атырауской областям	****		****	****	****	****
2024	Всего по Северной и Южной зонам ЕЭС РК	****	1065	****	****	****	****
	Всего по Мангистауской области	****		****	****	****	****
	Всего по Западно-Казахстанской и Атырауской областям	****		****	****	****	****

 

Согласно протоколу по проведению торгов от 19 ноября 2022 года (период поставки 2023 год), по Северной и Южной энергетическим зонам спрос на 6044,4 МВт был удовлетворен объемами электрической мощности ЭПО, которые отражены в таблице 11.

Таблица 11

Наименование организации	Заявленный объем услуги по поддержанию готовности электрической мощности, МВт	Реализованный объем, МВт	Нереализованный объем	Заявленная цена на услугу по поддержанию готовности электрической мощности, тыс.тг/МВт (без НДС)
Группа лиц АО «Самрук-Энерго»	****	****	****	****
ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 имени Булата Нуржанова»	****	****	****	****
АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2»	****	****	****	****
АО "Алматинские электрические станции"	****	****	****	****
ТОО "АЭС Шульбинская ГЭС"	****	****	****	****
ТОО "АЭС Усть-Каменогорская ГЭС"	****	****	****	****
Группа лиц ERG	****	****	****	****
АО «Евроазиатская энергетическая корпорация»	****	****	****	****
АО «Алюминий Казахстана»	****	****	****	****
АО "3-Энергоорталык"	****	****	****	****
Группа лиц ТОО «Казахстанские коммунальные системы»	****	****	****	****
ТОО Караганда Энергоцентр	****	****	****	****
ТОО "Усть-Каменогорская ТЭЦ"	****	****	****	****
Группа лиц АО «ЦАЭК»	****	****	****	****
АО «СЕВКАЗЭНЕРГО»	****	****	****	****
АО "ПАВЛОДАРЭНЕРГО"	****	****	****	****
Группа лиц ТОО «Казахмыс»	****	****	****	****
ТОО "Главная распределительная энергостанция Топар"	****	****	****	****
ТОО "Kazakhmys Energy"	****	****	****	****
Остальные ЭПО	****	****	****	****
ТОО "Степногорская ТЭЦ"	****	****	****	****
АО «Жамбылская ГРЭС им.Т.И.Батурова»	****	****	****	****
ТОО "Казцинк"	****	****	****	****
ТОО "Bassel Group LLS"	****	****	****	****
АО "Кристалл Менеджмент"	****	****	****	****
ТОО "Текелийский энергокомплекс"	****	****	****	****
АО "Актобе ТЭЦ"	****	****	****	****
ТОО "Жанажолская ГТЭС"	****	****	****	****
АО "Астана-Энергия"	****	****	****	****
Итого	****	****	****	****

 

Согласно итогам централизованных торгов на период поставки на 2023 год, представленным в таблице 11, общий заявленный объем ЭПО составил **** МВт, реализованный объем – ****, нереализованный – **** МВт. Так, на данных торгах ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б. Нуржанова» подала пред последней заявку на участие на централизованных торгах электрической мощности по максимальной предельной цене (590 тыс.тг/МВт), и реализовало всего 48% от общего объема, остаток нереализованного объема электрической мощности на 2023 год составил **** МВт.

Справочно: правом на снижение цены воспользовалась только ТОО «Степногорская ТЭЦ», зашедшее последним на торги, который снизил цену на 5 тыс. тг/МВт).

Вместе с тем, согласно протоколу по проведению торгов от 21 ноября 2023 года (период поставки 2024 год), спрос на 6 738,2 МВт был удовлетворен объемами электрической мощности ЭПО, которые выиграли по итогам проведенных централизованных торгов и отражены в таблице 12.

 

Таблица 12

Наименование организации	Объем услуги по поддержанию готовности электрической мощности, МВт	Реализованный объем, МВт	Нереализованный объем	Цена на услугу по поддержанию готовности электрической мощности, тыс.тг/МВт (без НДС)
Группа лиц АО «Самрук-Энерго»	****	****	****	****
ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 имени Булата Нуржанова»	****	****	****	****
АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2»	****	****	****	****
АО "Алматинские электрические станции"	****	****	****	****
ТОО "АЭС Шульбинская ГЭС"	****	****	****	****
ТОО "АЭС Усть-Каменогорская ГЭС"	****	****	****	****
Группа лиц ERG	****	****	****	****
АО «Евроазиатская энергетическая корпорация»	****	****	****	****
АО "3-Энергоорталык"	****	****	****	****
Группа лиц ТОО «Казахстанские коммунальные системы»	****	****	****	****
ТОО Караганда Энергоцентр	****	****	****	****
ТОО "Усть-Каменогорская ТЭЦ"	****	****	****	****
Группа лиц АО «ЦАЭК»	****	****	****	****
АО «СЕВКАЗЭНЕРГО»	****	****	****	****
АО "ПАВЛОДАРЭНЕРГО"	****	****	****	****
Группа лиц ТОО «Казахмыс»	****	****	****	****
ТОО "Главная распределительная энергостанция Топар"	****	****	****	****
ТОО "Kazakhmys Energy"	****	****	****	****
Остальные ЭПО	****	****	****	****
ТОО "Казцинк"	****	****	****	****
АО "Астана-Энергия"	****	****	****	****
ТОО "Текелийский энергокомплекс"	****	****	****	****
АО "Кристалл Менеджмент"	****	****	****	****
АО "Актобе ТЭЦ"	****	****	****	****
ТОО "Жанажолская ГТЭС"	****	****	****	****
ТОО "Bassel Group LLS"	****	****	****	****
АО «Жамбылская ГРЭС им.Т.И.Батурова»	****	****	****	****
Товарищество с Ограниченной Ответственностью "Степногорская ТЭЦ"	****	****	****	****
Итого	****	****	****	****

 

Согласно итогам централизованных торгов на период поставки на 2024 год, представленным в таблице 12, общий заявленный объем ЭПО составил **** МВт, реализованный объем – ****, нереализованный – **** МВт. Так, на данных торгах ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б. Нуржанова» подало одними из последних заявку на участие на централизованных торгах электрической мощностью по максимальной предельной цене (1065 тыс.тг/МВт), которую снизил единожды на 1 060 тыс. тг/МВт. Так, в итоге ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б. Нуржанова» реализовало от общего объема всего 59%, остаток нереализованного объема электрической мощности субъекта составил **** МВт или 41%.

Так, за анализируемый период группа лиц АО «Самрук Энерго», в том числе ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б. Нуржанова», не реализовал порядка 50% от объема электрической мощности.

При этом, учитывая доминирующее положение группы лиц АО «Самрук-Энерго» и его возможность в одностороннем порядке определять цену услуги, подтвержденное в разделе 6 Анализа, наблюдается необоснованный отказ от конкуренции субъектами группы лиц АО «Самрук-Энерго», в частности ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б. Нуржанова», владеющий самым большим объемом мощности как в самой группе лиц, так и на рынке услуги по поддержанию готовности электрической мощности.

ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б. Нуржанова» (группа лиц АО «Самрук-Энерго) способствовал поддержанию высоких цен на торгах и недополучил доход в размере за 2023 год – **** млн тенге, за 2024 год – **** млн тенге.

 

4. Ограничение торгов на Западной энергетической зоне

Как видно из таблицы 10, спрос по энергетическим зонам был покрыт, кроме Западно-Казахстанской и Атырауской областям, где спрос на **** МВт не был удовлетворен.

Согласно итогам централизованных торгов по Мангистауской области на период поставки на 2024 год, спрос на **** МВт покрыт за счет субъектов ТОО «Karabatan Utility Solutions», АО «Жайыктеплоэнерго» и ТОО «МАЭК». При этом, из заявленного объема ТОО «МАЭК» в размере **** МВт реализовано всего **** МВт, так как ТОО «МАЭК» выставил свою мощность по максимальной предельной цене 1065 тыс. тг/МВт и не воспользовался правом на снижение цены. С учетом пропускной способности линии электропередач, связывающих зоны ЕЭС РК, в размере 50 МВт, была предопределена покупка остаточного необходимого объема мощности у ТОО «МАЭК» вне зависимости от цены, так как ТОО «МАЭК» практически являлся единоличным поставщиком остаточного спроса на мощность. 

Кроме того, на тот же период поставки 2024 год, на централизованные торги Западно-Казахстанской и Атырауской областей с пропускной способностью линий электропередач в размере 130 МВт, ТОО «МАЭК» выставил мощность в размере **** МВт по предельной цене, при располагаемой остаточной мощности **** МВт, в итоге которого нереализованный объем ТОО «МАЭК» составил **** МВт и дефицит мощности по Западно-Казахстанской и Атырауской областей в размере ****МВт (таблица 10). 

Вместе с тем, аналогичная ситуация усматривается и на период поставки 2023 год, где при потребности по Мангистауской области в мощности в 484,5 МВт, ТОО «МАЭК» выставил *** МВт мощности по предельной цене, и также с учетом пропускной способности линий электропередач 50 МВт, остаточную потребность в размере *** МВт покрыл своей мощностью по предельной цене не пользуясь правом на снижение.

Таким образом, в данном случае усматривается отказ от конкуренции на централизованных торгах мощностью в Западной зоне со стороны ТОО «МАЭК».

ТОО «МАЭК» своим действием (бездействием) способствовал поддержанию высоких цен на торгах и созданию искусственного дефицита мощности по Западной зоне ЕЭС РК, в итоге которого недополучил доход в размере за 2023 год – *** млн тенге, за 2024 год – *** млн тенге.

Справочно: на централизованных торгах на период поставки 2025 год пропускная способность линий электропередач по Западно-Казахстанской ЕЭС РК в сторону Западно-Казахстанской и Атырауской областей составил *** МВТ, в сторону Западно-Казахстанской и Мангистауской областей – *** МВт, что положительно сказалось на конкуренции.

 

5. Монопольная, не регулируемая цена оператора рынка централизованной торговли АО «КОРЭМ» на услуги по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью

Рынок централизованной торговли электрической мощностью функционирует в целях обеспечения открытого недискриминационного доступа субъектов на рынок электрической мощности и формирования объективного индикатора текущей цены электрической мощности. Порядок организации и проведения централизованных торгов электрической мощностью регламентирован Правилами электрической мощности. Так, ответственность за организацию функционирования рынка централизованной торговли возложена на оператора рынка централизованной торговли – АО «КОРЭМ», который оказывает услуги по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью единому закупщику и субъектам рынка на договорной основе.

Тариф на услугу по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью определяется согласно Методических указаний по расчету тарифов на услуги АО «КОРЭМ» и определению затрат (утвержденных решением Правления АО «КОРЭМ» № 03-02/10  от 20 июля 2023 года, далее – Методические указания), и устанавливается самостоятельно АО «КОРЭМ» без согласования с уполномоченным органом.

Так, тариф на услуги по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью для участников централизованных торгов и единого закупщика определяется по следующей формуле:

 

       РЦТМ

     ТЦТМ =

           N

где:

ТЦТМ – тариф для возмещения расходов по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью;

РЦТМ – расходы общества, связанные с проведением централизованных торгов электрической мощностью, с учетом получения экономически обоснованной прибыли;

 

N – планируемое количество участников централизованных торгов электрической мощностью.

Так, согласно информации АО «КОРЭМ», за анализируемый период тариф на услуги по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью, с учетом получения экономически обоснованной прибыли, сложился на следующем уровне согласно таблице 13.

 

Таблица 13

Период	Общая сумма расходов (с НДС)	Количество субъектов рынка вместе с единым закупщиком	Тариф АО «КОРЭМ» (с НДС)
На 2023 год	****	****	****
На 2024 год	****	****	****

 

* По факту количество участников централизованных торгов электрической мощностью составил **. Однако, в расчете тарифа учтены ** участников.

 

Так, согласно информации АО «КОРЭМ», тариф утвержден с учетом следующих показателей:

1. количество участников принято в расчет с ожидаемым снижением с ** до ** единиц;
2. затраты по организации и проведению составили *** тыс. тенге;
3. рентабельность услуги, с учетом получения экономически обоснованной прибыли – ***%;
4. необходимая выручка от реализации за расчетный период для покрытия обоснованных расходов: затраты х рентабельность услуги, соответственно, *** тыс. тенге х ***% = *** тыс. тенге;
5. тариф на услугу: **** тыс. тенге / *** участников= **** тыс. тенге без НДС на 1 участника.

Как видно с таблицы 9, при расчете тарифа на услуги АО «КОРЭМ» по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью на 2023 год, учтено количество участников с расчетом на его снижение на ** единицы, в итоге которого участники в общей сложности переплатили ***** тенге с НДС.

При этом, согласно Правилам электрической мощности и информации АО «КОРЭМ», порядок возврата переплаченных средств участникам торгов не определен.

Вместе с тем, необходимо отметить, что Методические указания АО «КОРЭМ» отсутствуют в свободном доступе (в т.ч. на официальном сайте АО «КОРЭМ»), что противоречит основным принципам и подходам развития отрасли электроэнергетики в части обеспечения прозрачности, открытости всех процессов в электроэнергетическом комплексе согласно Концепции развития электроэнергетической отрасли Республики Казахстан на 2023-2029 годы (утвержденной Постановлением Правительства Республики Казахстан от 28 марта 2023 года № 263).

Отсутствие государственного регулирования в части утверждения тарифов на услуги АО «КОРЭМ» по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью, где не берутся в расчет фактическое количество участников, и не предусмотрен порядок возврата переплаченных средств участников торгов, что приводит к нарушению прав участников торгов.

В этой связи, учитывая, что АО «КОРЭМ» является субъектом общественно значимого рынка по услуге организации и проведения централизованной торговли электрической энергией, считаем целесообразным МЭ инициировать поправки по отнесению услуг АО «КОРЭМ» по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью к общественно значимым рынкам. 

Отдельным решением по государственному регулированию АО «КОРЭМ» по услуге по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью является признание его субъектом специального право, которое определяется Правилами определения государственного предприятия, акционерного общества, товарищества с ограниченной ответственностью, сто процентов акций (долей участия в уставном капитале) которых прямо или косвенно принадлежат государству, субъектом специального права (утвержденных постановлением Правительства Республики Казахстан от 30 июня 2022 года № 453) и требует проведение отдельного анализа состояния конкуренции на товарном рынке.

 

6. 6. Отсутствие должного контроля за целевым использованием средств ЭПО, полученных от услуги по поддержанию готовности электрической мощности

Согласно подпункту 247-1) пункта 15 Положения МЭ, МЭ утверждает порядок направления средств ЭПО, за исключением ЭПО, использующих ВИЭ, энергетическую утилизацию отходов, полученных в рамках подпунктов 3) и 4) пункта 3-1 статьи 15-3 Закона, на поддержание готовности электрической мощности.

Однако, на сегодняшний день отсутствует отдельный нормативный правовой акт, регламентирующий вышеуказанный порядок о направлении средств ЭПО, полученных от предоставления услуги по поддержанию готовности электрической мощности.

Справочно: нормы, предусматривающие обязательства ЭПО по предоставлению отчета по использованию доходов с рынка мощности, внесены в Закон Законом Республики Казахстан от 19 апреля 2023 года «О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты Республики Казахстан по вопросам административной реформы в Республике Казахстан».

Вместе с тем, в ходе анализа информаций, представленных ЭПО и МЭ, обнаружено, что в связи с отсутствием определенного перечня мероприятий или разрешенных/не разрешенных мероприятий, на которые могут быть направлены средства, полученные от деятельности по рынку мощности, не представляется возможным определение целесообразности или не целесообразности направления средств. К примеру, в 2023 году ЭПО в лице ГКП «Кызылордатеплоэлектроцентр» в связи с образованием дебиторской задолженности, доход от услуги по поддержанию готовности электрической мощности не направил на капитальные вложения. При этом, согласно информации МЭ, за 2023 год не установлены факты нецелевого использования средств ЭПО.

Кроме того, в отчетной информации МЭ по некоторым субъектам указаны доходы, полученные от оказания услуги по поддержанию готовности электрической мощности согласно только подпунктам подпунктов 3) и 4) пункта 3-1 статьи 15-3 Закона (ЭПО с ТЭЦ и через централизованные торги), а у некоторых с учетом подпункта 2) пункта 3-1 статьи 15-3 Закона (заключившими инвестиционные соглашения на модернизацию, расширение, реконструкцию и (или) обновление (далее – ИС) с МЭ). К примеру, согласно представленной отчетной информации МЭ, по АО «Алматинские электрические станции» указаны доходы как за счет ТЭЦ и централизованных торгов, так и за счет ИС с МЭ. Тогда как, за 2023 год по АО «Актобе ТЭЦ» указаны доходы только за счет ТЭЦ и централизованных торгов, без учета полученного дохода в рамках ИС в размере ***** тыс. тенге.

Кроме того, согласно информации МЭ, МЭ не ведется разделение доходов по рынку мощности в зависимости от способа ее реализации (ЭПО с ТЭЦ, через централизованные торги, заключившие ИС), что также свидетельствует о слабом контроле со стороны уполномоченного органа. Также, согласно информации МЭ, утверждение единой формы отчетности субъектам рынка не представляется целесообразным в связи с различием типа станции, а также по наличию финансовых обязательств. Однако, учитывая типы договоров, заключаемых на покупку услуги по поддержанию готовности электрической мощности согласно пункту 3-1 статьи 15-3 Закона, полагаем возможным разработку форму отчетности с учетом особенностей реализации.

Справочно: согласно информации ТОО «РФЦ по ВИЭ», фактический выплаченная сумма ЭПО за услугу по поддержанию готовности электрической мощности за 2 полугодие 2023 года составила *** млрд тенге, за 2024 год – *** млрд тенге.

При этом, в случае выявления факта нецелевого использования средств, у уполномоченного органа в лице МЭ имеется право по снижению объемов средств ЭПО. Таким образом, при отсутствии порядка направления средств, в том числе не определении целевых мероприятий или разрешенных/не разрешенных видов затрат, есть вероятность не справедливого и не прозрачного подхода уполномоченного органа при определении целесообразности мероприятий, на которые будут направлены средства ЭПО, что может привести к предоставлению преимуществ отдельными субъектам рынка, а также существует вероятность направления средств ЭПО не по целевому назначению.

Отсутствие нормативного правого акта, регламентирующего порядок направления средств ЭПО, за исключением ЭПО, использующих ВИЭ, энергетическую утилизацию отходов, полученных в рамках подпунктов 3) и 4) пункта 3-1 статьи 15-3 Закона, на поддержание готовности электрической мощности и отсутствие соответствующей утвержденной формы отчетности о направлении средств ЭПО, полученных от рынка электрической мощности, а также отсутствие раздельного учета доходов от предоставления услуги по поддержанию готовности электрической мощности в зависимости от способа ее реализации (ЭПО с ТЭЦ, через централизованные торги, заключенные ИС с МЭ и др.), свидетельствует об отсутствии должного контроля со стороны уполномоченного органа за целевым использованием средств субъектов рынка.

В этой связи, МЭ необходимо разработать и утвердить порядок направления средств ЭПО, за исключением ЭПО, использующих ВИЭ, энергетическую утилизацию отходов, полученных в рамках подпунктов 3) и 4) пункта 3-1 статьи 15-3 Закона, на поддержание готовности электрической мощности, а также вести раздельный учет доходов ЭПО от оказания услуги по поддержанию готовности электрической мощности в зависимости от способа ее реализации (ЭПО с ТЭЦ, через централизованные торги, заключенные ИС с МЭ и др.) с утверждением соответствующей формы отчетности.

 

7. Конфликт интересов, ограничение увеличения мощностей

Согласно Закону, Совет рынка (ОЮЛ «Казахстанская электроэнергетическая ассоциация») рассматривает ИП модернизации, расширения, реконструкции и (или) обновления ЭПО в порядке, установленном уполномоченным органом. Однако, учитывая, что в состав Совета рынка входят руководители таких компаний, как АО «Самрук Энерго», ТОО «Евразийская Группа»,  АО «Центрально-Азиатская Электроэнергетическая Корпорация», АО «Алматинские электрические станции», ТОО «Kazakhmys Energy», АО «СЕВКАЗЭНЕРГО» и другие субъекты рынка, высоки риски возникновения конфликта интересов при принятии решения Советом рынка о допущении/не допущении ИП к рассмотрению в уполномоченный орган. Так как, уполномоченный орган рассматривает только допущенные Советом рынка на рассмотрение ИП и принимает решение о заключении/не заключении ИС.

Таким образом, ИП, получившие рекомендацию Совета рынка о целесообразности реализации, допускаются на рассмотрение в уполномоченный орган, ИП, не получившие рекомендацию, направляются в уполномоченный орган, для сведения.

Существуют риски возникновения конфликта интересов при принятии решения Советом рынка о допущении/не допущении ИП к рассмотрению в уполномоченный орган.

В этой связи, МЭ необходимо инициировать поправки в законодательство в части передачи функции по допущению к рассмотрению ИП от Совета рынка уполномоченному органу в области электроэнергетики.

 

8. Риски искажения готовности электрической мощности

ЭПО реализует услугу по поддержанию готовности электрической мощности после проведения аттестации электрической мощности генерирующих установок, проводимой в соответствии с Правилами проведения аттестации электрической мощности генерирующих установок (утвержденными приказом МЭ от 3 декабря 2015 года № 686, далее – Правила проведения аттестации), в объеме, не превышающем аттестованный объем электрической мощности.

Справочно: на 2023 год прошли аттестацию ** субъектов на общую установленную мощность – *** МВт, в том числе техническое минимальное значение аттестованной мощности составил *** МВт. На 2024 год прошли аттестацию ** субъектов на общую установленную мощность – *** МВт, в том числе техническое минимальное значение аттестованной мощности составил *** МВт.

Системный оператор проводит внеочередные аттестации электрических станций ЭПО, если коэффициент k4 по итогам расчетного периода составит менее 0,5 или по инициативе ЭПО.

Коэффициент k4 рассчитывается системным оператором и предоставляется единому закупщику в течение 15 рабочих дней со дня завершения соответствующего расчетного периода с подтверждающими расчетами.

При расчете коэффициента k4 учитываются количество генерирующих установок электрических станций ЭПО, находящихся в аварийном или внеплановом ремонте, и длительности планового ремонта, превысивших длительность номинального планового ремонтного периода, а также фактическое количество действовавших в течение расчетного периода ремонтных заявок от ЭПО, поданных системному оператору в связи с сезонными ограничениями, установленная электрическая мощность генерирующей установки, находящейся в аварийном или внеплановом ремонте и другие.

Так, данный коэффициент k4 также применяется при расчете фактически оказанной ЭПО за расчетный период объема услуги по поддержанию готовности электрической мощности согласно пункту 43 Правил электрической мощности.

За анализируемый период, по инициативе ЭПО в связи с вводом новых генерирующих установок проведены внеочередные аттестации 3 субъектов рынка (АО «Актобе ТЭЦ», ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 имени Б.Нуржанова» и АО «Атырауская ТЭЦ»).

Кроме того, в связи с невыполнением ЭПО в течение расчетного периода (календарного месяца) трех заявок на участие в балансировании подряд, активируемых системным оператором, по инициативе системного оператора проведены внеочередные аттестации 4 субъектов рынка (ТОО «Экибастузская ГРЭС-1», ТОО «Текелийский энергокомплекс», ТОО «Степногорская ТЭЦ» и ТОО «МАЭК»).

Справочно: редакцией пункта 13 Правил проведения аттестации, действовавших до 25 ноября 2024 года, было предусмотрено, что несоответствием является невыполнение ЭПО в течение расчетного периода трех заявок на участие в балансировании подряд, активируемых системным оператором согласно Правилам организации и функционирования балансирующего рынка электрической энергии, утвержденным приказом МЭ от 20 февраля 2015 года № 112.

При этом, за анализируемый период внеочередные аттестации в связи с несоответствием, связанным с применением коэффициента k4 равным менее 0,5, не проводились.

Вместе с тем, во многих странах с развитой электроэнергетической системой (Россия, Германия, США, Великобритания, Франция, Китай, Япония) также применяются пусковые заявочные мероприятия или тесты на подтверждение заявленной мощности генерирующего оборудования, которые направлены на определение соответствия электрогенерирующих установок заявленным параметрам и возможности выполнять свои обязательства в энергосистеме.

Данные проверочные мероприятия регулярны (ежегодно или по графику) и являются обязательными для рынков мощности, балансирующих рынков, систем резервирования и ВИЭ. К примеру, в США генераторы обязаны пройти летний и/или зимний тест каждый год, иначе они теряют право на оплату мощности.

Учитывая вышеуказанные показатели по эффективности заявочно-проверочных испытаний, действовавших до ноября 2024 года, а также увеличение количества и продолжительности аварийных ремонтов генерирующих оборудований ЭПО и отсутствие положительной динамики по уровню износа станций, полагается целесообразным комбинировать проверочные мероприятия ЭПО в части дополнения действующих оснований для проведения внеочередных аттестации внедрением дополнительно испытательных заявочных проверок готовности генерирующих оборудований ЭПО к участию в балансировании, активируемых системным оператором.

Предлагаемая мера по дополнению действующих оснований для проведения внеочередных аттестации внедрением заявочных проверочных мероприятий готовности генерирующих оборудований ЭПО к участию в балансировании, активируемых системным оператором, направлены на более оптимальное планирование покрытия спроса на электрическую мощность и предотвращение импорта дорогой энергии с сопредельных государств, в частности из России, а также на усиление ответственности ЭПО за качественное проведение планового технического обслуживания и ремонта, снижение количества и продолжительности аварийных ремонтов и повышение качества их выполнения.

 

9. Неэффективность рынка электрической мощности

 С момента ввода рынка электрической мощности, то есть с 2019 года, располагаемая мощность по стране была увеличена всего на 129 МВт (с 18 895 до 19 024 МВт), что говорит о низкой эффективности действующей модели рынка электрической мощности.

Динамика изменений установленной и располагаемой мощности приведена в нижеследующем рисунке 4*.

 

 

Рисунок 4.

*источник информаций: отчеты АО «Самрук-Энерго», АО «KEGOK» и Концепция развития э/э отрасли.

 

При этом, с момента ввода рынка электрической мощности, то есть с 2019 года, ЭПО были получены средства в размере свыше *** млрд тенге.

Справочно: стоимость строительства трех газотурбинных станций в 2012 году на месторождении Акшабулак Кызылординской области с общей мощностью 87 Мвт составила 19,6 млрд тенге (~133 млн долларов США по среднему курсу 2011-2012гг.).

Однако, полученные средства в размере *** млрд тенге (~*** млрд долларов США по среднему курсу 2019-2024 гг.) позволяют построить на территории Казахстана 1 угольную станцию с установленной мощностью 530 МВт (** млн. долларов США/МВт*) либо 5 парогазовых станций с установленной мощностью по 230 МВт (** млн. долларов США/МВт*) каждый либо 1150 МВт в совокупности.

* А.А. Тукенов. Либерализованные рынки электроэнергии. Алматы, 2019.

Стоит отметить, что при полученном доходе ЭПО в размере *** млрд тенге, уровень износа станций сохранился на уровне 2019 года – около 56 % (данные с открытых источников, в том числе с официального сайта МЭ).

Объемы услуги по поддержанию готовности электрической мощности по основаниям заключенных договоров отражены в таблице 14.

Таблица 14

Основание заключенного договора с единым закупщиком	Объем услуги, заключенного договора за 2 полугодие  2023 года (МВт)	Доля договорных объемов за 2 полугодие 2023 года (%)	Объем услуги, заключенного договора за 2024 год (МВт)	Доля договорных объемов за 2024 год (%)
наличие инвестиционного соглашения	***	7	***	7
наличие в составе ТЭЦ	***	27	***	26
по итогам централизованных торгов	***	66	***	67

 

Как видно из таблицы 14, за анализируемый период всего 7% средств направлены на модернизацию, расширение, реконструкцию и (или) обновление действующих (существующих) электрических станций согласно утвержденным инвестиционным программам, а остальные 93% направляются на поддержание рабочего состояния генерирующих установок.

Справочно: согласно данным АО «KEGOC», по итогам 10 месяцев 2024 года количество аварийных ремонтов энергоблочного оборудования увеличилось на 26 %, газотурбинного на 21%. При общем снижении количества аварийных ремонтов котельного и турбинного оборудования ТЭЦ, на Актюбинской ТЭЦ количество ремонтов увеличилось на 44%, продолжительность на – 34%, Акмолинской ТЭЦ-2 количество ремонтов увеличилось на 27%, продолжительность на – 40%, Павлодарской ТЭЦ-2 количество и продолжительность аварийных ремонтов увеличилось более чем в 2 раза.

К примеру, в Российской Федерации эффективно зарекомендовал себя рынок мощности для ввода новых мощностей в рамках реформы рынка электроэнергии с 2008 года.

В частности, долгосрочный рынок мощности предусматривал покупку/продажу системным оператором мощности новых объектов генерации по договорам о предоставлении мощности.

За счет отбора новых мощностей на долгосрочном рынке мощности с момента его запуска в 2010 году и до 2018 года в Российской Федерации введено более 26,5 ГВт новых мощностей, что обеспечило профицитный баланс рынка энергосистемы, при максимальной нагрузке на энергосистему – 151 ГВт, установленная мощность составила 243 ГВт.

В настоящее время в Российской Федерации реализуется вторая программа конкурентного отбора новых мощностей.

Таким образом, рынок мощности пока активно используется в сегменте сбора денежных средств для поддержания существующих мощностей (так как в тарифе на электрическую энергию, итак, предусмотрены затраты на ремонты и амортизацию), который показал низкую экономическую эффективность. При этом не получил должного развития сегмент рынка мощности по привлечению инвестиции в строительства новых мощностей для усиления которого также вводился в Единый закупщик электрической энергии в 2023 году.

В этой связи для привлечения инвестиции для ввода новых мощностей в энергосистему Республики Казахстан, полагается целесообразным рассмотреть возможность развития механизма долгосрочного рынка мощности в Казахстане по аналогии с Российской Федерацией.

 

10. Преимущество ЭПО, в состав которых входят ТЭЦ, перед другими ЭПО

В соответствии с Законом и Правилами электрической мощности, единый закупщик заключает договора на покупку услуги по поддержанию готовности электрической мощности (в порядке приоритетности):

• с победителями тендеров на строительство генерирующих установок, вновь вводимых в эксплуатацию;
• с победителями аукционных торгов;
• с юридическими лицами, планирующими осуществить не ранее 1 января 2024 года строительство вновь вводимых в эксплуатацию генерирующих установок мощностью более 35 МВт;
• с ЭПО, включенными в реестр групп лиц, в объеме, созданном для покрытия дефицита в ЕЭС РК;
• с действующими ЭПО, которые заключили ИС;
• с действующими ЭПО, реализующими мероприятия по модернизации, реконструкции и (или) расширению со строительством генерирующих установок с использованием газа в качестве альтернативного типа топлива
• ежегодно с действующими ЭПО, в состав которых входят ТЭЦ;
• с действующими ЭПО на предстоящий календарный год по результатам централизованных торгов.

С учетом различий в условиях реализации услуги по поддержанию готовности электрической мощностью, конкуренция прослеживается преимущественно на централизованных торгах, однако, отмечаем, что согласно Закону, конкурентные механизмы также существуют при проводимых тендерах на строительство генерирующих установок, вновь вводимых в эксплуатацию, а также при аукционных торгах.

При этом, за анализируемый период единым закупщиком заключены договора только согласно подпунктам 2), 3), 4) пункта 3-1 статьи 15-3 Закона, то есть на основаниях заключенных ИС с МЭ, наличия у ЭПО ТЭЦ и по итогам централизованных  торгов.

Таким образом, с ЭПО, в состав которых входят ТЭЦ, услуги по поддержанию готовности электрической мощности закупались по гарантированному закупу по приоритетности после ЭПО, имеющих ИС. Таким образом, только остаточный нереализованный объем мощности после ЭПО с ИС и с ТЭЦ выносился на централизованные торги (в конкурентную среду).

Покупка мощности у ЭПО на централизованных торгах согласно остаточной потребности, где субъект с наличием на балансе ТЭЦ имеет преимущество перед другими ЭПО и является барьером для субъектов рынка, у которых отсутствует ТЭЦ.

Таким образом, учитывая информацию уполномоченного органа  в сферах естественных монополии об отсутствии перекрестного субсидирования тарифов тепловой энергии за счет электрической энергии, полагается целесообразным отменить гарантированный закуп электрической мощности у ЭПО, в состав которых входят ТЭЦ, то есть объем данных ЭПО реализовать в конкурентной среде на централизованных торгах.

 

11. Отсутствие в свободном доступе информации о свободных/недостающих объемах электрической мощности потребителей

Согласно Правилам электрической мощности, к оплате со стороны потребителей рынка мощности подлежит сумма за фактически оказанный объем услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки, который не может быть меньше объема, указанного в договоре на оказание услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки.

При этом, изменение договорного объема услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки в сторону уменьшения не допускается, за исключением следующих случаев:

1) перехода потребителя электрической энергии от одной энергоснабжающей организации к другой энергоснабжающей организации, осуществленного согласно законодательству в области электроэнергетики;

2) включения субъекта розничного рынка электрической энергии, максимальная мощность потребления которого учтена в договорном объеме услуги по обеспечению энергоснабжающей организации, в перечень потребителей рынка мощности, размещенный на интернет-ресурсе системного оператора, и заключение им договора на оказание услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки с единым закупщиком;

3) заключения между двумя потребителями рынка мощности соглашения о частичной или полной передаче договорного объема услуги по обеспечению;

5) исключения из перечня потребителей рынка мощности субъекта оптового рынка, включенного в прогнозный спрос электрической мощности на предстоящий и последующий календарные годы, при условии заключения соглашения о передаче максимального значения объема услуги по обеспечению, учтенного в прогнозном спросе электрической мощности на предстоящий и последующий календарные годы, другому потребителю из перечня потребителей рынка мощности.

Таким образом, при превышении договорного объема электрической мощности на более 5% применяются штрафные повышающие коэффициенты в соответствии Правилами электрической мощности.

Так, в случае уменьшения договорного объема субъекта рынка и во избежание штрафных коэффициентов, согласно Правилам электрической мощности, у субъектов рынка имеется возможность заключить соглашение о частичной или полной передаче договорного объема услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки с другим потребителем рынка мощности. Однако, такая информация об изменениях договорных объемов субъектов рынка не доступна в открытых источниках. При этом, согласно Правилам электрической мощности, актуализированный перечень потребителей рынка мощности размещается на интернет-ресурсе системного оператора – АО «KEGOC», а на официальном сайте единого закупщика – ТОО «РФЦ по ВИЭ» доступен перечень заключенных договоров на оказание услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки, где отражены наименования потребителей рынка мощности в разрезе годов.

С учетом монопольного положения единого закупщика, информация об уменьшении и увеличении договорных объемов всех потребителей является доступной единому закупщику – ТОО «РФЦ по ВИЭ». При намерении субъектов рынка заключить соглашение с другим потребителем рынка в соответствии с Правилами электрической мощности, возникают сложности в виде самостоятельного поиска информации о свободных, доступных мощностях иных потребителей рынка, которые могут предоставляться через посредников.

Правилами электрической мощности определены исключительные случаи изменения договорного объема услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки в сторону уменьшения, где предусмотрена возможность заключения между двумя потребителями рынка мощности соглашения о частичной или полной передаче договорного объема.

Однако, на сегодняшний день отсутствует в свободном доступе информация об уменьшении/увеличении договорных объемов потребителей, которая могла бы помочь потребителям избежать штрафных коэффициентов, то есть предотвратить лишние расходы предприятия, и своевременно корректировать договорные объемы, что положительно скажется на финансовой деятельности оптового потребителя.

Таким образом, полагается целесообразным предусмотреть возможность реализации свободных мощностей потребителей через аукционные торги или размещения объявления о свободных/недостающих объемах мощностей потребителей.

 

1. Оценка целесообразности присутствия государства на товарном рынке

 

Анализ финансово-хозяйственной деятельности государственных предприятий отражен в приложении 1 к настоящему заключению, которое было сформировано в рамках деятельности Национального офиса по приватизации и отражает информацию по итогам 2023 года.

Приоритетность закупки ТОО «РФЦ по ВИЭ» услуги по поддержанию готовности электрической мощности у ЭПО формально направлена на развитие конкурентной среды, однако на практике конкуренция остается ограниченной по ряду причин:

- основные объемы мощности сосредоточены у крупных участников рынка, в особенности предприятий с государственным участием, что существенно ограничивает рыночный доступ новым и малым генерирующим предприятиям;

- закупка осуществляется единственным закупщиком – ТОО «РФЦ по ВИЭ», который покупает услугу по приоритетности и только остаточный недостающий объем выводит на централизованные торги по ценам, не превышающим предельный уровень тарифа.

Так, по итогам проведенного анализа выявлено, что на Северной и Южной энергетической зоне по рынку электрической мощности за анализируемый период доминирующее положение занимала группа лиц АО «Самрук-Энерго» (с долей более 35%), на Западной энергетической зоне – ТОО «МАЭК», АО «Атырауская ТЭЦ», ТОО «Karabatan Utility Solutions» (с совокупной долей свыше 70%).

АО «Самрук-Энерго» принадлежит АО ФНБ «Самрук-Қазына», единственным акционером которого является Правительство Республики Казахстан.

Кроме того, субъекты рынка – АО «Астана-энергия» (доля 5%), ГКП «Кызылордатеплоэлектроцентр» (доля 0,6%), АО «Таразэнергоцентр» (доля 0,3%), ТОО «Шахтинсктеплоэнерго» (доля 0,02%), АО «Жайыктеплоэнерго» (доля 3%), ТОО «МАЭК» (доля 40-43%) принадлежат государству.

Таким образом, наблюдается высокий уровень государственного участия на рынках электрической мощности:

- по Северной и Южной энергетическим зонам превышает 50%;

- по Западной энергетической зоне превышает 40%.

Таким образом, учитывая высокую долю государственного участия и барьеров входа на рынок, полагаем целесообразным государству выйти с рынка услуги по поддержанию готовности электрической мощности с целью стимулирования конкуренции и привлечения частных инвестиций в энергетику.

 

1. Международный опыт на рынке электрической мощности

 

Россия. В России рынок электрической мощности аналогичен рынку Казахстана. Так, генераторы электрической энергии получают плату за электрическую энергию и за мощность.

Все участники оптового рынка обязаны приобретать определенный объем мощности, обеспечивая тем самым оплату поставщикам за предоставляемые ими мощности. Размер обязательного общего объема покупки мощности рассчитывается как произведение коэффициента фактического наличия мощности и фактического пикового потребления. Коэффициент фактического наличия мощности рассчитывается отдельно для каждой зоны свободного перетока, исходя из принципа полного возмещения поставщикам стоимости поставленной мощности.

В России существуют 7 механизмов торговли электрической мощностью:

1)        по договорам о предоставлении мощности, где поставщики заключают агентские договоры с финансовым центром расчетов на длительный период и обязуются генерировать новые мощности и их затраты компенсируются через повышенную стоимость мощности. Обязательства по покупке мощности распределяются пропорционально пиковому потреблению потребителей в соответствующей ценовой зоне;

2) по договорам купли-продажи мощности новых атомных электростанций и гидроэлектростанций, который введен для справедливого распределения затрат на самую дорогостоящую мощность;

3) по результатам конкурса инвестиционных проектов, которая обеспечивает оплату мощности новых генерирующих объектов, построенных для удовлетворения прогнозируемого роста потребления;

4) по производимой с использованием объектов, поставляющих мощность в вынужденном режиме;

5)        по регулируемым договорам, которая предназначена для населения и приравненных категорий. Цена фиксируется на год и устанавливается Федеральной службой по тарифам.

6)        по свободным договорам купли-продажи мощности, которые заключаются между генераторами и потребителями по договорным ценам. Покупатели и поставщики должны находиться в одной зоне свободного перетока.

7)        по результатам долгосрочного конкурентного отбора мощности, где объем рассчитывается по остаточному принципу, то есть не проданная через другие механизмы. Цена определяется по итогам конкурентного отбора.

В целом тарифы на мощность и правила рынка устанавливаются государством, такими органами как Федеральная антимонопольная служба, Минэнерго, Правительственная комиссия по топливно-энергетического комплекса.

Бразилия. В Бразилии нет как такого отдельного рынка мощности, оплата за мощность интегрирована в долгосрочные контракты на электроэнергию. 

Оптовый рынок электроэнергии поделен на регулируемый рынок и свободный рынок. В регулируемом рынке государство проводит аукционы, где генераторы заключают долгосрочные контракты (15–30 лет) на поставку электроэнергии и мощности. На свободном рынке крупные потребители и дистрибьюторы напрямую договариваются с генераторами о ценах. Однако, есть резервы мощности, это стратегические резервы (например, тепловые электростанции (ТЭС)), которые активируются в периоды засух или пиковых нагрузок. Данные резервы мощности нужны, когда основной источник генерации – гидроэнергетика – испытывает дефицит. ТЭС получают фиксированные выплаты за поддержание готовности, даже если не производят энергию. Например, программа Reserva de Capacidade гарантирует им компенсацию за простой. Правительство через ANEEL (Национальное агентство по энергетике) и CCEE (Компанию по коммерциализации энергии) контролирует баланс спроса и предложения, минимизируя рыночные риски. Генераторы получают два типа платежей: за энергию (цена за МВт*ч) и за мощность (плата за доступность, например, через договоры).

Таким образом, в Бразилии вместо классического рынка мощности используются долгосрочные аукционы и резервные мощности. Основное внимание уделяется управлению климатическими рисками, а не стимулированию инвестиций в новые станции, как в Казахстане. Эта модель менее либерализована, но учитывает специфику энергетического баланса Бразилии и эффективно функционирует, обеспечивает устойчивость энергосистемы страны.

Великобритания. В Великобритании рынок мощности называется Capacity Market, цель которого – обеспечить достаточный объём электроэнергетической мощности для удовлетворения будущего спроса, гарантируя стабильное электроснабжение при минимальных затратах для потребителей.

Правительство проводит конкурентные аукционы, на которых генераторы, поставщики услуг по снижению спроса и операторы систем хранения энергии делают ставки на предоставление мощности. Победившие участники получают регулярные платежи в обмен на обязательство быть готовыми к генерации электроэнергии или сокращению потребления в случае необходимости.

Есть два вида аукционов: аукционы T-4 и аукционы T-1. Аукционы Т-4 проводятся за 4 года до поставки для обеспечения долгосрочной мощности (например, для новых электростанций) и заключаются долгосрочные контракты до 15 лет. Аукционы T-1 проводятся за 1 год до поставки для закрытия краткосрочных дефицитов (например, при модернизации старых объектов). Поставщики получают платежи на протяжении срока действия контракта (обычно от 1 до 15 лет). Эти платежи финансируются через «Сбор за рынок мощности», который включается в счета за электроэнергию для потребителей.

Поставщики, не способные обеспечить мощность во время «стрессового события», сталкиваются с серьёзными штрафами, которые могут достигать 200% от их годового дохода.

Франция. Во Франции нет классического рынка мощности с аукционами, но действует уникальная система «обязательств по мощности», призванная гарантировать надежность энергоснабжения.

Все поставщики электроэнергии обязаны подтверждать, что их клиенты обеспечены не только энергией, но и резервной мощностью на случай пикового спроса или аварий. То есть поставщики покупают сертификаты мощности у генераторов (АЭС, ТЭС, ГЭС) или потребителей, готовых снижать нагрузку. Обязательства покрываются за 3 года вперед (например, обязательства на 2025 год формируются в 2022-м). Сертификаты торгуются на бирже RTE (французский оператор сетей), и цена формируется рыночно, в среднем €30,000–40,000 за МВт/год (по данным 2023 г.). RTE назначен ответственным за эксплуатацию механизма и реестр гарантий мощности. С 2015 года сервис EX to RATE позволяет участникам рынка отслеживать баланс своих счетов и переводить сертификаты между собой.

Необходимо отметить, что Франция – лидер выработки атомной энергии, 56 реакторов обеспечивают базовую нагрузку, поэтому рынок мощности ориентирован на резервирование пиковых потребностей (зимние пики, ремонт реакторов). Атомные станции медленно меняют мощность, поэтому Франция использует гидроаккумулирующие станции для быстрого реагирования и импорт/экспорт, чтобы сбалансировать сеть. Также имеются штрафы за невыполнение обязательств до €50,000 за недостающий МВт. Надбавка за мощность сказывается и на счетах потребителей, в среднем это €20-30 в год.

Одной из проблем на рынке является старение реакторов АЭС, что снижает доступность мощности. Для более эффективного функционирования необходим ремонт и модернизация реакторов. Также Франция работает над уменьшением доли атомной энергии до 50% к 2035 году и планирует заменить ее на ВИЭ.

США. В США нет национального рынка мощности, но есть отдельные территориальные рынки мощности. Например, PJM Interconnection (восточная часть), ISO New England, MISO (центральная часть) и SPP (Юго-западная и центральная часть).

В США также существует система аукционов мощности, в котором участники рынка участвуют и предлагают свои мощности на определённых условиях. Победившие на аукционе получают контракты с фиксированными платежами, что обеспечивает стабильный доход и стимулирует инвестиции в генерационные мощности. В PJM Interconnection, например, используется классическая модель, где генераторы и другие поставщики мощностей участвуют в аукционах, предлагая свои услуги по обеспечению надежности сети. В PJM цена на мощность в 2023 году составляла $100-150/МВт в месяц. В ISO New England применяется механизм Forward Capacity Market (Форвардный рынок мощности), где аукционы проводятся за несколько лет до поставки (обычно 3-4 года), чтобы гарантировать наличие достаточного запаса мощностей для удовлетворения будущего спроса.

Система, как и в других странах, предусматривает штрафы за невыполнение обязательств, что помогает гарантировать, что в периоды пиковых нагрузок необходимые мощности будут доступны. Цена мощности формируется в ходе аукционов на основе предложения участников и уровня спроса на надежные мощности, то есть ценообразование рыночное. Это позволяет обеспечить баланс между доступностью мощности и экономической эффективностью. Механизмы региональных рынков мощности нацелены на создание конкурентной среды, где независимые поставщики, гибкие ресурсы и традиционные генераторы конкурируют между собой. Однако высокие входные барьеры (крупные инвестиции, технологические требования) могут приводить к концентрации мощности в руках нескольких крупных игроков.

Федеральная энергетическая регуляторная комиссия устанавливает правила для оптовых рынков, контролирует справедливый доступ к сетям и антимонопольную политику. Североамериканская корпорация по надежности электроэнергетической системы работает непосредственно с рынком мощности и разрабатывает стандарты надежности, например, требования к резервам мощности в каждом регионе.

В США также делается упор на увеличение энергии, вырабатываемой ВИЭ, и на модернизацию устаревших сетей. А также имеются климатические риски такие как засухи, ураганы, экстремальные холода.

Рынок мощности в США обеспечивает надежность энергосистемы, гарантируя доступность генерирующих ресурсов для покрытия пикового спроса.

Таким образом, согласно вышеизложенной информации по рынкам электрической мощности в зарубежных странах (Россия, Бразилия, Великобритания, Франция и США), схожий механизм реализации услуги по поддержанию готовности электрической мощности функционирует в Российской Федерации. Кроме того, также, как и в Казахстане, в России тарифы на электрическую мощность и правила рынка мощности устанавливаются государством.

Вместе с тем, можно выделить следующие отличительные особенности рынка электрической мощности зарубежных стран:

- упор на увеличение энергии, вырабатываемой ВИЭ (Франция и США);

- огромные штрафы за необеспечение мощностью во время «стрессового события», которые могут достигать 200% от их годового дохода (Великобритания);

- аукционы, проводимые за несколько лет (3-4 года) до поставки (Франция, Великобритания);

- долгосрочные контракты (~ 15-30 лет) (Великобритания, Бразилия).

При этом, все применяемые механизмы в зарубежных странах указывают на главный принцип применяемых инструментов – учитывание климатических особенностей страны и способов генерации электрической энергии/мощности, от которых напрямую зависит способность генератора (ЭПО) покрыть недостающие мощности в пиковые моменты.

 

1. Выводы по результатам проведенного анализа состояния конкуренции на товарном рынке

 

Общие положения. С 1 января 2019 года, начал функционировать рынок электрической мощности, направленный на привлечение инвестиций для поддержания существующих и ввода новых электрических мощностей для покрытия спроса на электрическую мощность.

Привлечение инвестиций на модернизацию, расширение существующих мощностей и строительство новых электростанций обеспечивается в рамках долгосрочных договоров, привлечение инвестиций для покрытия текущих затрат обеспечивается в рамках конкурентного отбора через тендер, централизованные и аукционные торги.

С введением рынка мощности существующий тариф на электрическую энергию разделился на две составляющие:

тариф на электроэнергию – переменная часть, которая формируется на базе затрат на производство электрической энергии ЭПО (включая амортизацию, проценты по кредитам) с учетом нормы рентабельности;

тариф на мощность – постоянная часть, которая будет обеспечивать возвратность вложенных инвестиций в строительство новых и обновление, модернизацию, реконструкцию, расширение существующих электрических мощностей.

Участниками рынка электрической мощности являются: единый закупщик, системный оператор, ЭПО, потребители рынка мощности, оператор рынка централизованной торговли.

Временной интервал исследования – 2 полугодие 2023 года и 2024 год.

Границами рассматриваемого товарного рынка определены:

- по услуге по поддержанию готовности электрической мощности две зоны:

1) Северная, Южная энергетические зоны Казахстана;

2) Западная энергетическая зона Казахстана.

- по услуге по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки – Республика Казахстан.

Состав субъектов рынка, действующих на рассматриваемом товарном рынке. Объем рынка и доли субъектов рынка.

Информация по количеству субъектов рынка и объемам услуги по поддержанию готовности электрической мощности, согласно заключенным договорам с ТОО «РФЦ по ВИЭ», представлены ниже в таблице 14.

Таблица 14

Период	Северная и Южная энергетические зоны		Западная энергетическая зона
	Количество ЭПО	Объем услуги (МВт)	Количество ЭПО	Объем услуги (МВт)
2 полугодие 2023 года	28	***	6	***
2024 год	29	***	6	***

 

Объем рынка и доли субъектов рынка услуги по поддержанию готовности электрической мощности по Северной и Южной энергетическим зонам представлена в таблице 15, по Западной энергетической зоне – в таблице 16. 

Таблица 15

Наименование субъекта	Объем (МВт)	Доля (%)
2 полугодие 2023 года
Группа лиц АО «Самрук-Энерго»	***	47,7
Группа лиц ERG	***	2,7
Группа лиц ТОО «Казахстанские коммунальные системы»	***	10,9
Группа лиц АО «ЦАЭК»	***	11,0
Группа лиц ТОО «Казахмыс»	***	7,5
Остальные ЭПО	***	20,2
2024 год
Группа лиц АО «Самрук-Энерго»	***	49,9
Группа лиц ERG	***	3,5
Группа лиц ТОО «Казахстанские коммунальные системы»	***	8,8
Группа лиц АО «ЦАЭК»	***	9,0
Группа лиц ТОО «Казахмыс»	***	8,4
Остальные ЭПО	***	20,4

 

Таблица 16

Наименование субъекта	Объем (МВт)	Доля (%)
2 полугодие 2023 года
ТОО «МАЭК»	***	42,8
АО «Жайыктеплоэнерго»	***	2,9
АО «Атырауская ТЭЦ»	***	30,4
ТОО «Уральская газотурбинная электростанция»	***	5,4
ТОО «Karabatan Utility Solutions»	***	8,6
ТОО «Батыс Пауэр»	***	10,0
2024 год
ТОО «МАЭК»	***	40,0
АО «Жайыктеплоэнерго»	***	2,9
АО «Атырауская ТЭЦ»	***	21,8
ТОО «Уральская газотурбинная электростанция»	***	4,6
ТОО «Karabatan Utility Solutions»	***	21,9
ТОО «Батыс Пауэр»	***	8,8

 

В соответствии с пунктом 3 статьи 172 Кодекса и пунктом 36 Методики, за анализируемый период доминирующее положение по услуге по поддержанию готовности электрической мощности в Северной, Южной энергетических зонах занимала группа лиц АО «Самрук-Энерго» (ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б.Нуржанова», АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2», АО «Алматинские электрические станции», ТОО «АЭС Шульбинская ГЭС», ТОО «АЭС Усть-Каменогорская ГЭС», АО «Мойнакская ГЭС им. У.Д. Кантаева», АО «Шардаринская ГЭС») с долей более 35%.

При этом, в соответствии с пунктом 4 статьи 172 Кодекса и пунктом 37 Методики, за анализируемый период доминирующее положение по услуге по поддержанию готовности электрической мощности в Западной энергетической зоне занимали ТОО «Мангистауский атомный энергетический комбинат», АО «Атырауская ТЭЦ», ТОО «Karabatan Utility Solutions»   с совокупной долей более 70%.

Вместе с тем, единственным субъектом рынка, реализующим услугу по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки, является единый закупщик в лице ТОО «РФЦ по ВИЭ», данные которого представлены в таблице 17.

Таблица 17

№	Наименование	Объем, в млн. тенге без НДС		Доля
		2 полугодие 2023 года	2024 год
1	ТОО «РФЦ по ВИЭ»	***	***	100%

Таким образом, на данном рынке услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки ТОО «РФЦ по ВИЭ» является субъектом, занимающим монопольное положение с долей в 100%.

Уровень концентрации рынка.

В соответствии с пунктом 64 Методики, согласно значениям коэффициентов рыночной концентрации и индексов Герфиндаля-Гиршмана, за анализируемый период рынок услуги по поддержанию готовности  электрической мощности по Северной и Южной энергетическим зонам, а также по Западной энергетической зоне определены как высококонцентрированные.

Вместе с тем, в соответствии с пунктом 7 статьи 172 Кодекса, на рынке услуги по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки ТОО «РФЦ по ВИЭ» определен субъектом, занимающим монопольное положение с долей в 100%, то есть рынок определен монопольным, где индекс рыночной концентрации Герфиндаля – Гиршмана равен 10000.

Барьеры входа на рынок. В ходе анализа установлены следующие барьеры:

1. Экономически барьер в виде отсутствия комплексного подхода для привлечения инвесторов, отражающаяся в гарантированном закупе объема электрической мощности и отсутствия гарантии при сбыте электрической энергии.
2. Дублирование затрат при регулировании тарифов на электрическую энергию и мощность, которая может привести к двойному учету затрат на ремонтные работы.
3. Монопольная, не регулируемая цена оператора рынка централизованной торговли АО «КОРЭМ» на услуги по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью, где не берутся в расчет фактическое количество участников, и не предусмотрен порядок возврата переплаченных средств участников торгов.
4. Отсутствие должного контроля со стороны уполномоченного органа за целевым использованием средств ЭПО, полученных от услуги по поддержанию готовности электрической мощности.
5. Наличие конфликта интересов при принятии решения Советом рынка о допущении/не допущении ИП к рассмотрению в уполномоченный орган. Так как, уполномоченный орган рассматривает только допущенные Советом рынка на рассмотрение ИП и принимает решение о заключении/не заключении ИС, что может повлиять на объективность принимаемых решений и привести к ограничению увеличения мощностей.
6. Риски искажения готовности электрической мощности, которая отражается в увеличении количества и продолжительности аварийных внеплановых ремонтов генерирующих оборудований ЭПО, что в свою очередь подвергает риску покупки недостающего объема энергии с сопредельных государств по дорогой цене.
7. Неэффективность действующей модели рынка электрической мощности, для развития которой полагается целесообразным рассмотреть возможность развития механизма долгосрочного рынка мощности в Казахстане.
8. Гарантированный закуп единым закупщиком услуги по поддержанию готовности электрической мощности по приоритетности в части покупки данной услуги сперва у ЭПО, в состав которых входят ТЭЦ, затем только остаточный объем мощности выносить на централизованные торги (в конкурентную среду).
9. Отсутствие в свободном доступе информации о свободных/недостающих объемах электрической мощности потребителей, что является барьером при поиске подходящего потребителя рынка мощности с целью заключения соглашения о частичной или полной передаче договорного объема.

Оценка состояния конкурентной среды на рынке. Конкуренция на рынке услуги по поддержанию готовности электрической мощности в Казахстане ограничена из-за высокой концентрации рынка, доминирования государственных организаций, недостаточной прозрачности существующих механизмов, а также экономических барьеров в виде значительных первоначальных капитальных вложений.

Рекомендации по развитию конкуренции на рынке услуги по поддержанию готовности электрической мощности рекомендуется:

уполномоченному органу в области электроэнергетики (МЭ):

- обеспечить гарантированный закуп плановых объемов электрической энергии у новых генерирующей мощностей, введённых в рамках тендерных процедур;

- инициировать поправки по внесению изменений в Правила утверждения тарифа по исключению из тарифа на производство электрической энергии затраты на амортизацию основных средств и ремонтные работы;

- инициировать поправки по отнесению услуг АО «КОРЭМ» по организации и проведению централизованных торгов электрической мощностью к общественно значимым рынкам;

- разработать и утвердить порядок направления средств ЭПО, за исключением ЭПО, использующих ВИЭ, энергетическую утилизацию отходов, полученных в рамках подпунктов 3) и 4) пункта 3-1 статьи 15-3 Закона, на поддержание готовности электрической мощности;

- вести раздельный учет доходов ЭПО от оказания услуги по поддержанию готовности электрической мощности в зависимости от способа ее реализации (ЭПО с ТЭЦ, через централизованные торги, заключенные ИС с МЭ и др.) с утверждением соответствующей формы отчетности;

- инициировать поправки в законодательство в части передачи функции по допущению к рассмотрению ИП от Совета рынка уполномоченному органу в области электроэнергетики;

- инициировать поправки в законодательство по внедрению испытательных заявочных проверок готовности генерирующих оборудований ЭПО к участию в балансировании, активируемых системным оператором;

- рассмотреть возможность ликвидации краткосрочных договоров на рынке мощности с ЭПО (ТЭЦ и ЦТ) с сохранением практики заключения долгосрочных договоров с инвесторами по строительству новых генерирующих мощностей;

- инициировать поправки в законодательство по отказу от приоритетности закупки электрической мощности у ЭПО, в состав которых входят ТЭЦ, и вывести данный объем на централизованные торги электрической мощностью;

- инициировать поправки в законодательство в части предоставления возможности потребителям рынка размещать информацию (объявление) об уменьшении/увеличении договорных объемов по услуге по обеспечению готовности электрической мощности к несению нагрузки в системе балансирующего рынка электрической энергии, принадлежащей АО «KEGOK», либо рассмотреть возможность продажи свободных мощностей потребителей на аукционных торгах.

 

Главный консультант управления

электроэнергетики и угля

Департамента

топливно-энергетического комплекса                                М. Асанова

 

Руководитель Управления

электроэнергетики и угля

Департамента топливно-энергетического

комплекса                                                                                         С. Жүніс

 

Заместитель Директора Департамента

топливно-энергетического комплекса                                          Т. Баширов

 

Директор Департамента

топливно-энергетического комплекса                                М. Абсаттарова

 

 

[1]  А.А. Тукенов. Либерализованные рынки электроэнергии. Алматы, 2019.

 

Дата публикации

21 августа 2025