Заключение по итогам проведенного анализа
состояния конкуренции на рынке оптовой реализации плановых объемов электрической энергии
июнь 2025 года г. Астана
Департаментом топливно-энергетического комплекса Агентства по защите и развитию конкуренции Республики Казахстан (далее – Департамент) проведен анализ состояния конкуренции на оптовом рынке электрической энергии, связанной с куплей-продажей плановых объемов электрической энергии (далее - Анализ).
При проведении Анализа Департамент руководствовался Предпринимательским кодексом Республики Казахстан (далее - Кодекс), Законом Республики Казахстан «Об электроэнергетике» (далее - Закон), Правилами организации и функционирования оптового рынка электрической энергии, утвержденными приказом Министра энергетики РК от 20 февраля 2015 года № 106 (далее – Правила ОРЭ), 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) и иными нормативно-правовыми актами.
При проведении Анализа в качестве исходной информации использованы сведения, предоставленные уполномоченными государственными органами, системным оператором АО «Казахстанская компания по управлению электрическими сетями» (АО «KEGOC»), ТОО «Расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии», субъектами рынка и данные собственных исследований ведомства антимонопольного органа.
Согласно пункту 4) статьи 196 Кодекса, под товаром понимаются товар, работа, услуга, являющиеся объектом гражданского оборота.
Согласно пункту 2 статьи 14 Закона, электрическая энергия являются товаром на рынке.
Рынок электрической энергии состоит из двух уровней: оптового и розничного рынков электрической энергии.
Оптовый рынок электрической энергии и мощности состоит из:
- оптового рынка электрической энергии,
- балансирующего рынка электрической энергии,
- рынка системных и вспомогательных услуг,
- рынка электрической мощности.
Оптовый рынок электрической энергии – система отношений, связанная с куплей-продажей плановых объемов электрической энергии и функционирующая на основе договоров купли-продажи электрической энергии между субъектами оптового рынка электрической энергии.
Объемом купленной (проданной) электрической энергии на оптовом рынке электрической энергии по всем договорам купли-продажи электрической энергии, заключенным субъектами оптового рынка электрической энергии, является плановый объем купли-продажи электрической энергии, включенный в суточный график производства-потребления электрической энергии, утвержденный системным оператором с учетом корректировок.
Купля-продажа электрической энергии на оптовом рынке электрической энергии осуществляется субъектами оптового рынка электрической энергии, включенными в перечень субъектов оптового рынка электрической энергии.
Согласно подпункту 32-1) статьи 1 Закона, единый закупщик электрической энергии – юридическое лицо со стопроцентным государственным участием, определяемое уполномоченным органом, осуществляющее централизованную покупку и централизованную продажу плановых объемов электрической энергии в порядке, предусмотренном Законом.
Согласно приказу Министерства энергетики РК от 6 июня 2023 года № 212 Единым закупщиком электрической энергии определено ТОО «Расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии» (далее – Единый закупщик), осуществляющее централизованную покупку-продажу электрической энергии на оптовом рынке электроэнергии.
Справочно: в рамках Закона РК «О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты РК по вопросам административной реформы в РК» от 19 апреля 2023 года, согласно которого с 1 июля 2023 года введена модель единого закупщика электроэнергии.
Механизм реализации электроэнергии с 01 июля 2023 года основан на покупке плановой электроэнергии Единым закупщиком у всех энергопроизводящих организациях (ВИЭ, ТЭЦ, ГЭС, ГРЭС, ГТЭС, ПГЭС, импорт) и реализации ее потребителям электрической энергии (ЭСО, энергопередающие организации, крупные потребители, условные потребители, майнеры, экспорт).
Таким образом, наименование товара определено как электрическая энергия, реализуемая на оптовом рынке и связанная с централизованной куплей-продажей плановых объемов электрической энергии.
1) Функциональное назначение и применение товара, в том числе цели потребления товара и его потребительских свойств:
Электроэнергия, реализуемая на оптовом рынке в рамках плановых объемов, имеет стратегически важное значение для функционирования всей экономики и жизнеобеспечения населения.
Назначение электрической энергии охватывает:
Реализуемая на оптовом рынке электроэнергия по плановым объемам предназначена для устойчивого покрытия прогнозируемых потребностей потребителей в электроэнергии.
Также, электроэнергия обладает особым комплексом потребительских свойств, которые определяют требования к её покупке и использованию на оптовом рынке:
2) Качественные характеристики.
Электроэнергия как товар на оптовом рынке должна соответствовать установленным техническим параметрам, обеспечивающим надежность, качество и безопасность ее производства, передачи и потребления.
Плановые объемы электрической энергии формируются с учетом графиков потребления, доступности мощностей и диспетчерских ограничений.
Ниже в Таблице 1 приведены технические характеристики электрической энергии, применяемые для централизованной купли-продажи плановых объемов электроэнергии на оптовом рынке.
Таблица 1
|
Характеристика |
Норма/Диапазон |
Источник регулирования /стандарт |
|
Вид энергии |
Активная электрическая энергия (переменный ток) |
Закон РК «Об электроэнергетике», Правила ОРЭ |
|
Напряжение передачи |
110, 220, 500 кВ (магистральные сети)
220, 110, 35, 20, 10 (6), 0,4 кВ (электрические сети регионального уровня) |
Тех.условия АО «KEGOC», Стандарт организации (СТО), Правил устройства электроустановок (ПУЭ) |
|
Частота |
Номинальная: 50 Гц. Отклонение: ±0,2 Гц |
ГОСТ 32144-2013, СТО |
|
Качество напряжения |
Отклонение: не более ±10% Фликер, гармоники – в пределах ГОСТ |
ГОСТ 32144-2013, Технический регламент РК |
|
Мощность (плановая) |
Указывается в МВт или МВтч в договоре |
Правил ОРЭ, договоры купли-продажи |
|
Объем поставки |
Плановый суточный объем (в МВтч) |
Правила ОРЭ, договоры купли-продажи |
|
Способ учета |
АСКУЭ, телеметрия, приборы коммерческого учета |
Инструкция «KEGOC», требования Единого закупщика (Типовой договор) |
|
Надежность поставки |
Обеспечивается балансировкой, резервами, диспетчеризацией |
Системный оператор (АО «KEGOC»), |
Электрическая энергия как товар обладает следующими свойствами и характеристиками, согласно Таблице 2.
Таблица 2
|
Свойство |
Характеристика |
|
Форма поставки |
Нематериальный товар, поставляется по национальным и региональным электрическим сетям |
|
Способы поставки |
По прямым договорам, через цетрализованные торги |
|
Режим поставки |
Почасовой график, в реальном времени |
|
Физические свойства |
Нематериален, не подлежит накоплению, подача и потребление должны совпадать по времени |
|
Правовой режим |
Закон РК «Об электроэнергетике», Правила ОРЭ, утвержденные приказом Министра энергетики РК от 20 февраля 2015 года № 106 |
|
Код ОКЭД |
Раздел D – Электроснабжение, Группа 35.1 – Производство, передача и распределение электроэнергии; Код 35.11 – Производство электроэнергии |
|
Уровень регулирования |
Высокий (государственное и нормативное регулирование, обязательное участие для участников ОРЭ) |
|
Формирование цены |
отпускная цена электрической энергии от энергопроизводящей организации – цена продажи электрической энергии энергопроизводящей организации, включенной в соответствующую группу энергопроизводящих организаций, реализующих электрическую энергию, не превышающая ее предельного тарифа на электрическую энергию, умноженного на соответствующие часовые ставки, определяемые в порядке, определенном уполномоченным органом. |
|
Участники на БРЭ |
Субъекты ОРЭ - энергопроизводящие, энергопередающие, энергоснабжающие организации, энергопроизводящие организации, использующие возобновляемые источники энергии, энергопроизводящие организации, использующие вторичные энергетические ресурсы, энергопроизводящие организации, использующие энергетическую утилизацию отходов, потребители электрической энергии и цифровые майнеры, включенные в перечень субъектов оптового рынка электрической энергии, формируемый системным оператором, а также системный оператор, оператор рынка централизованной торговли и единый закупщик электрической энергии) |
|
Особенности |
- реализация плановых объемов электрической энергии |
Все вышеуказанные параметры включаются в договорные условия между производителями, поставщиками и потребителями.
3) Цены.
Как указано выше, новый механизм реализации электроэнергии с 1 июля 2023 года основан на покупке плановой электроэнергии Единым закупщиком у всех энергопроизводящих организациях (ВИЭ, ТЭЦ, крупные ГЭС, ГРЭС, ГТЭС, ПГЭС, импорт) по утвержденным предельным тарифам и последующим реализации ее оптовым потребителям электрической энергии, включенным в перечень оптовых потребителей электрической энергии (ЭСО, энергопередающие организации, крупные потребители, условные потребители, майнеры, экспорт), формируемый системным оператором в лице АО «KEGOC».
а) Реализация электроэнергии ЭПО Единому закупщику.
ЭПО реализуют свои плановые объемы реализации электрической энергии на оптовом рынке Единому закупщику по предельным тарифам, утверждаемыми уполномоченным органом в сфере электроэнергетики. Предельные тарифы ЭПО в зависимости от типа станции варируются от 1,46 тенге/квтч до 56,63 тенге/квтч (без НДС).
ВИЭ реализует электрическую энергию Единому закупщику по индексируемым на уровень инфляции ценам, в т.ч. сформировавшихся по итогам аукционных торгов. Цены варируются от 12,49 тенге/квтч до 59,7 тенге/квтч (без НДС) без учета индексации на уровень инфляции.
б) Реализация электроэнергии Единым закупщиком в адрес оптовых потребителей.
Цены на плановые объемы оптовой реализации электрической энергии Единым закупщиком оптовым потребителям формируется исключительно из затрат, связанных с покупкой электроэнергии у ЭПО (ВИЭ, ТЭЦ, крупные ГЭС, ГРЭС, ГТЭС, ПГЭС), импорта и операционных расходов Единого закупщика, и цены формируются отдельно по каждому часу суток. Средневзвешенная цена Единого закупщика во втором полугодии 2023 года - * тенге/квтч (без НДС), в 2024 году – * тенге/квтч (без НДС).
Операционные затраты Единого закупщика согласно подпункту 2) пункта 1 статьи 124-5 Кодекса отнесены к общественно значимым рынкам и к ним применяется государственное ценовое регулирование.
Цена на услуги Единого закупщика по централизованной покупки и продажи электрической энергии определена на уровне * тенге/кВтч (без НДС).
4) Условия реализации, в том числе способ реализации товара.
а) Реализация электроэнергии ЭПО Единому закупщику.
Электроэнергия, поставляемая ЭПО в рамках планового оптового рынка электрической энергии, согласно законодательству в сфере электроэнергетики реализуется только в адрес Единого закупщика (за исключением объемов внутригрупповых поставок и ВИЭ, имеющих двусторонние договора с потребителями).
При этом, ВИЭ, имеющие договора с Единым закупщиком, ТЭЦ и ЭПО, имеющие инвестиционные соглашения на модернизацию, расширение, реконструкцию и (или) обновление генерирующих установок, имеют преимущественное право на гарантированный сбыт всей вырабатываемой электроэнергии. Прочие ЭПО поставляют электроэнергию Единому закупщику по итогам ежесуточно проводимых аукционных торгов.
б) Реализация электроэнергии Единым закупщиком в адрес оптовых потребителей.
Для покупки у Единого закупщика плановых объемов электрической энергии потребитель согласно законодательству в сфере электроэнергетики обязан состоять в Перечне субъектов оптового рынка электрической энергии, формируемом Системным оператором. При этом, Единый закупщик электрической энергии реализует плановые объемы электрической энергии оптовым потребителям на основании договора купли-продажи электрической энергии с Единым закупщиком и наличия авансовых платежей у Единого закупщика со стороны оптовых потребителей (для ЭСО данное требование не распространяется).
Далее для покупки электрической энергии у Единого закупщика оптовые потребители не позднее чем до 08:00 часов (по времени Астаны) суток, предшествующих операционным, подают в системе балансирующего рынка заявку на планируемую покупку для включения ее в суточный график производства-потребления электрической энергии, утверждаемый системным оператором, и подписывают ее электронной цифровой подписью.
Определение потенциально взаимозаменяемых товаров, путем анализа сопоставимых по существенным свойствам товаров, входящих вместе с рассматриваемым товаром в одну классификационную группу казахстанских классификаторов видов экономической деятельности
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)».
На основании классификационной группы 35.1 и анализа свойств, функционального назначения, применения товарного оптового рынка электрической энергии, обладающего качественными и техническими характеристиками, можно не замещать с другими рынками электрической энергии:
Таблица 3
|
Товарный рынок |
Краткое описание |
Возможность замены |
|
Электроэнергия на БРЭ |
Централизованная покупка/продажа балансирующей электроэнергии и дисбалансов через системы балансирующего рынка |
Не взаимозаменяемый – не плановая купля-продажа объемов электрической энергии, а корректирующая; покупка только по отклонениям в реальном времени. Применима для покрытия краткосрочных сбоев, но не для замены полного объема |
|
Рынок электрической мощности |
стимулирование притока инвестиций для строительства новых и модернизации действующих генерирующих мощностей в достаточном объеме для удовлетворения спроса на электроэнергию в ЕЭС РК |
Не взаимозаменяемый – непрямая замена. Может участвовать в обеспечении надежности, но не заменяет электроэнергию как товар |
|
Поставки из объектов ВИЭ, за исключением ВИЭ, имеющих заключенный после 1 июля 2023 года с Единым закупщиком долгосрочный договор купли-продажи электрической энергии |
Продажа электрической энергии |
Не взаимозаменяемый – дублирует функцию, но ограничена по применимости, непостоянная генерация, зависит от погодных условий |
Анализ рынка по существенным свойствам приведен в виде таблицы
Таблица 4
|
Критерий |
Электроэнергия, реализуемая Единому закупщику |
Электроэнергия, реализуемая на БРЭ |
Рынок электрической мощности |
|
Назначение |
Централизованные плановые поставки электроэнергии Единому закупщику (обеспечение планового прогнозируемого, долгосрочного энергоснабжения; стабильность для потребителей и генераторов) |
Установление (покупка/продажа) дисбалансов как для генерации, так и оптовых потребителей в режиме реального времени (устранение краткосрочных отклонений между фактическим и плановым потреблением/ генерацией) |
Обеспечение готовности генерирующих мощностей для покрытия пиковых и резервных нагрузок (стимулирование притока инвестиций для строительства новых и модернизации действующих гене- рирующих мощностей в достаточном объеме для удовлетворения спроса на электроэнергию в ЕЭС РК), обеспечение надежности системы |
|
Реакция времени |
Заранее по согласованному суточному графику потребления электрической энергии (долгосрочная и среднесрочная перспектива (сутки, месяц, год) |
почасовая или почти мгновенно (почасовое/ почти в реальном времени реагирование (диспетчерское управление) |
Долгосрочная готовность к активной подаче мощности (месяц, год) |
|
Механизм торговли |
Централизованная покупка/продажа плановых объемов электроэнергии через Единого закупщика электрической энергии |
Централизованная покупка/продажа балансирующей электроэнергии и дисбалансов через системы балансирующего рынка (регулирующая платформа) |
Услуги по готовности закупаются централизованно Единым закупщиком (по заявкам субъектов); утверждаются тарифы |
|
Правовой режим |
Жестко регулируемое законодательством РК «Об электроэнергетике», Правилами ОРЭ |
Регламентируется Законом РК «Об электроэнергетике», Правилами БРЭ |
Закон РК «Об электроэнергетике», Правила организации и функционирования рынка электрической мощности, (приказ МЭ РК от 27.02.2015г. № 152) |
|
Возможность замены |
- |
Частичная. Плановые объемы могут быть подкорректированы через БРЭ, но не заменяются полностью |
Низкая. Мощность – это готовность, а не поставка. Не взаимозаменяемо с электроэнергией. |
- плановая электроэнергия: поставляется за сутки вперед, стабильные объемы и регулируемые тарифы.
- БРЭ: краткосрочные сделки, высокая волатильность цен, отсутствие гарантированных объемов.
1.2. Ценовая взаимозаменяемость:
- переход потребителей с планового рынка на БРЭ затруднен из-за нестабильности цен и риска дефицита.
- в случае повышения цены на 5-10% на плановом рынке, потребители не проявляют достаточной эластичности спроса, чтобы сделать переход экономически обоснованным.
1.3. Результат: Рынок БРЭ не включается в границы рассматриваемого товарного рынка.
2.1. Функциональные характеристики:
- электроэнергия – товар, потребляемый непосредственно.
- электрическая мощность – способность генерирующих объектов обеспечивать потребность в энергии в пиковые часы. Не является заменителем энергии по своей природе.
2.2. Ценовая взаимозаменяемость:
- Рынок мощности функционирует независимо, служит для обеспечения надежности энергоснабжения, не предполагает прямой замены электроэнергии.
2.3. Результат: Рынок электрической мощности не включается в границы рассматриваемого товарного рынка.
Кроме того, в рамках текущего анализа Департаментом топливно-энергетического комплекса Агентства проведена процедура «теста гипотетического монополиста» у Единственного покупателя электрической энергии в лице Единого закупщика электрической энергии на оптовом рынке электроэнергии, связанный с покупкой плановых объемов электрической энергии.
Респондент на 3 вопроса «Готовы ли заменить продавца электрической энергии, находящейся в одном энергетической зоне, на продавца электрической энергии в других энергетических зон ЕЭС РК (и наоборот) ответил, что в соответствии с законодательством РК в области электроэнергетики, ТОО «РФЦ по ВИЭ» являясь Единым закупщиком электрической энергии осуществляет свою деятельность в единой энергосистеме Казахстана.
Также респондент в лице Единого закупщика, ответил, что электроэнергия как товар не является взаимозаменяемым.
На вопрос готовы ли заменить электрическую энергию на взаимозаменяемые товары в случае повышения цены на электрическую энергию в течении 1 года и более на 5-10 %, ответил, что в соответствии с подпунктом 12) пункта 5 статьи 19-1 Закона, при функционировании единого закупщика электрической энергии объемом купленной (проданной) электрической энергии на оптовом рынке электрической энергии по всем договорам купли-продажи электрической энергии, заключенным субъектами оптового рынка электрической энергии, является плановый объем купли-продажи электрической энергии, включенный в суточный график производства-потребления электрической энергии, утвержденный системным оператором, т.е. не готов заменить один вид на другой вид товара, не при каком повышении цен на электроэнергии.
На основании произведенного анализа с использованием теста гипотетического монополиста и эконометрических расчетов установлено, что ни один из рассматриваемых сопредельных рынков (БРЭ и рынок электрической мощности) не является взаимозаменяемым с базовым товарным рынком «Электроэнергия, реализуемая на оптовом рынке в рамках плановых объемов». Следовательно, указанные рынки не включаются в границы данного товарного рынка.
Таким образом, в рамках данного анализа установлены два товарных рынка:
Границы товарного рынка определяют территорию, на которой потребители приобретают товар или взаимозаменяемый товар, если его приобретении нецелесообразно за пределами данной территории по экономическим, технологическим и другим причинам.
Также 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.
Согласно пункту 81 Правил ОРЭ, объем для централизованных торгов электрической энергией на операционные сутки рассчитывается автоматически в системе балансирующего рынка электрической энергии на каждый час операционных суток отдельно по Западной зоне и Северной и Южной зонам.
Границы товарного рынка определяются с учетом доступности приобретения товаров, в связи с чем, определение границ рынка оптовой реализации электрической энергии, связанные с плановой продажей осуществлено с учетом наличия прямых электрических связей между регионами Казахстана, исходя из чего можно выделить 2 зоны по техническим границам:
- Западная энергетическая зона Казахстана, включающая в себя Атыраускую, Западно-Казахстанскую и Мангистаускую областей, за исключением Актюбинской области. Западная энергетическая зона Казахстана не связана с единой энергосистемой Казахстана, то есть является изолированной;
- Северная, Южная энергетические зоны Казахстана, включающие в себя Актюбинскую, Костанайскую, Павлодарскую, Северо-Казахстанскую, Акмолинскую, Восточно-Казахстанскую, Абайскую, Карагандинскую, Жетысуйскую, Улытаускую, Алматинскую, Жамбылскую, Туркестанскую областей.
Таким образом, границы рассматриваемого товарного рынка оптовой реализации электрической энергии, связанные с плановой продажей (производство) электроэнергии Единому закупщику определенны по двум энергетическим зонам: «Запад» и «Север-Юг».
Вместе с тем, объем реализации плановой покупки (потребления) электрической энергии у Единого закупщика рассчитывается без учета зональной разбивки, то есть границей определяется на уровне всей республики.
Результаты наблюдения товарного рынка методом теста гипотетического монополиста рассмотрены в разделе 2. Определение критериев взаимозаменяемости товаров.
В соответствии с пунктом 26 Методики, временной интервал исследования товарного рынка определяется в зависимости от цели исследования, особенностей товарного рынка и доступности информации.
Согласно Методики были проанализированы характеристики товарного рынка, в том числе:
1) сезонность поставок товара в течение года: производство и реализация электрической энергии осуществляется в течении всего года. Таким образом, спрос на данные услуги имеется постоянно, и не зависит от сезонности.
2) стабильность поставок товара в течение года: поставка в течение года стабильна.
3) периоды максимального и минимального спроса (в том числе краткосрочные), соотношение между количеством покупателей в эти периоды: производство и реализация электрической энергии осуществляется в течении всего года одинаково.
4) возможность установления продавцами разных цен в разные временные периоды: цены (тариф) на услуги регулируются и устанавливаются уполномоченным органом в лице Министерства энергетики РК.
5) сроки контрактов: поставка электроэнергии по графику (почасовыми объемами электрической энергии) на постоянной основе.
6) время появления товара на рынке: присутствует постоянно.
В этой связи согласно требованиям пунктов 26 и 27 Методики, и с учетом перехода новой модели Единого закупщика электрической энергии с 1 июля 2023 года, а также вышеуказанных характеристик товарного рынка временным интервалом исследования оптового рынка электрической энергии, связанного с куплей-продажей плановых объемов определен период – 2 полугодие 2023 года и 2024 год.
К субъектам оптового рынка электрической энергии относятся субъекты, включенные в перечень субъектов оптового рынка электрической энергии, (формируемый системным оператором):
- энергопроизводящие организации, в т.ч. энергопроизводящие организации, использующие возобновляемые источники энергии, вторичные энергетические ресурсы, энергетическую утилизацию отходов;
- энергопередающие организации;
- энергоснабжающие организации;
- оптовые (крупные) потребители электрической энергии (при условии потребления электрической энергии в объеме не менее 1 МВт среднесуточной (базовой) мощности);
- цифровые майнеры.
- системный оператор.
В анализируемый период реализацию (продажу) плановых объемов электрической энергии Единому закупщику осуществляют следующие субъекты рынка:
Функция: Производство и продажа электрической энергии.
Роль на рынке: Продавцы плановых объемов электроэнергии.
Типы электростанции: традиционные энергоисточники (ТЭС, ГТЭС, ТЭЦ) и ВИЭ (ГЭС, ВЭС, СЭС и БиоЭС)
Общее количество традиционных энергоисточников, у которых покупается электроэнергия Единым закупщиком электрической энергии составило 47 единиц. Состав данных энергоисточников указаны согласно таблице 5.
Таблица 5
|
№ п/п |
Наименование субъекта рынка |
Энергетическая зона |
|
1 |
ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 имени Булата Нуржанова» |
«Север-Юг» |
|
2 |
АО Станция Экибастузская ГРЭС-2» |
«Север-Юг» |
|
3 |
АО "Алматинские электрические станции" |
«Север-Юг» |
|
4 |
ТОО "АЭС Шульбинская ГЭС" |
«Север-Юг» |
|
5 |
ТОО "АЭС Усть-Каменогорская ГЭС" |
«Север-Юг» |
|
6 |
АО "Мойнакская ГЭС им. У.Д. Кантаева" |
«Север-Юг» |
|
7 |
АО "Шардаринская ГЭС" |
«Север-Юг» |
|
8 |
АО «Евроазиатская энергетическая корпорация» |
«Север-Юг» |
|
9 |
АО "ТНК" Казхром" |
«Север-Юг» |
|
10 |
АО 3-Энергоорталык" |
«Север-Юг» |
|
11 |
ТОО "Главная распределительная энергостанция Топар" |
«Север-Юг» |
|
12 |
ТОО "Kazakhmys Energy" |
«Север-Юг» |
|
13 |
АО "СЕВКАЗЭНЕРГО" |
«Север-Юг» |
|
14 |
АО "ПАВЛОДАРЭНЕРГО" |
«Север-Юг» |
|
15 |
ТОО "Караганда Энергоцентр" |
«Север-Юг» |
|
16 |
ТОО «Усть-Каменогорская ТЭЦ» |
«Север-Юг» |
|
17 |
АО "Кристалл Менеджмент" |
«Север-Юг» |
|
18 |
ТОО "УПНК-ПВ" |
«Север-Юг» |
|
19 |
АО "Астана-Энергия" |
«Север-Юг» |
|
20 |
ТОО "Согринская ТЭЦ" |
«Север-Юг» |
|
21 |
ТОО "Bassel GroupLLS" |
«Север-Юг» |
|
22 |
ЧК Nova Novatis Ltd. |
«Север-Юг» |
|
23 |
ТОО "Текелийский энергокомплекс" |
«Север-Юг» |
|
24 |
ТОО "Степногорская ТЭЦ" |
«Север-Юг» |
|
25 |
ТОО"Шахтинсктеплоэнерго" |
«Север-Юг» |
|
26 |
АО "Актобе ТЭЦ" |
«Север-Юг» |
|
27 |
ГКП «Кентау сервис» |
«Север-Юг» |
|
28 |
ГКП "Аркалыкская теплоэнергетическая компания" |
«Север-Юг» |
|
29 |
ГКП "Костанайская теплоэнергетическая компания" |
«Север-Юг» |
|
30 |
АО "Кызылордатеплоэлектроцентр" |
«Север-Юг» |
|
31 |
АО "Таразэнергоцентр" |
«Север-Юг» |
|
32 |
АО Жамбылская ГРЭС им.Т.И.Батурова» |
«Север-Юг» |
|
33 |
ТОО "Жанажолская ГТЭС" |
«Север-Юг» |
|
34 |
ТОО "Казцинк" |
«Север-Юг» |
|
35 |
ТОО "Актюбинский рельсобалочный завод" |
«Север-Юг» |
|
36 |
ТОО «СКЗ-U» |
«Север-Юг» |
|
37 |
ТОО "Компания А&Т-энерго" |
«Север-Юг» |
|
38 |
ТОО Эталон Пауэр |
«Север-Юг» |
|
39 |
ТОО "Green Capital Kazakhstan" |
«Север-Юг» |
|
40 |
ТОО "Дивитэл" |
«Север-Юг» |
|
41 |
ТОО «МАЭК» |
«Запад» |
|
42 |
АО «Атырауская ТЭЦ» |
«Запад» |
|
43 |
ТОО «Karabatan Utility Solutions» |
«Запад» |
|
44 |
ТОО «Батыс Пауэр» |
«Запад» |
|
45 |
ТОО «Уральская Газотурбинная электростанция» |
«Запад» |
|
46 |
ТОО «Жаиктеплоэнерго» |
«Запад» |
|
47 |
ТОО «OzenMunaiProm» |
«Запад» |
Вместе с тем, отмечаем, что в соответствии с законодательством об электроэнергетике на оптовом рынке электрической энергии выделена отдельная категория энергопроизводящих организаций и промышленных потребителей (взаимоотношения «Вне Единого закупщика»), включенных в Реестр групп лиц (условные потребители, промкомплексы).
При этом данные субъекты вправе обеспечивать куплю-продажу электроэнергии внутри собственной группы лиц вне механизма Единого закупщика электроэнергии.
В настоящее время в Реестр групп лиц включены группы компаний «Казцинк», «Евразийская группа» и «Qarmet».
Таблица 6
|
1. |
Группа лиц ERG Sarl |
|
|
|
ЭПО группы лиц ERG Sarl |
Потребители групп лиц ERG Sarl |
|
|
1) АО «Евроазиатская энергетическая корпорация»; 2) АО «Алюминий Казахстана»; 3) АО «3-Энергорталык». |
1) АО «ТНК «Казхром»; 2) АО «ССГПО»; 3) АО «Казахстанский электролизный завод»; 4) АО «Качары руда»; 5) ТОО «ERG Service»; 6) АО «Шубарколь комир». |
|
2. |
Группа лиц ТОО «Казцинк» |
|
|
ЭПО группы лиц ТОО «Казцинк» |
Потребители групп лиц ТОО «Казцинк» |
|
|
1) ТОО «Казцинк». |
1) ТОО «Казцинк»; 2) АО «Altyntau Kokshetau»; 3) АО «Жайремский ГОК». |
|
|
3. |
Группа лиц АО «Qarmet» |
|
|
ЭПО группы лиц АО «Qarmet» |
Потребители групп лиц АО «Qarmet» |
|
|
1) ТЭЦ-2 АО «Qarmet»; 2) ТЭЦ-ПВС. |
1) АО «Qarmet»; 2) ТОО «Оркен». |
|
Также на рынке оптовой реализации электроэнергии действуют порядка 114 субъектов рынка, осуществляющих отпуск электроэнергии, генерируемой за счет ВИЭ (согласно Приложению 1).
Функция: Покупка электрической энергии у энегопроизводителей и перепродажа оптовым (крупным) потребителям, включенным в перечень субъектов ОРЭ в том числе энергопередающим, энергоснабжающим организациям.
Роль: Посредник между ЭПО и крупными потребителями и гарантирующими поставщиками.
Назначение: Приказом Министерства энергетики от 6 июня 2023 года ТОО «Расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии» определен Единым закупщиком электрической энергии.
Целевая модель рынка предусматривает переход на централизованную куплю-продажу плановых объемов электрической энергии. Это подразумевает, что вся электрическая энергия, выработанная энергопроизводящими организациями, продается Единому закупщику электрической энергии. Исключением является купля-продажа электрической энергии между потребителями и энергопроизводящими организациями, входящих в одну группу лиц.
Электроэнергия централизованно закупается у отечественных электростанций за сутки вперед в следующем порядке (приоритетности):
- у энергопроизводящих организаций, использующие ВИЭ, которые имеют долгосрочные договоры с единым закупщиком электрической энергии;
- у энергопроизводящих организаций ТЭЦ;
- у энергопроизводящих организаций, заключивших долгосрочные договоры на рынке электрической мощности;
- остальные, необходимые объемы электрической энергии для покрытия суточного графика путем проведения торгов на электронной площадке централизованных торгов – АО «КОРЭМ», и продается оптовым покупателям.
При этом, в случае непокрытия суточного графика отечественными электростанциями осуществляется плановый импорт электрической энергии с Российской Федерации и (или) Кыргызской Республики.
Функция: Промышленные предприятия, которые закупают электроэнергию напрямую у производителей и (или) у Единого закупщика.
Роль: Покупатели плановых объемов для собственного потребления.
В рамках действующего законодательства оптовые потребители электрической энергии классифицируются на два сегмента:
По данным Системного оператора на товарном рынке оптовой реализации электрической энергии существует порядка 74 крупных потребителей электрической энергии, заключивших договор с системным оператором на услуги системного оператора: по передаче электрической энергии по НЭС, по организации балансирования производства-потребления электрической энергии, по технической диспетчеризации отпуска в сеть и потребления электрической энергии.
Функция: Закупка электроэнергии на оптовом рынке для последующей поставки конечным розничным потребителям.
Роль: Покупатели плановых объемов электроэнергии, в том числе для бытовых и мелких промышленных потребителей.
Ранее до 1 апреля 2024 года услуги энергоснабжения конечным потребителям осуществляли свыше 140 энергоснабжающих организации (лицензия на осуществления вида деятельности «покупка электрической энергии в целях энергоснабжения» ранее Комитетом по регулированию естественных монополий выданы более 500 организациям), т.е. с 2004 года по настоящее время, (20 лет), действовала система работы рынка энергоснабжения, данная система внедрена с целью развития конкуренции по электроснабжению потребителей, чтобы субъекты естественной монополии не могли ущемлять права потребителей, пользуясь своим монопольным положением.
Однако, с 1 апреля 2024 года, территориальные Департаменты Комитета по регулированию естественных монополий Министерства национальной экономики Республики Казахстан в массовом порядке приостановили всех ранее выданных лицензий на деятельность по покупке электрической энергии в целях энергоснабжения.
При этом основание приостановления действия лицензий не указывается, но лицензии приостанавливали не у всех ЭСО, а выборочно, оставшиеся 35 ЭСО до 1 января 2025 года продолжали деятельность без приостановления лицензий, хотя все лицензии на деятельность по покупке электрической энергии в целях энергоснабжения являются одинаковыми и равными.
8 июля 2024 года Главой государства подписан №121-VIII Закон РК «О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты РК по вопросам теплоэнергетики, электроэнергетики и регулируемых услуг», согласно которому с 1 января 2025 года предусмотрено ликвидация энергоснабжающих организаций с передачей функции энергоснабжения региональным энергопередающим компаниям.
Таким образом, с 2023 года в электроэнергетике, включая оптовый и розничный рынки, начался процесс демонополизации.
С учетом введения демонополизации на рынке электроснабжения (введения новой модели Единого закупщика электрической энергии и БРЭ в режиме реального времени и ликвидации ЭСО с передачей функции энергоснабжения региональным энергопередающим компаниям, в том числе приостановления лицензии с 1 апреля 2024 года) наблюдаются динамика постоянного роста конечных цен электроэнергии.
Функция: передача (транспортировка) электрической энергии по электрическим сетям.
Роль: не участвуют напрямую в купле-продаже, но обеспечивают реализацию плановых поставок (по договору передачи). При этом, приобретают электрическую энергию для собственных нужд и технических потерь.
Роль системообразующей сети в ЕЭС Республики Казахстан выполняет национальная электрическая сеть (НЭС), которая обеспечивает электрические связи между регионами республики и энергосистемами сопредельных государств (Российской Федерации, Кыргызской Республики и Республики Узбекистан), а также выдачу электрической энергии электрическими станциями и её передачу оптовым потребителям. Подстанции, распределительные устройства, межрегиональные и (или) межгосударственные линии электропередачи и линии электропередачи, осуществляющие выдачу электрической энергии электрических станций, напряжением 220 кВ и выше, входящие в состав НЭС, находятся на балансе системного оператора в лице АО «КЕGОС».
Электрические сети регионального уровня обеспечивают электрические связи внутри регионов, а также передачу электрической энергии розничным потребителям. Электрические сети регионального уровня находятся на балансе и эксплуатации региональных электросетевых компаний (РЭК).
На товарном рынке оптовой реализации электрической энергии участвуют порядка 20 энергопередающих организаций, которые оказывают услуги по передаче электрической энергии по линиям электропередач регионального уровня.
Состав энергопередающих организаций приведены согласно таблице 7.
Таблица 7
|
№ п/п |
Полное наименование субъекта оптового рынка электрической энергии |
Контактные данные субъекта рынка |
|
1 |
АО «KEGOC», системный оператор |
г.Астана, Тауелсиздик 59 |
|
2 |
АО «Астана-Региональная Электросетевая Компания» |
город Нур-Султан, улица Домалак ана, 9 |
|
3 |
ТОО «Энергосистема» |
г.Актобе, пр-т 312 Стрелковой дивизии, 42 |
|
4 |
ТОО «Западно-Казахстанская региональная электросетевая компания» |
г.Уральск, пр-т Абая, 181 |
|
5 |
АО «Мангистауская региональная электросетевая компания» |
130000, Казахстан, Мангистауская область, город Актау, а/я 250 |
|
6 |
АО «Павлодарская Распределительная Электросетевая Компания» |
г. Павлодар, ул. Центральная, д. строение 2014 |
|
7 |
АО «Северо-Казахстанская Распределительная Электросетевая Компания» |
г. Петропавловск, ул. А. Шажимбаева 144 |
|
8 |
АО «Акмолинская распределительная электросетевая компания» |
Акмолинская область, село Кабанбай батыра, улица Энергетиктер строение 1А |
|
9 |
АО «Объединённая ЭнергоСервисная Компания» (ранее АО «ВК РЭК») |
г. Усть-Каменогорск, улица Бажова, 10 |
|
10 |
АО "Алатау Жарық Компаниясы" |
г. Алматы, ул. Манаса 24 «Б» |
|
11 |
ТОО «Жамбылские электрические сети» |
г. Тараз, ул. Махамбета 11А |
|
12 |
ТОО «Оңтүстік Жарық Транзит» |
г. Шымкент, Аль-Фарабийский район, улица Бекзат Саттарханова, здание 10/1 |
|
13 |
ТОО «Карагандинская региональная энергетическая компания» |
г. Караганда, Учетный квартал 102, строение 17 |
|
14 |
ТОО «Межрегионэнерготранзит» |
Костанайская обл., г. Костанай, ул. Киевская, 28 |
|
15 |
ТОО «Кокшетау Энерго» |
город Кокшетау, микрорайон Центральный, дом 5 |
|
16 |
АО «Талдыкорганская акционерная транспортно-электросетевая компания» |
Алматинская обл., г. Талдыкорган, ул. Абылайхана, д. 274 |
|
17 |
ТОО "Қарағанды Жарық" |
г.Караганда, ул.Сатпаева,115 |
|
18 |
АО «Жезказганская распределительная электросетевая компания» |
город Жезказган, ул. М.Маметовой, д. 33 |
|
19 |
АО «Атырау Жарык» |
, город Атырау, Махамбет Өтемісұлы, 110А |
|
20 |
АО «Кызылординская распределительная электросетевая компания» |
г. Кызылорда, ул. Айтике би 25 |
Также функционируют порядка 122 мелких энергопередающих организаций, которые участвуют на розничном рынке электрической энергии.
Функция: Обеспечение баланса производства и потребления, управление режимами работы энергосистемы.
Роль: обеспечивает техническую реализацию плановых объемов электрической энергии, организует прогнозы, расчеты и диспетчерское управление.
В целях обеспечения функционирования новой модели рынка, в соответствии с Законом «Об электроэнергетике» на основании соответствующих договоров системный оператор (АО «KEGOC») оказывает субъектам оптового рынка услугу по пользованию НЭС, а также услугу по передаче электрической энергии по НЭС.
Услуга по пользованию НЭС оказывается субъектам оптового рынка при осуществлении ими операций по купле-продаже электрической энергии на оптовом и балансирующем рынках электрической энергии. Это связано с отсутствием «адресности» распределения электрической энергии (невозможно определить маршрут передачи от производителя потребителю).
В свою очередь, услуга по передаче электрической энергии по НЭС будет оказываться системным оператором:
- единому закупщику электрической энергии, при осуществлении экспорта электрической энергии;
- субъектам оптового рынка, осуществляющим импорт электрической энергии, за исключением единого закупщика электрической энергии;
- условным потребителям (промышленным комплексам), при осуществлении ими поставок электрической энергии для объектов, входящих в их состав, а также от единого закупщика электрической энергии и расчетного центра балансирующего рынка;
- субъектам оптового рынка электрической энергии, при осуществлении ими покупки электрической энергии по двусторонним договорам у ВИЭ;
- уполномоченным организациями других государств при осуществлении межгосударственной передачи электрической энергии по национальной электрической сети.
С переходом на новую модель KEGOC продолжает играть одну из главных ролей на рынке и выполняет следующие основные функции:
- оказывает системные услуги, в числе которых «новая» услуга по пользованию НЭС;
- является держателем модернизированного аппаратно-программного комплекса – системы балансирующего рынка, которая является основным инструментом функционирования оптового рынка и управления балансирующим рынком электрической энергии с включением модулей «Единый закупщик» и «Расчетный центр балансирующего рынка»;
- осуществляет физическое урегулирование дисбалансов в энергосистеме путем задействования ценовых заявок субъектов внутреннего рынка из ранжированного списка, и в рамках договорных отношений по урегулирования отклонений с Российской Федерацией и странами Центральной Азии.
Основная функция: осуществляет централизованную куплю-продажу балансирующей электроэнергии и отрицательных дисбалансов на балансирующем рынке электрической энергии, осуществляет организацию и проведение централизованной торговли электрической энергией на сутки вперед, а также централизованных торгов электрической мощностью на один год.
Роль: не участвуют напрямую в купле-продаже плановых поставок, но организовывает централизованную торговлю электрической энергией, а также обеспечивает урегулирование дисбалансов в ЕЭС Казахстана, позволяя распределить их на субъектов оптового рынка, допустивших отклонение от планового объема электрической энергии.
Приказами Министерства энергетики от 20 марта 2015 года и от 6 июня 2023 года АО «КОРЭМ» определен оператором рынка централизованной торговли и Расчетным центром БРЭ соответственно.
За последние 5 лет наблюдается стабильный рост ежегодного потребления электрической энергии, которое в 2023-2024 годах превысило объем выработки на 2,24 млрд. кВт·ч и 2,08 млрд. кВт·ч соответственно.
Среди основных причин называется резкое увеличение потребления электроэнергии субъектами цифрового майнинга.
Баланс производства и потребления электрической энергии в Республике Казахстан за последние 5 лет и прогноз за 4 года выглядит следующим образом:
Таблица 8. Генерация и потребление электрической энергии
|
№ |
Год |
Генерация, млрд. кВт·ч |
Рост генерации, % |
Потребление, млрд. кВт·ч |
Рост потребления, % |
|
1 |
2020 год |
108,086 |
1,94% |
107,345 |
2,05% |
|
2 |
2021 год |
114,448 |
5,89% |
113,89 |
6,10% |
|
3 |
2022 год |
112,865 |
-1,38% |
112,9 |
-0,87% |
|
4 |
2023 год |
112,823 |
-0,04% |
115,067 |
1,92% |
|
5 |
2024 год |
117,915 |
4,51% |
119,995 |
4,28% |
|
|
Прогноз на 2025 год |
117,1 |
-0,69 |
122,8 |
2,34 |
|
|
Прогноз на 2026 год |
125,2 |
6,92 |
127,7 |
3,99 |
|
|
Прогноз на 2027 год |
134,2 |
7,19 |
133 |
4,15 |
|
|
Прогноз на 2028 год |
142,1 |
5,89 |
138,9 |
4,44 |
Дефицит электроэнергии покрывается за счет централизованного закупа электроэнергии из параллельно функционирующей российской энергосистемы.
По итогам 2024 года суммарный плановый объем покупки электрической энергии Единым закупщиком составил * млрд. кВт.ч, с учетом объема импорта 2,4 млрд. кВтч.
Кроме того, суммарный объем потребления вне Единого закупщика за период 2024 года составил * млрд. кВт∙ч (порядка 23 % от общего потребления)/
Также за 2024 год порядка * млрд. кВт·ч. составляет потребление самих ЭПО на собственные технологические нужды. Указанные объемы электроэнергии вырабатываются для электроснабжения собственных потребителей, в связи с чем данные поставки не обладают экономическим свойством «товарности».
Расчет объема товарного рынка за определенный период времени в пределах границ рассматриваемого рынка определяется как сумма реализации субъектами рынка товара или взаимозаменяемых товаров в натуральном или стоимостном выражении, с учетом объемов ввоза и вывоза товара или взаимозаменяемых товаров.
При определении рыночной доли субъектов рынка, расчет производился на основании информации об объемах оказанных услуг в натуральном выражении (кВтч).
При этом, объем реализации плановой продажи (производства) электрической энергии Единому закупщику, является плановый объем покупки электрической энергии, включенный в суточный график производства-потребления электрической энергии, утвержденный системным оператором.
Как указывалось выше рынок оптовой реализации плановых объемов электрической энергии Единому закупщику разделена на две энергетической зоны Казахстана «Север-Юг» и «Запад».
На рынке оптовой реализации плановых объемов электрической энергии Единому закупщику в географических границах «Север-Юг» за анализируемый период (2 полугодие 2023 года и 2024 год) продажей электрической энергией занимались 36 и 40 ЭПО на традиционных источниках в объеме * млн.кВтч и * млн. кВтч соответственно, также 105 и 108 ЭПО, использующих возобновляемые источники энергии (ВИЭ) в объеме * млн. кВтч и * млн.кВтч соответственно.
Энергетическая зона «Север» - «Юг»
Таблица 9
|
№ п/п |
Наименование субъекта рынка |
Объем э/э реализуемый Единому закупщику за 2 полугодие 2023 года, кВтч |
доля Субъекта на товарном рынке, % |
Объем э/э реализуемый Единому закупщику за 2024 год, кВтч |
доля Субъекта на товарном рынке, % |
|
1 |
Группа лиц АО «Самрук-Энерго» |
* |
49,38 |
* |
46,23 |
|
1 |
ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 имени Булата Нуржанова» |
* |
31,49 |
* |
27,08 |
|
2 |
АО Станция Экибастузская ГРЭС-2» |
* |
6,09 |
* |
6,21 |
|
3 |
АО "Алматинские электрические станции" |
* |
6,01 |
* |
6,66 |
|
4 |
ТОО "АЭС Шульбинская ГЭС" |
* |
1,96 |
* |
1,98 |
|
5 |
ТОО "АЭС Усть-Каменогорская ГЭС" |
* |
2,03 |
* |
1,87 |
|
6 |
АО "Мойнакская ГЭС им. У.Д. Кантаева" |
* |
1,37 |
* |
1,59 |
|
7 |
АО "Шардаринская ГЭС" |
* |
0,44 |
* |
0,84 |
|
2 |
Группа лиц EURASIAN RESOURCES GROUP |
* |
3,08 |
* |
3,64 |
|
8 |
АО «Евроазиатская энергетическая корпорация» |
* |
2,03 |
* |
2,52 |
|
9 |
АО «ТНК" Казхром» |
- |
0,00 |
* |
0,004 |
|
10 |
АО «3-Энергоорталык» |
* |
1,05 |
* |
1,12 |
|
3 |
Группа лиц ТОО «КОРПОРАЦИЯ КАЗАХМЫС» |
* |
7,01 |
* |
6,79 |
|
11 |
ТОО "Главная распределительная энергостанция Топар" |
* |
4,79 |
* |
4,08 |
|
12 |
ТОО «Kazakhmys Energy» |
* |
2,22 |
* |
2,72 |
|
4 |
Группа лиц ЦАТЭК |
* |
6,89 |
* |
7,29 |
|
13 |
АО «СЕВКАЗЭНЕРГО» |
* |
3,08 |
* |
2,97 |
|
14 |
АО «ПАВЛОДАРЭНЕРГО» |
* |
3,81 |
* |
4,32 |
|
5 |
Группа лиц ТОО «КАЗАХСТАНСКИЕ КОММУНАЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ» |
* |
7,08 |
* |
7,73 |
|
15 |
ТОО «Караганда Энергоцентр» |
* |
5,29 |
* |
5,37 |
|
16 |
ТОО «Усть-Каменогорская ТЭЦ» |
* |
1,80 |
* |
2,36 |
|
6 |
Группа лиц АО «Joint Resources» |
* |
0,95 |
* |
0,98 |
|
17 |
АО «Кристалл Менеджмент» |
* |
0,92 |
* |
0,96 |
|
18 |
ТОО «УПНК-ПВ» |
* |
0,02 |
* |
0,02 |
|
7 |
Другие |
* |
12,60 |
* |
14,53 |
|
19 |
АО «Астана-Энергия» |
* |
4,57 |
* |
4,46 |
|
20 |
ТОО «Согринская ТЭЦ» |
* |
0,18 |
* |
0,34 |
|
21 |
ТОО «Bassel GroupLLS» |
* |
0,76 |
* |
0,31 |
|
22 |
ЧК Nova Novatis Ltd. |
- |
0,00 |
* |
0,40 |
|
23 |
ТОО «Текелийский энергокомплекс» |
* |
0,11 |
* |
0,17 |
|
24 |
ТОО «Степногорская ТЭЦ» |
* |
0,52 |
* |
0,45 |
|
25 |
ТОО «Шахтинсктеплоэнерго» |
* |
0,003 |
* |
0,01 |
|
26 |
АО «Актобе ТЭЦ» |
* |
1,35 |
* |
1,57 |
|
27 |
ГКП «Кентау сервис» |
- |
0,00 |
* |
0,00 |
|
28 |
ГКП «Аркалыкская теплоэнергетическая компания» |
* |
0,003 |
* |
0,00 |
|
29 |
ГКП «Костанайская теплоэнергетическая компания» |
* |
0,02 |
* |
0,02 |
|
30 |
АО «Кызылордатеплоэлектроцентр» |
* |
0,22 |
* |
0,33 |
|
31 |
АО «Таразэнергоцентр» |
* |
0,13 |
* |
0,14 |
|
32 |
АО «Жамбылская ГРЭС им.Т.И.Батурова» |
* |
3,43 |
* |
4,49 |
|
33 |
ТОО «Жанажолская ГТЭС» |
* |
0,94 |
* |
1,20 |
|
34 |
ТОО «Казцинк» |
* |
0,08 |
* |
0,38 |
|
35 |
ТОО «Актюбинский рельсобалочный завод» |
* |
0,26 |
* |
0,12 |
|
36 |
ТОО «СКЗ-U» |
* |
0,04 |
* |
0,09 |
|
37 |
ТОО «Компания А&Т-энерго» |
- |
* |
0,06 |
|
|
38 |
ТОО «Эталон Пауэр» |
- |
* |
0,01 |
|
|
39 |
ТОО «Green Capital Kazakhstan» |
- |
* |
0,002 |
|
|
40 |
ТОО «Дивитэл» |
- |
* |
0,000 |
|
|
8 |
Объекты ВИЭ* |
* |
7,94 |
* |
9,24 |
|
9 |
Импорт |
* |
5,06 |
* |
3,57 |
|
ПАО "ИНТЕР РАО" |
* |
5,06 |
* |
0,00 |
|
|
ТОО "Интер РАО-Казахстан" |
0 |
* |
3,28 |
||
|
АО "Узэнергосотиш" |
0 |
* |
0,28 |
||
|
|
Общий объем, реализуемый Единому закупщику |
* |
100 |
* |
100 |
Согласно пункту 35 Методики, доля группы лиц на соответствующем товарном рынке определяется как сумма долей субъектов рынка входящих в одну группу лиц, действующих на одном товарном рынке, и рассматривается как доля единого субъекта рынка.
В соответствии с пунктом 3 статьи 172 Кодекса и пунктом 36 Методики, за анализируемый период доминирующее положение рынке оптовой реализации плановых объемов электрической энергии Единому закупщику в географических границах «Север-Юг» 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:
Так в случае отказа в реализации электрической энергии Единому закупщику, Единый закупщкик будет вынжден покупать более дорогую электроэнергию у других ЭПО в период профицита либо импортировать с сопредельных государств.
Кроме того, косвенными признаками наличия рыночной власти у группы АО «Самрук-Энерго» являются итоги проведенных централизованных торгов на смежном товарном рынке, на рынке электрической мощности, на период поставки 2023-2024 годы.
Так 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.
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 электрической энергии по приоритетности согласно пункту 4 статьи 19-1 Закона, что подразумевает спрос на централизованных торгах только на остаточно необходимый объем электрической энергии.
При этом, у субъектов группы лиц АО «Самрук-Энерго» электрическая энергии покупалась ТОО «РФЦ по ВИЭ» не только на централизованных торгах, но и согласно подпунктам 1) и 2) пункта 4 статьи 19-1 Закона по приоритетности.
Расчет долей на рынке оптовой реализации плановых объемов электрической энергии Единому закупщику в границах энергетических зон Север-Юг показал, что наибольшие доли у группы лиц АО «Самрук-Энерго» 49,3% за 2 полугодие 2023 года и 46,23% за 2024 год.
Таким образом, на рынке оптовой реализации плановых объемов электрической энергии Единому закупщику в границах энергетических зон Север-Юг определен субъект (группа лиц «Самрук-Энерго»), занимающий доминирующее положение, доля которого составляет тридцать пять и более процентов.
Также на оптовой реализации плановых объемов электрической энергии Единому закупщику в границах энергетической зоны «Запад» за анализируемый период (2 полугодие 2023 года и за 2024 год) продажу электрическую энергию Единому закупщику осуществляли 7 ЭПО в объеме 3 846,12 млн. кВтч и 8 440,8 млн. кВтч соответственно, а также 6 ЭПО, использующих ВИЭ в объеме 159,15 млн. кВтч и 315,227 млн. кВтч соответственно.
Энергетическая зона «Запад»
Таблица 10
|
№ п/п |
Наименование |
Объем э/э реализуемый Единому закупщику за 2 полугодие 2023 года, кВтч |
доля Субъекта на товарном рынке, % |
Объем э/э реализуемый Единому закупщику за 2024 год, кВтч |
доля Субъекта на товарном рынке, % |
|
1 |
ТОО «МАЭК» |
* |
42,54 |
* |
42,41 |
|
2 |
АО «Атырауская ТЭЦ» |
* |
18,83 |
* |
21,15 |
|
3 |
ТОО «Karabatan Utility Solutions» |
* |
19,63 |
* |
17,58 |
|
4 |
ТОО «Батыс Пауэр» |
* |
5,54 |
* |
5,98 |
|
5 |
ТОО «Уральская Газотурбинная электростанция» |
* |
4,47 |
* |
4,26 |
|
6 |
ТОО «Жаиктеплоэнерго» |
* |
3,07 |
* |
2,74 |
|
7 |
ТОО «OzenMunaiProm» |
* |
0,59 |
* |
0,92 |
|
8 |
Объекты ВИЭ* |
* |
3,92 |
* |
3,55 |
|
9 |
Импорт |
* |
1,41 |
* |
1,40 |
|
|
ПАО "ИНТЕР РАО" |
* |
|
|
|
|
|
ТОО "Интер РАО-Казахстан" |
|
|
* |
|
|
|
Общий объем, реализуемый Единому закупщику |
* |
100 |
* |
100 |
Расчет долей на рынке оптовой реализации плановых объемов электрической энергии Единому закупщику в границах энергетической зоны «Запад» показал, что наибольшие доли у ТОО «МАЭК», АО «Атырауская ТЭЦ» и ТОО «Karabatan Utility Solutions».
В соответствии с пунктом 4 статьи 172 Кодекса доминирующим признается положение каждого из нескольких субъектов рынка, если совокупная доля не более чем трех субъектов рынка, которым принадлежат наибольшие доли на соответствующем товарном рынке, составляет пятьдесят и более процентов или совокупная доля не более чем четырех субъектов рынка, которым принадлежат наибольшие доли на соответствующем товарном рынке, составляет семьдесят и более процентов, если в отношении такого субъекта рынка установлены в совокупности следующие обстоятельства:
1) в течение длительного периода (в течение не менее чем одного года или, если такой срок составляет менее чем один год, в течение срока существования соответствующего товарного рынка) относительные размеры долей субъектов рынка неизменны или подвержены малозначительным изменениям;
2) реализуемый или приобретаемый субъектами рынка товар не может быть заменен другим товаром при потреблении (в т.ч. при потреблении в производственных целях);
3) информация о цене и (или) об условиях реализации этого товара на соответствующем товарном рынке доступна неопределенному кругу лиц.
Так, с введением модели Единого закупщика (с 01.07.2023г. по 31.12.2024г.) доли указанных трех субъектов рынка неизменны или подвержены малозначительным изменениям.
Как указывалось выше, в рамках произведенного анализа с использованием теста гипотетического монополиста установлено, что ни один из рассматриваемых сопредельных рынков (БРЭ и рынок мощности) не является взаимозаменяемым с базовым товарным рынком «Электроэнергия, реализуемая на оптовом рынке в рамках плановых объемов».
Вместе с тем, необходимо отметить, что тарифы на электрическую энергию утверждаются Министерством энергетики РК (МЭ РК) и размещаются на информационно-правовой системе нормативных правовых актов «Әділет». Так, приказом МЭ РК от 14 декабря 2018 года № 514 утверждены предельные тарифы на электрическую энергию на 2019-2025 годы, в том числе для указанных субъектов (ТОО «МАЭК» (27-группа) , АО «Атырауская ТЭЦ» (20-группа) и ТОО «Karabatan Utility Solutions» (45-группа).
Таким образом, определены субъекты рынка (ТОО «МАЭК, АО «Атырауская ТЭЦ» и ТОО «Karabatan Utility Solutions»), занимающие доминирующее положение, совокупная доля которых принадлежат наибольшие доли на соответствующем товарном рынке, составляет семьдесят и более процентов, и превышает пятнадцать процентов.
Плановые объемы купли-продажи электрической энергии Единым закупщиком приведены в Таблице 11.
Таблица 11
|
Под-пункты ст. 19-1 Закона |
Наименование ЭПО |
Период |
Количес-тво ЭПО |
Общий плановый объем ээ, млрд.кВтч. |
Доля, % |
Средне-взвешенная цена, тг. за 1 кВтч |
сумма, млрд.тг. |
|
п.п.1) |
Объекты ВИЭ |
2 полугодие 2023 года |
111 |
* |
7,04 |
* |
* |
|
2024 год |
114 |
* |
8,4 |
* |
* |
||
|
п.п.2), п.п.3) |
ЭПО -ТЭЦы, в т.ч. заключившие инвест. соглашения (долгосрочные договора) на модернизацию, расширение, реконструкцию и (или) обновление на рынке электрической мощности |
2 полугодие 2023 года |
27 |
* |
36,9 |
* |
* |
|
2024 год |
28 |
* |
40,2 |
* |
* |
||
|
п.п.4) |
ЭПО, осуществляющие продажу на централизованных торгах электрической энергией |
2 полугодие 2023 года |
24 |
* |
51,47 |
* |
* |
|
2024 год |
41 |
* |
48,2 |
* |
* |
||
|
часть 2п.4 |
плановый импорт электрической энергии |
2 полугодие 2023 года |
1 (РФ) |
* |
4,59 |
* |
* |
|
2024 год |
2 (РФ, РУ) |
* |
3,2 |
* |
* |
||
|
|
Итого: |
2023 год |
|
100 |
|||
|
2024 год |
185 |
* |
100 |
* |
|
По итогам 2 полугодия 2023 года и 2024 года суммарный плановый объем покупки электрической энергии Единым закупщиком составил * и * млрд. кВт.ч соответственно.
В среднем цена Единого закупщика за второе полугодие 2023 года и 2024 год составила * и * тенге за 1 кВтч соответственно.
Информация о продаже Единым закупщиком плановых объемов электрической энергии за 2 полугодие 2023 года и 2024 год приведена в Таблице 12.
Таблица 12
|
Период |
Объем продажи, млрд. кВтч |
Начисления, млрд. тенге с НДС |
Средне-звешенная цена, тенге |
Объем продажи, млрд. кВтч |
Начисления, млрд. тенге с НДС |
Средне-звешенная цена, тенге |
|
за 2 полугодие 2023 года |
за 2024 год |
|||||
|
январь |
|
|
|
* |
* |
* |
|
февраль |
|
|
|
* |
* |
* |
|
март |
|
|
|
* |
* |
* |
|
апрель |
|
|
|
* |
* |
* |
|
май |
|
|
|
* |
* |
* |
|
июнь |
|
|
|
* |
* |
* |
|
июль |
* |
* |
* |
* |
* |
* |
|
август |
* |
* |
* |
* |
* |
* |
|
сентябрь |
* |
* |
* |
* |
* |
* |
|
октябрь |
* |
* |
* |
* |
* |
* |
|
ноябрь |
* |
* |
* |
* |
* |
* |
|
декабрь |
* |
* |
* |
* |
* |
* |
|
Итого |
* |
* |
* |
* |
* |
* |
По итогам периода июль-декабрь 2023 года объем потребления электрической энергии * млрд. кВтч. Объем покупки/продажи электрической энергии через Единого закупщика – * млрд. кВтч, доля которого составили 75%, а двусторонние поставки вне Единого закупщика * млрд. кВтч или 25%.
Ниже приведена информация о плановых объемах реализация электрической энергии в разрезе потребителей во втором полугодии 2023 года.
Таблица 13
|
Наименование |
Плановый объем продажи электрической энергии, млрд.кВтч |
Доля, % |
Начисления, млрд. тенге |
|
Субъектов ОРЭ |
* |
57,33 |
* |
|
ЭСО, гарантирующих поставщиков электрической энергии |
* |
38,89 |
* |
|
Условных потребителей |
* |
1,70 |
* |
|
цифровых майнеров |
* |
0,65 |
* |
|
Продажа электрической энергии на экспорт |
* |
1,41 |
* |
|
Всего: |
* |
100 |
* |
По итогам периода 2024 года объем потребления электрической энергии составил 120 млрд. кВтч. При этом, объем покупки/продажи электрической энергии, осуществляемые через Единого закупщика, составил – * млрд. кВтч, доля которого составили 64,5%, а двусторонние поставки вне Единого закупщика * млрд. кВтч или 23,67%. Порядка * млрд. кВтч (9,6%) объемов поставки электроэнергии не обладают экономическим свойством «товарности», так как данные объемы потребляются самим ЭПО на собственные технологические нужды.
Ниже приведена информация о плановых объемах реализация электрической энергии в разрезе потребителей в 2024 году.
Таблица 14
|
Наименование |
Плановый объем продажи электрической энергии, млрд.кВтч |
Доля продажи Единым закупщиком, % |
Начисления, млрд. тенге |
|
Субъектов ОРЭ |
* |
44,1 |
* |
|
ЭСО, гарантирующих поставщиков электрической энергии |
* |
51,0 |
* |
|
Условных потребителей |
* |
2,2 |
* |
|
цифровых майнеров |
* |
1,1 |
* |
|
Продажа электрической энергии на экспорт |
* |
1,6 |
* |
|
Всего: |
* |
100 |
* |
По итогам периода 2024 года объем потребления электрической энергии составил 120 млрд. кВтч. При этом, объем покупки/продажи электрической энергии, осуществляемые через Единого закупщика, составил – * млрд. кВтч, доля которого составили 64,5%, а двусторонние поставки вне Единого закупщика * млрд. кВтч или 23,67%. Порядка * млрд. кВтч (*%) объемов поставки электроэнергии не обладают экономическим свойством «товарности», так как данные объемы потребляются самим ЭПО на собственные технологические нужды.
Таким образом, определен субъект (Единый закупщик электрической энергии), занимающий монопольное положение на рынке оптовой централизованной реализации Единым закупщиком плановых объемов электрической энергии, доля которого составляет сто процентов.
Для оценки состояния конкурентной среды на товарном рынке использован метод определения уровня конкуренции.
Показатели рыночной концентрации дают возможность сделать предварительную оценку степени монополизации рынка, равномерности (или неравномерности) присутствия на нем субъектов рынка. Чем больше поставщиков с разномасштабной поставкой товара действует на соответствующем товарном рынке, тем меньше значение имеют приведенные показатели.
В соответствии со значениями коэффициентов концентрации (CR) и индексов Герфиндаля – Гиршмана (НН) выделяются три типа рынка по степени концентрации:
|
Высококонцентрированные рынки |
70% <CR-3 < 100% 2000 < ННI < 10 000 |
80% <CR-4 < 100% 1800 < ННI < 10 000 |
|
Умеренно концентрированные рынки |
45% <CR-3 < 70% 1000 < ННI < 2000 |
45% <CR-4 < 80% 1000 < ННI < 1800 |
|
Низкоконцентрированные рынки |
CR-3 < 45 % ННI < 1000 |
CR-4 < 45 % ННI < 1000 |
Информация о субъектах оптового рынка электрической энергии, занимающих доминирующее или монопольное положение по географическим границам указаны согласно таблице 15.
Таблица 15
|
№ |
Географические границы |
Наименование субъекта рынка (групп лиц) |
Доля рынка |
Коэффициент концентрации |
индекс Герфиндаля – Гиршмана |
|
1 |
Северная, Южная энергетическая зона |
Группа лиц АО «Самрук-энерго» |
49.38% (2-ое полугодие 2023 года) 46.23% (2024 год) |
CR-3-63 (2-ое полугодие 2023 года)
CR-3-61 (2024 год) |
2657 (2-ое полугодие 2023 года)
2366 (2024 год) |
|
Группа лиц ЦАТЭК |
6,89% (2-ое полугодие 2023 года) 7,29% (2024 год) |
||||
|
Группа лиц ТОО «КАЗАХСТАНСКИЕ КОММУНАЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ» |
7,08% (2-ое полугодие 2023 года) 7,73% (2024 год) |
||||
|
2 |
Западно-энергетическая зона |
ТОО «МАЭК» |
42.54% (2-ое полугодие 2023 года)
42,41 % (2024 год) |
CR-3-81
|
2631 (2-ое полугодие 2023 года)
2627 (2024г)
|
|
АО «Атырауская ТЭЦ» |
18,83% (2-ое полугодие 2023 года) 21,15 % (2024 год) |
||||
|
ТОО «Karabatan Utility Solutions» |
19,63% (2-ое полугодие 2023 года) 17,58 % (2024 год) |
Также на рынке оптовой централизованной реализации Единым закупщиком плановых объемов электрической энергии определен субъект (Единый закупщик электрической энергии), занимающий монопольное положение.
Таблица 16
|
1 |
Республика Казахстан |
АО «РФЦ по поддержке ВИЭ» в лице Единого закупщика электрической энергии |
100% централизованная продажа плановых объемов электрической энергии |
CR-1-100
|
10000 |
Так, согласно проведенному расчету объема товарного рынка и долей субъектов рынка на товарном рынке установлено, что на рынке имеются наличие субъектов рынка, занимающих монопольное и доминирующее положение. Из этого следует, что оптовый рынок электрической энергии, связанный с куплей-продажей плановых объемов электрической энергии – высококонцентрирован.
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:
Только после выполнения всех вышеуказанных требований возможен полноценный выход 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, планирующих строительство генерирующих мощностей самостоятельно за счет собственных или заемных средств, находятся в заведомо в проигрышном конкурентном положении по сравнению с инвесторами, возводящих электрические станций в рамках рынка электрической мощности, функционирующего с 2019 года, так как в рамках данного рынка предусматривается гарантированный возврат вложенных средств инвесторам, предоставление на безвозмездное основе земельный участок и гарантированный сбыт всей вырабатываемой электроэнергии Единому закупщику (в рамках аукционных торгов и инвестиционных соглашений).
Учитывая вышеизложенное, отмечаем о высоких входных экономических барьерах, которое в условиях тарифного регулирования и сдерживания тарифов, вызывает низкий интерес со стороны потенциальных новых участников рынка.
Спрос на новую электрическую мощность в рамках рынка электрической мощности формируется и удовлетворяется нижеследующим образом.
Согласно пункту 1 статьи 15-1 Закона Системный оператор ежегодно в срок до пятнадцатого октября разрабатывает прогнозный баланс электрической энергии и мощности Единой электроэнергетической системы Республики Казахстан (далее – Прогнозный баланс) на предстоящий семилетний период в порядке, определяемом уполномоченным органом.
Согласно Правилам разработки прогнозных балансов электрической энергии и мощности, Системный оператор прогнозирует потребления электрической энергии и мощности комплексно на основе следующих подходов:
- анализ тенденций за последние периоды, не менее 5 (пяти) лет;
- на основе данных по действующим и планируемым крупным потребителям электроэнергии.
Далее Системный оператор проект прогнозного баланса предоставляет уполномоченному органу, который направляет его Совету рынка для получения экспертного заключения и в случае получения одобрения Советом рынка проекта прогнозного баланса уполномоченный орган утверждает его с размещением в публичном доступе. При этом, уполномоченный орган вправе не согласится с экспертным заключением Совета рынка.
Стоит отметить, что в Советом рынка определения ОЮЛ «Казахстанская Электроэнергетическая Ассоциация» (КЭА), где участниками являются действующие ЭПО.
При этом, при прогнозировании не строятся эффективные эконометрические модели прогнозирования, учитывающих рост населения, экономики, промышленности, транспортных средств на электрической тяге и прочее.
Так согласно Прогнозному балансу в период 2020-2026 годы (утвержден приказом Минэнерго № 15 от 15 января 2020 года) профицит электрической энергии на 2020-2026 годы составлял не менее 2,8 млрд. ктвч (2020 г. – 5 млрд. ктвч, 2021 г. - 2,8 млрд. ктвч, 2022 г. – 3,4 млрд. ктвч, 2023 г. – 6,3 млрд. ктвч, 2024 г. – 5,5 млрд. ктвч, 2025 г. – 7,3 млрд. ктвч, 2026 г. – 4,4 млрд. ктвч). Согласно Прогнозному балансу профицит электрической мощности на 2020-2026 годы с учетом необходимого резерва составлял не менее 351 МВт (2020 г. – 793 МВт, 2021 г. - 480 МВт, 2022 г. – 370 МВт, 2023 г. – 560 МВт, 2024 г. – 351 МВт, 2025 г. – 1106 МВт, 2026 г. – 612 МВт).
Согласно Прогнозному балансу в период 2021-2026 годы профицит электрической энергии в 2022 году прогнозировалось на уровне 11,7 млрд. кВтч, а профицит мощности с учетом необходимого резерва составлял 179 МВт. При этом в Прогнозом балансе в период 2022-2028 годы Минэнерго установил прогнозный дефицит электрической энергии на 2022 год на уровне 4,6 млрд кВтч (увеличение на 3,5 раза), а дефицит мощности с учетом необходимого резерва на тот же установил на уровне 1327 МВт (увеличение на 8 раз).
В таких условиях в ЕЭС Казахстана с 2022 года констатируются стабильный дефицит электроэнергии и мощности, который импортируется с сопредельных государств.
Более подробная динамка производство/потребление электрической энергии приведена в нижеследующем рисунке.
Рисунок 1.
Согласно фактическому балансу производства и потребления электрической энергии РК за последние два года (2023-2024 годы) объем потребления электрической энергии превысило объем генераций на 2,0 млрд.кВтч ежегодно.
При этом, согласно прогнозному балансу электрической мощности ЕЭС РК на период 2023-2029 годы, утвержденному приказу Минэнерго от 20 января 2023 года № 20 дефицит регулировочной мощности за три года (2023-2025 годы) составили – 1 229 МВт, 1 284 МВт и 1 364 МВт соответственно. Уже в 2020 – 2021 годах наблюдался дефицит регулировочной мощности 800 – 1000 МВт (открытые источники).
Это указывает на несостоятельность существующей системы прогнозирования производства-потребления электрической энергии и мощности, т.к. она привела к «внезапному» дефициту электрической энергии и мощности.
Справочно: Отдельный план мероприятий по развитию электроэнергетической отрасли до 2035 года уполномоченного органа, который утвержден в 2024 году, прилагаются (План прилагается согласно приложению 2 к настоящему Заключению).
При этом, согласно действующего законодательства об электроэнергетике (если в зоне ЕЭС РК имеется или прогнозируется непокрываемый дефицит регулировочной электрической мощности превышающий 100 МВт) Минэнерго определяет потребность в электрической мощности и принимает решения (инициирует) о проведении тендеров[2] и (или) аукционов[3] на строительство новых генерирующих установок, а также принимает решение о заключении с действующими ЭПО инвестиционных соглашений на модернизацию, расширение, реконструкцию и (или) обновление генерирующих установок и т.д. на основе прогнозного баланса.
Учитывая вышеизложенное, отмечаем наличие конфликт инетересов в системе прогнозирования производства/потребления электрическую энергию и мощности, основанная на рекомендациях существующих ЭПО в лице КЭА, которые не заинтересованы в появлении новых участников рынка, увеличивающие предложение электрической энергии и мощности и конкуренции.
Таким образом, ошибки в прогнозировании привели ЕЭС Казахстана стабильному дефициту электрической энергии и мощности с 2022 года. Именно с этого периода, с периода наступления дефицита, Минэнерго начинает проводить конкурсные процедуры по привлечению новых участников рынка.
В этой связи, уполномоченному органу необходимо пересмотреть систему прогнозирования производства/потребления электрической энергии и мощности, учитывающих рост экономики, промышленности, населения и прочее, и ввести практику прогнозирования на основе эконометрических моделей, а не на рекомендациях действующих ЭПО в лице КЭА.
Введение новой модели Единого закупщика электрической энергии, согласно информации Минэнерго, было направлено на решение следующих задач:
а) привлечение новых инвесторов по возведению новых генерирующих мощностей на традиционных источниках топлива для предоставления им право гарантированного сбыта всей вырабатываемой электроэнергии Единому закупщику;
б) равномерное распределение стоимости импортируемой электроэнергии в периоды дефицита;
в) обеспечение равного доступа к электроэнергии;
г) исключение спекулятивных операций при покупке и продаже электроэнергии
д) выравнивание оптовых цен на электроэнергию для потребителей (балансировка высоких тарифов вновь вводимых источников генерации и тарифов действующих станций).
Однако, новая модель не обеспечила достижение указанных целей по нижеследующим причинам:
а) отсутствие стимулов у новых инвесторов по возведению новых генерирующих мощностей на традиционных источниках топлива из-за отсутствия у них право гарантированного сбыта всей вырабатываемой электроэнергии Единому закупщику.
Согласно действующего законодательства об электроэнергетике в случае прогнозирования дефицита на электрическую мощность, как указывалось выше, Минэнерго принимает решение о проведении тендеров[4] и (или) аукционов[5] на строительство новых генерирующих установок, а также заключение Минэнерго с действующими ЭПО инвестиционных соглашений на модернизацию, расширение, реконструкцию и (или) обновление генерирующих установок и т.д.
1) Условия тендера:
- тендер проводится на основе тендерной документации на строительство генерирующих установок, вновь вводимых в эксплуатацию осуществляющих производство электрической энергии на твердом топливе (далее – Генерация);
- место размещения (площадка), тип и вид топлива для генерации, прогнозную стоимость реализации проекта, требуемые технические и эксплуатационные характеристики определяются по результатам ТЭО или предварительного ТЭО, проведенного по заказу уполномоченного органа в лице МЭ;
- МИО осуществляет резервирование земельного участка, определенного в ТЭО или предварительном ТЭО для планируемого к строительству генерирующих установок, осуществляющих производство электрической энергии на твердом топливе, до момента предоставления победителю тендера прав на земельный участок в соответствии со статьей 49-2 Земельного кодекса РК;
- выбор победителя определяется на основе критериев, установленных в тендерной документации;
- при вводе Генерации поочередно и (или) поэтапно и (или) пусковыми комплексами, оплата услуги по поддержанию готовности электрической мощности осуществляется по индивидуальному тарифу в зависимости от объемов электрической мощности, вводимых генерации ЭПО с учетом ежегодной индексации в иностранной валюте.
Информация о проведенных тендерах
Уполномоченный орган связывает отсутствие заявок от потенциальных инвесторов в тендерах по введению новых мощностей с тем, что у потенциальных инвесторов низкая заинтересованность в строительстве новой угольной генерации из-за всемирного тренда по декарбонизации, а также введенным запретом Китая на экспорт генерирующих мощностей, работающих на угле.
В связи с чем, уполномоченным органом инициировано строительство 3 ТЭЦ в городах Семей, Кокшетау и Усть-Каменогорск путем заключения межправительственного соглашения с РФ. В настоящее время указанное межправительственное соглашение находится на ратификации Парламента РК.
2) Условия аукциона:
Отбор проектов по строительству вновь вводимых в эксплуатацию генерирующих установок с маневренным режимом генерации (далее – Генерация) проводится путем организации и проведения аукционных торгов среди (последовательно в порядке приоритетности):
Первый вид аукциона: проводится для площадок, включённых в план размещения Генерации, и имеющих предварительные ТЭО, подготовленные единым закупщиком по заказу уполномоченного органа на основании технического задания, разработанного системным оператором;
Второй вид аукциона: организуется для площадок действующих энергопроизводящих организаций, не включённых в план размещения Генерации, но имеющих подготовленные ТЭО;
Третий вид аукциона: проводится для площадок без подготовленных ТЭО, при условии наличия предварительных проектных решений и подтверждённой готовности инвесторов.
- МИО осуществляет резервирование земельного участка, определенного в ТЭО или предварительном ТЭО для планируемого к строительству Генерации;
- гарантированный индивидуальный тариф на услугу по поддержанию готовности электрической мощности при строительстве Генерации со сроком на 15 лет.
Необходимо отметить, что в рамках Правил2 аукцион проводится только для проектов строительства вновь вводимых в эксплуатацию генерирующих установок с маневренным режимом генерации. К маневренным электростанциям относят такие, которые способны быстро изменять уровень генерации электроэнергии в ответ на колебания спроса. Основные типы маневренных станций Гидроэлектростанции, газотурбинные электростанции, парогазовые установки, отдельные блоки ТЭС с модернизированной автоматикой. Не относятся маневренным: Угольные ТЭС (из-за инерционности и длительного времени разгона), солнечные и ветряные электростанции (зависят от погодных условий, не управляемы напрямую).
При этом, с 2022 года по 2024 год проведены 2 аукциона на 1 166 МВт.
Информация о проведенных аукционов
- аукционная цена: от 11,612 до 11,591 млн. тенге за МВт*месяц (без НДС).
- планируемый ввод в эксплуатацию: 2025 год.
- Аукционная цена: снижение с 16,299 до 16,275 млн. тенге за МВт*месяц (без НДС);
- победитель аукционных торгов обязан обеспечить завершение строительства электростанции к 2026 году, а также выполнять требования, предусмотренные законодательством в области электроэнергетики.
Индивидуальный тариф, объём и срок покупки услуги по поддержанию готовности электрической мощности (УПГЭМ) по каждому инвестиционному соглашению (ИС) с энергопроизводящими организациями (ЭПО) устанавливаются уполномоченным органом. ИС заключаются в отношении основного и вспомогательного оборудования действующих электрических станций.
Для заключения ИС ЭПО направляют в Совет рынка инвестиционные программы (ИП) модернизации, реконструкции, расширения или обновления с комплектом документов в соответствии с утверждёнными правилами. Совет рынка проверяет полноту и обоснованность представленных ИП, рассматривает их на экспертной комиссии, где представители компаний, чьи ИП рассматриваются, не участвуют в голосовании. По результатам формируется заключение о целесообразности или нецелесообразности реализации, которое утверждается Президиумом Совета рынка.
ИП, получившие положительное заключение, направляются в уполномоченный орган для принятия решения о заключении ИС. ИП, получившие отрицательное заключение, передаются в уполномоченный орган для сведения. Подписанные ИС не подлежат корректировке в сторону увеличения установленных тарифов, объёмов и сроков оказания услуги.
Предусмотрен также упрощённый порядок заключения ИС для ЭПО, которые в 2009–2015 годах реализовали масштабные ИП с привлечением значительного внешнего финансирования, в том числе на рефинансирование ранее взятых обязательств. В этом случае ИС может быть заключено без прохождения стандартной процедуры рассмотрения и отбора, при условии предоставления подтверждающих материалов до установленного срока (1 апреля 2018 года или 1 сентября 2019 года — в зависимости от категории).
ЭПО, включённые в Реестр уполномоченного органа, не вправе заключать ИС, за исключением случаев, когда это необходимо для обеспечения электроснабжения потребителей, приобретающих электроэнергию у единого закупщика.
При этом, за анализируемый период единый закупщик осуществил гарантированный закуп электрической мощности согласно заключенным ИС у 6 субъектов рынка – АО «Актобе ТЭЦ», АО «Алматинские электрические станции», АО «Атырауская ТЭЦ», АО «Севказэнерго», АО «Мойнакская ГЭС им. У.Д. Кантаева», АО «Шардаринская ГЭС» за 2023 год на общую мощность – * МВт в сумме – * млн тенге, на 2024 год – * МВт в сумме – * млн тг.
При этом, согласно подпункту 3 пункта 4 статьи 19-1 Закона приоритетная гарантированная реализация электрической энергии имеется только у участников рынка, имеющих долгосрочные договора реализации электрической мощности, заключенных в рамках аукционных процедур либо инвестиционных соглашений.
Для новых мощностей, вводимых в рамках тендерных процедур право на гарантированный сбыт электрической энергии отсутствует, что является одной из главных причин отсутствия заявок в проведенных ранее тендерных процедурах.
Таким образом, в рамках введения Единого закупщика достигнуто заключение 8 договоров в рамках ИС и аукционных торгов на увеличение/возведение мощности с инвесторами и ни одного договора в рамках тендерных процедур, что связано с отуствием гарантрованного сбыта элеткрической энергии по заранее утвержденным ценам.
Из этого следует, что цели введения Единого закупщика по привлечению новых инвесторов по возведению новых генерирующих мощностей на традиционных источниках топлива путем предоставления им право гарантированного сбыта всей вырабатываемой электроэнергии не достигнуты.
В этой связи, Минэнерго необходимо распространить право гарантированного сбыта новых генерирующих мощностей, возводимых в рамках тендерных процедур.
б) уход от новой модели Единого закупщика как производителя электроэнергии, так и потребителя.
Ранее, до введения Единого закупщика, согласно позиции Минэнерго, Министерства национальной экономики нерегулируемые энергоснабжающие организаций (НЭСО) занимались «спекулятивными операциями» по купле-продаже электрической энергии. Так по мнению уполномоченных органов НЭСО, покупая у ЭПО «дешевую» электроэнергию по двусторонним контрактам, перепродавали на розничном рынке потребителям (юридическим лицам и бюджетным организациям), незначительно снижая цены по сравнению с регулируемыми энергоснабжающими организациями, у которых тарифы дифференцируются по группам потребителей.
Однако, после введения Единого закупщика и устранения с рынка НЭСО, «спекулятивные операции» перешли на новый формат.
Производители, снижая свои плановые объемы электрической энергии реализуют на БРЭ, выводя данные объемы из контура Единого закупщика.
К примеру, по итогам второго полугодия 2024 года плановые объемы производства электрической энергии по сравнению со вторым полугодием 2023 года снижены на * млн. квт. или 2%. Аналогичная ситуация в части планового потребления электрической энергии в рамках Единого закупщика. Во втором полугодии 2024 года плановые объемы потребления по сравнению со вторым полугодием 2023 года снижены на * млн. кВтч или 0,71 %.
При этом, необходимо отметить, что, если плановых объемов электрической энергии, окажется недостаточно для покрытия суточного графика потребления электрической энергии, Единый закупщик осуществляет плановый импорт электрической энергии более дорогим тарифам (порядка * тг/кВтч), что соответственно влияет на конечную цену Единого закупщика.
Отдельные оптовые потребители (список прилагается, приложение 4), снижая свои плановые объемы потребления, приобретают электрическую энергию на БРЭ (более дешевой чем цены Единого закупщика), минуя Единого закупщика (общий объем приобретения электроэнергии на БРЭ в обход Единого закупщика составил порядка * млрд. кВтч), который приводит к увеличению средневзвешенной цены Единого закупщика, и соответственно в конечном итоге будет компенсироваться за счет розничных потребителей - население, малый и средний бизнес, бюджетные организации.
Таким образом, наблюдается «уход» производителей и потребителей электрической энерги с оптового планого рынка электрической энергии на БРЭ, что позвляет им увеличивать доход посредством снижения затрат на покупку электрической энергии, способствует развитию спекулятивных операции, а также увеличивает нагрузку на прочих потребителей.
Это требует принятие мер по обеспечению реализации плановых объемов электрической энергии с привязкой к распологаемой объему мощности.
Также пробелами в законодательстве в части обхода системы централизованного распределения электрической энергии пользуются цифровые майнеры, что также подтверждается аудиторским заключением Высшей аудиторской палаты РК[6]. Так в аудиторском заключении приведены факты приобретения майнерами электрической энергии в обход Единого закупщика, объемы которой сопоставимы с официальной покупкой. В 2024 году майнерами приобретено на БРЭ - * тыс. кВтч.
В этой связи, Минэнерго необходимо инициировать поправки по предоставлению право на заключение договора передачи ответственности на БРЭ только среди оптовых потребителей электрической энергии и исключению такого право у ЭПО и цифровых майнеров.
в) дифференциация цен Единого закупщика на продажу электрической энергии для оптовых потребителей электрической энергии.
В настоящее время Правилами ОРЭ предусматривается два тарифа Единого закупщика на продажу электрической энергии.
Справочно: фиксированные льготные цены варьируются с * до * тг/кВтч (адресная поддержка создана в целях недопущения резкого роста тарифов для населения и достижения показателей по сокращению дифференциации тарифов между группами потребителей, устанавливаемых КРЕМ для ГП в каждом обслуживаемом им региона.)
2) Цена продажи электрической энергии для остальных участников оптового рынка определяется Единым закупщиком по принципу базовой цены, сформированной по итогам закупки электроэнергии у электростанций, импорта и собственных затрат, с учётом перекладывания убытков Единого закупщика, возникающих из-за предоставления адресной поддержки отдельным получателям.
Справочно: единая цена для остальных субъектов в ноябре 2024 года составила – * тг/кВтч.
При этом отмечаем, что с момента введения модели Единого закупщика из 145 энергоснабжающих организаций в список адресной поддержки (по льготной цене) вошли только 25 ЭСО, с целью возможности осуществления поэтапного изменения фиксированных цен.
Справочно: в данном списке получатели адресной поддержки должны были уменьшаться по мере сокращения или отмены дифференциации тарифов ГП для групп потребителей.
Однако, в феврале 2024 года получателей адресной поддержки увеличился на 34 ГП, в результате чего повлияло на увеличение средней цены Единого закупщика.
В рамках требований Правил ОРЭ уполномоченный орган в сфере естественной монополии один раз в 6 (шесть) месяцев должен актуализировать список адресной поддержки.
Список адресной поддержки с 1 сентября 2024 года размещен на сайте Единого закупщика.
Однако, фиксированные цены остались без изменения на протяжении одного года, кроме цены ТОО «КарагандыЖылуСбыт».
Справочно: фиксированная цена – закупочная цена электроэнергии, учтенная в структуре действующей предельной цены ЭСО, согласованной уполномоченным органом в сфере естественной монополии
Если уполномоченный орган не будет актуализировать список получателей адресной поддержки раз в полгода путем изменения фиксированных цен в сторону увеличения и их исключения из перечня, то цена Единого закупщика будет ежемесячно расти по двум основным причинам:
- объемы электроэнергии ЭСО (по льготным фиксированным ценам) для целей дальнейшего энергоснабжения розничных потребителей, ежегодно увеличиваются;
- цены на отечественную и импортную электроэнергию периодически растут.
Справочно: в 2024 году наблюдается ежемесячный рост цен Единого закупщика с * до * тг/кВтч
Дальнейшее увеличение ежемесячной цены Единого закупщика приведет к уходу крупных оптовых потребителей, которые будут приобретать электроэнергию по более низким ценам на БРЭ или присоединяться к энергоисточникам через группы лиц.
При этом срок окончания предоставления адресной поддержки необходимо закрепить законодательно до 2028 года с индексацией цены для получателей адресной поддержки с периодичностью не реже, чем каждые 6 месяцев с индексом 20-25% и данную индексацию необходимо корреспондировать с Планом-графиком по постепенному отказу от перекрестного субсидирования по услугам электро-, тепло-, водо-, газоснабжения.
На основании изложенного, указанные факты создают риски негативных последствий для оптового рынка электрической энергии по причине создания законодательного преимущество перед другими ЭПО (приоритетная покупка Единым закупщиком электроэнергии), ухода энергопроизводящих организаций путем снижения своих плановых объемов и последующей реализации на БРЭ, создающий дефицит электроэнергии, а также перехода потребителей на БРЭ в обход Единого закупщика приводят к искажению учета спроса на этом рынке, неэффективного планирование поставщиками и потребителями своих объемов на оптовом рынке электроэнергии, которые приводит к увеличению импортных объемов электроэнергии и отсутствие контроля со стороны уполномоченного органа в лице Министерства энергетики.
Таким образом, можно констатировать, что одна из целей введения Единого закупщика по выравниванию тарифов по всей стране на текущем этапе не достигнута.
В этой связи, Минэнерго необходимо инициировать поправки по исключению адресной поддержки к определенному сроку (к примеру, до 2028 году) до устранения практики дифференциации цен ЭСО. Министерству национальной экономики РК необходимо скорреспондировать с Планом-графиком по постепенному отказу от перекрестного субсидирования по услугам электро-, тепло-, водо-, газоснабжения, а также обеспечить исполнения указанного Плана-графика.
г) выведение из системы Единого закупщика объемов электрической энергии поставляемых в рамках группы лиц.
При создании Единого закупщика одной из основных целей являлась централизованная закупка электрической энергии у всех энергопроизводящих организаций и её централизованная продажа субъектам оптового рынка электроэнергии.
Однако, сегодня более * млрд. кВтч или *% выработанной в стране электроэнергии допускается выводить из системы Единого закупщика (фактически из указанного объема реализуется Единому закупщику порядка * млрд. кВтч.) Речь идёт о внутригрупповых поставках крупных промышленных холдингов — ERG, Kazakhmys и Казцинк. Эти компании, владеющие советскими генерирующими активами, приватизированными в 1990-х годах, обеспечивают себя электроэнергией по внутренним льготным тарифам — в среднем * тенге за кВт·ч, в то время как прочие потребители Единого закупщика платят в среднем * тенге за кВт·ч.
МСБ и население, напротив, несут растущую финансовую нагрузку.
С момента запуска рынка мощности в 2019 году, потребители уже профинансировали его на сумму свыше * млрд тенге, что направлено на поддержание и ввод новых генерирующих мощностей. Дополнительно планируемое строительство трёх ТЭЦ и АЭС неизбежно увеличит эту нагрузку.
Более того, перекрёстное субсидирование населения за счёт дифференцированных тарифов обходится МСБ и бизнес-потребителям более чем в * млрд тенге ежегодно. При этом крупные промышленные холдинги полностью исключены из этой схемы, пользуясь своими внутренними источниками энергии.
Таким образом, формируются неравные условия между крупным олигополистическим бизнесом, МСБ и населением. Первые получают доступ к дешёвой электроэнергии, тогда как остальные вынуждены не только финансировать развитие инфраструктуры, но и выполнять социальные функции государства через субсидии.
В результате большие объёмы выведены из системы Единого закупщика, а вся нагрузка переложена на оставшихся потребителей с учётом необходимости импорта дорогой электроэнергии по * тенге за кВт·ч.
Между тем расчёты показывают, что включение внутригрупповых объёмов в контур Единого закупщика позволило бы снизить средний тариф с * до * тенге за кВт·ч — то есть на *%.
Вышеуказанное свидетельствует о недостижении целей по выравниванию цен на электроэнергию по всей стране и равномерному распределению дорогой импортируемой электроэнергии среди всех потребителей.
В этой связи, Минэнерго необходимо инициировать поправки по включение объемов внутригрупповых поставок в систему Единого закупщика.
В пункте 4 статьи 19-1 Закона РК «Об электроэнергетики», законодательно закреплена функция Единого закупщика по покупке электрической энергии у энергопроизводящих организации (ЭПО) в порядке приоритетности (1) ВИЭ; 2) ТЭЦ; 3) ЭПО, заключивших долгосрочных договоров о покупке электрической мощности; 4) остальные ЭПО, реализующие на централизованных торгах электрической энергии).
Справочно: изначально, целью создания Единого закупщика являлось решение проблем с энергодефицитом, аффилированностью субъектов энергорынка и другими наболевшими вопросами энергетики, в том числе, за счет обеспечения равного доступа к электроэнергии.
Необходимо отметить, что в настоящее время ТЭЦ и ЭПО (заключившие долгосрочные договоры о покупке электрической мощности) осуществляют продажу всей своей электрической энергии Единому закупщику по предельным тарифам вне централизованных торгов, т.е. при реализации указанными ЭПО электрической энергии создано законодательное преимущество перед другими ЭПО.
Указанное преимущество для ТЭЦ действует как в отопительный сезон, когда максимальная доля электрической энергии вырабатывается ТЭЦ по теплофикационному циклу, так и в остальное время года, когда, в режиме горячего водоснабжения, доля электрической энергии, выработанная ТЭЦ по теплофикационному циклу, минимальна.
При этом, согласно информации уполномоченного органа в сферах естественных монополии при комбинированной выработки тепла и электроэнергии ТЭЦ перекрестное субсидирование тарифов тепловой энергии за счет электрической не применяется.
Таким образом, вне отопительного сезона режим выработки электрической энергии ТЭЦ ничем не отличается от режима работы конденсационных электростанций (КЭС), которые осуществляют продажу электрической энергии единому закупщику через централизованные торги.
В этой связи, Минэнерго необходимо инициировать поправки по выведению объемов электроэнергии ТЭЦ на конкурентные централизованные торги электроэнергией.
На сегодняшний день, в соответствии с действующим законодательством, осуществляется государственное регулирование предельных цен ЭПО. До 2009 года цены на электроэнергию, поставляемую ЭПО, не регулировались — станции реализовывали её по свободным рыночным ценам.
Государственное ценообразование во многом объективно обосновано, но в отдельных случаях сдерживает развитие инноваций, конкуренции.
В условиях «затратного» метода установления предельных тарифов и ограничения официальной рентабельности энергопроизводящих организаций, монопольные группы ищут выход в извлечении прибыли через увеличение затрат.
К примеру, ранее по данным Агентства финансового мониторинга ЭПО – АО «Таразэнергоцентр» приобрело услуги по ремонту котельного и парового оборудования на сумму * млрд. тенге, которые фактически не были оказаны, однако обосновывались ЭПО для увеличения тарифов на энергию.
При этом, необходимо отметить, что у Минэнерго законодательно отсутствует функция по мониторингу затрат на производство и реализацию электроэнергии (Тарифы для электростанций утверждаются без публичных слушаний. Сметы и отчеты об их исполнении не публикуются). Это напрямую влияет на обоснованность предельных тарифов для энергокомпаний. Затратный метод ценообразования снижает эффективность распределения ресурсов, подталкивая регулируемых субъектов рынка к увеличению своей расходной части (эффект Аверча-Джонсона).
Кроме того, рынок мощности, функционирующий с 2019 года, направлен в т.ч. на поддержание существующих мощностей в работоспособном состоянии и в тарифе на мощности предусмотрены капитальные затраты станции на ремонтные работы. При этом, в предельных ценах на электроэнергию также предусмотрены аналогичные дублирующие капитальные затраты по ремонтным работам.
Одновременно наблюдаются неравный подход при утверждении/пересмотра тарифов ЭПО Минэнерго. Это подтверждается аудиторским заключением Высшей аудиторской палаты РК[7]. Вырезка из аудиторского заключения приведена ниже:
«… При рассмотрении заявок на повышение предельных тарифов у Министерства также разные подходы. К примеру, при рассмотрении заявки ТОО «ГРЭС Топар» Министерством исключены из тарифной сметы расходы по коллективному договору (расходы материальную помощь) в сумме * млн тенге. При этом, поддержаны расходы АО «СЕВКАЗЭНЕРГО» на социальные выплаты в сумме * млн тенге…».
В этой связи, Минэнерго необходимо исключить из статьи затрат при формировании тарифов на электрическую энергию расходы, связанные с проведением ремонтных работ и амортизацию, т.к. данные расходы, итак, предусмотрены в тарифах электрическую мощность.
В соответствии с подпунктом 4) пункта 4 статьи 19-1 Закона в случае, если плановых объемов электрической энергии, указанных в пункте 4 Закона, окажется недостаточно для покрытия суточного графика потребления электрической энергии, единый закупщик осуществляет плановый импорт электрической энергии. Покупка электрической энергии, указанная в настоящем пункте, осуществляется в порядке, определенном уполномоченным органом.
В соответствии с подпунктом 8) пункта 3 статьи 19-1 Закона, единый закупщик электрической энергии осуществляет (при необходимости) покупку электрической энергии у поставщиков (производителей) электрической энергии других стран (импорт) и (или) уполномоченной организации, определяемой межправительственным соглашением, в порядке, определенном уполномоченным органом, и по ценам данных поставщиков (производителей).
Поставщики (производители) электрической энергии других стран и (или) уполномоченная организация (импорт), указанные в части третьей настоящего пункта, а также условия поставки (импорта) определяются в межправительственных (межгосударственных, межведомственных) соглашениях (протоколах)) и (или) уполномоченным органом.
На основании Протокола совещания под председательством Министра энергетики РК по вопросу поставки импортной электроэнергии в рамках ввода единого закупщика электроэнергии от * июля 2023 года №* между ТОО «РФЦ по ВИЭ» и ПАО «Интер РАО ЕЭС» заключен договор от * июля 2023 года №* (далее - Договор 1) на поставку плановых объемов электрической энергии из Российской Федерации в Республику Казахстана.
9 ноября 2023 года подписано Соглашение между Правительствами РФ и РК о мерах по обеспечению параллельной работы единых энергетических систем РФ и РК» (далее – Соглашение).
Подпункт 3) пункта 1 статьи 1 Соглашения предусматривает покупку электрической энергии, передаваемой из РФ в РК для покрытия планового объема потребления электрической энергии, не покрываемого энергопроизводящими организациями РК, в целях снижения почасовых объемов отклонений фактического межгосударственного сальдо перетоков электрической энергии от планового по договору (контракту), заключенному между ТОО «РФЦ по поддержке ВИЭ», являющимся подведомственной организацией Министерства энергетики РК и Интер РАО (или ТОО «Интер РАО Казахстан») на коммерческой основе. Вместе с тем, в статье 6 Соглашения предусмотрено временное применение Соглашения по истечении 15 (пятнадцати) дней с даты его подписания.
В соответствии с подпунктом 3) пункта 1 статьи 1 Соглашения, утвержден приказ Министра энергетики РК «О некоторых вопросах ТОО «РФЦ по поддержке ВИЭ» от * декабря 2023 года №* (далее – Приказ), поручено расторгнуть договор между ТОО «РФЦ по ВИЭ» и ПАО «Интер РАО ЕЭС» от * июля 2023 года №*, одобрить заключение договора между ТОО «РФЦ по ВИЭ» и ТОО «Интер РАО Казахстан» для покрытия планового объема потребления электрической энергии, не покрываемого энергопроизводящими организациями РК.
Так, на основании Приказа Договор 1 расторгнут и заключен договор между ТОО «РФЦ по ВИЭ» и ТОО «Интер РАО Казахстан» от * декабря 2023 года №* (далее – Договор 2) на поставку планового объема электрической энергии из РФ и РК.
На основании вышеизложенного, поставка планового объема электрической энергии в период с 13 июля 2023 года по 21 декабря 2023 года осуществлялась ПАО «Интер РАО ЕЭС», а с 22 декабря 2023 года по 31 декабря 2024 года - ТОО «Интер РАО Казахстан» согласно соответствующим договорам.
Информация по покупке плановых объемов электрической энергии из РФ согласно Договору 1 между ТОО «РФЦ по ВИЭ» и ПАО «Интер РАО ЕЭС» указана ниже:
|
Месяц |
Фактическая стоимость электроэнергии, тыс. рублей |
Фактическое количество электроэнергии в соответствии с утвержденными суточными графиками производства-потребления э.э., тыс. кВтч* (V) |
Расчетная цена, рублей/кВтч |
Расчетная цена, тенге/кВтч |
|
Июль |
* |
* |
* |
* |
|
Август |
* |
* |
* |
* |
|
Сентябрь |
* |
* |
* |
* |
|
Октябрь |
* |
* |
* |
* |
|
Ноябрь |
* |
* |
* |
* |
|
с 01.12.2023г. по 21.12.2023г. |
* |
* |
* |
* |
|
ВСЕГО: |
* |
* |
Средневзве-шенная цена - * |
* - согласно условии Договора, расчетная цена электроэнергии, поставленной в месяце поставки определяется по формуле C= S/V.
Информация по покупке плановых объемов электрической энергии из РФ согласно Договору 2 между ТОО «РФЦ по ВИЭ» и ТОО «Интер РАО Казахстан» указана ниже:
|
Месяц |
Фактическая стоимость электроэнергии, тыс. тенге (без НДС) |
Фактическое количество электроэнергии в соответствии с утвержденными суточными графиками производства-потребления э.э., тыс. кВтч* (V) |
Расчетная цена, тенге/кВтч (без НДС) |
|
с 22.12.2023г. по 31.12.2023г. |
* |
* |
* |
|
Январь |
* |
* |
* |
|
Февраль |
* |
* |
* |
|
Март |
* |
* |
* |
|
Апрель |
* |
* |
* |
|
Май |
* |
* |
* |
|
Июнь |
* |
* |
* |
|
Июль |
* |
* |
* |
|
Август |
* |
* |
* |
|
Сентябрь |
* |
* |
* |
|
Октябрь |
* |
* |
* |
|
Ноябрь |
* |
* |
* |
|
Декабрь |
* |
* |
* |
|
ВСЕГО: |
* |
* |
Средневзвешенная цена – * тенге/кВтч |
* - согласно условии Договора, расчетная цена электроэнергии, поставленной в месяце поставки определяется по формуле C= S/V;
**- согласно условиям Договора, в фактической стоимости электроэнергии учитываются затраты Продавца на услугу по технической диспетчеризации за соответствующий расчетный период.
При этом необходимо отметить, что цены на электрическую энергию, поставляемую в РК из РФ в рамках планового объёма, значительно выше, чем цены на электрическую энергию, поставляемую из РФ в рамках БРЭ.
Так, в рамках купли-продажи планового объёма ежемесячные цены на электрическую энергию варьируются от * до * тенге за кВт⋅ч (средневзвешенная цена — * тенге за кВт⋅ч), тогда как ежемесячные средние цены на электрическую энергию, поставляемую из РФ в рамках БРЭ через Системного оператора (АО «KEGOC»), составляют от * до * тенге за кВт⋅ч (средневзвешенная цена — * тенге за кВт⋅ч).
Таким образом, отмечаем, что цены на электроэнергию импортируемый с РФ в рамках БРЭ ниже, чем цены планово импортируемых с РФ. При этом, признать субъектов специального право в рамках Предпринимательского кодекса признать ПАО «Интер РАО ЕЭС» или ТОО «Интер РАО Казахстан» не представляется возможным, так как они являются организациями без государственного участия
В этой связи, считаем целесообразным инициировать поправки по отнесению услуг по импорту электрической энергии к общественно-значимым рынкам для введение соответствующего ценового регулирования.
Системный оператор формирует перечень субъектов оптового рынка электрической энергии (далее – Перечень СОРЭ).
При этом согласно 127 Правил ОРЭ перечень СОРЭ включаются участники оптового рынка (энергопроизводящие, энергопередающие организации и потребители электрической энергии), выполнившие условия по потреблению или снабжению электрической энергии в объеме не менее 1 МВт среднесуточной (базовой) мощности.
По данным фактического баланса производства-потребления электрической энергии на оптовом рынке электрической энергии РК за 2024 год (далее – Факт баланс) в Перечень СОРЭ были включены субъекты с объемами потребления электрической энергии менее 1 МВт, что нарушает требования Правил ОРЭ. (1 МВт средней мощности в сутки за год = 1000 кВт * 24 часа * 365 дней = 8 760 000 кВтч в год)
Так, в 2024 году ТОО «Astana Ceramic» - * кВтч, ТОО «EkibastuzFerroAlloys» - * кВтч, АО «Рудныйсоколовстрой» - * кВтч, ТОО «Транзит-СТ» - * кВтч, ТОО «Индустриальная зона-Алматы» - * кВтч, Таукент. филиал Уранэнерго – * кВтч, АО «Аэропорт Шымкент» - * кВтч, ТОО «Миком» - * кВтч, ТОО «КазАрмапром» - * кВтч, ТОО «Нефтестройсервис Лтд» - * кВтч и провайдеры баланса.
В соответствии с установленными требованиями Правил ОРЭ и Правил БРЭ при отсутствии объемов сбыта или потребления электроэнергии на оптовом рынке, а также собственных дисбалансов на БРЭ, субъекты рынка не вправе состоять в Перечнях СОРЭ и провайдера баланса.
Факт отсутствия у указанных ЭСО (бывш.) объемов сбыта или потребления электроэнергии, а также дисбалансов на БРЭ подтверждаются материалами, представленными Системным оператором, Единым закупщиком и Расчетным центром БРЭ.
В этой связи, Минэнерго необходимо внести дополнения в Правила ОРЭ положение, предусматривающее исключения субъектов ОРЭ из Перечня ОРЭ, так как отсутствует установленный порядок для исключения из него.
В Казахстане, как уже отмечалось ранее, в целях развития возобновляемой энергетики с 2014 года действует централизованный закуп электроэнергии, производимой ВИЭ (солнечными, ветровыми станциями).
В рамках данного механизма обеспечивается гарантированный закуп электроэнергии ВИЭ, стоимость которой выше, чем у традиционных источников (угольные станции), с последующим включением ее цены в общую «корзину» стоимости поставок электроэнергии потребителям.
Изначально, тариф на электроэнергию ВИЭ определялся Минэнерго на уровне *-* тенге/кВтч в зависимости от типа ВИЭ.
С 2018 года определен конкурсный порядок отбора проектов ВИЭ, позволяющий, на сегодня, сформировать реальную стоимость электроэнергии ВИЭ. Если по результатам первых конкурсов цена на ветровую электроэнергию сложилась на уровне * тенге/кВтч, то на последних конкурсах - * тенге/кВтч.
Таким образом, конкурсное ценообразование позволяет снизить нагрузку на потребителей при реализации проектов ВИЭ с дорогостоящей электроэнергией, стимулировать дальнейшее снижение цен и совершенствование применяемых технологий.
Вместе с тем, под предлогом развития ВИЭ на постоянной основе предпринимаются попытки отбора проектов ВИЭ без проведения конкурса или путем ограничения круга потенциальных инвесторов.
Так, сложилась практика заключения межправительственных соглашений по реализации проектов ВИЭ без проведения аукциона. В их числе проекты ветровых станций, реализуемых иностранными инвесторами (Total - * цент., Masdar - * цент., CPIH - * цент. и ACWA Power - * цент), у которых тарифы (*-* тенге за кВтч) в два и более раза выше тарифов, сформировавшихся по итогам последних аукционных торгов (*-* тг/квтч).
Реализация перечисленных выше инициатив увеличивает стоимость электроэнергии для потребителей на основе непубличной системы формирования закупочных цен.
В этой связи, предлагается прекратить практику реализации проектов ВИЭ, основанных на заключении межправительственных соглашений.
Анализ финансово-хозяйственной деятельности государственных предприятий отражен в приложении 5 к настоящему заключению, которое было сформировано в рамках деятельности Национального офиса по приватизации и отражает информацию по итогам 2023 года.
В целом, анализ рынка показывает о сохранении высокой доли государственного участия как в пределах товарных границ энергозон «Север-Юг» в лице группы Самрук-Энерго, так и по Западной энергозоне в лице ТОО «МАЭК». Это в условиях высоких барьеров входа на товарный рынок, дефицита электроэнергии и мощности дает им возможность оказывать значительное влияния на общие условия обращения товара, т.е. имеют рыночную власть.
Одновременно, доля частного бизнеса практически сопаставим с долей государственных предприятий, что говорит о потенциальной готовности рынка к функционированию без государственного вмешательства.
Таким образом, учитывая высокую долю государственного участия и барьеров входа на рынок, полагаем целесообразным государству выйти с рынка с целью стимулирования конкуренции и привлечения частных инвестиций в энергетику.
Полная информация по опыту зарубежных стран по модели Единого закупщика электрической энергии приведена в Приложении 3 к Заключению. При этом, отмечаем, краткий обзор моделей Единого закупщика электроэнергии в нижеуказанных странах:
Украина
Модель: Единый покупатель действовал до 2019 года.
Особенности:
- государственное предприятие «Энергорынок» закупало всю электроэнергию у производителей и продавало поставщикам.
- в 2019 году Украина перешла на более либерализованный рынок: двусторонние контракты, биржевые торги, рынок на сутки вперед.
- модель Единого покупателя осталась только для гарантированного покупателя, выкупающего электроэнергию из ВИЭ по фиксированным «зеленым» тарифам.
Китай
Модель: Эволюция от централизованной модели к частичной либерализации.
Особенности:
- ранее: единый покупатель – региональные государственные компании
- постепенно развивается конкурентный рынок: пилотные регионы с прямыми контрактами между генерацией и крупными потребителями;
- Единый закупщик сохраняется на регулируемых сегментах (например, ВИЭ, социальные тарифы).
Южная Корея
Модель: сохраняется модель Единого закупщика электроэнергии.
Особенности:
Узбекистан
Модель: внедряется модель Единого покупателя с реформами.
Особенности:
- государственный Единый закупщик выкупает электроэнергию по договорам с генерацией, в том числе ВИЭ;
- постепенно внедряются элементы конкурентного рынка и реформы с участием международных институтов.
Венгрия
Модель: исторически применялась модель единого закупщика, сейчас – либерализованный рынок.
Особенности:
- до 2003 года – централизованный рынок с единым покупателем.
- после – переход на либерализованный рынок, включая оптовый рынок, биржу HUPX;
- однако, МАВИР – оператор системы, играет ключевую роль в балансировке и закупках системных услуг.
Вывод
Во всех рассмотренных странах ключевым фактором отказа от модели единого закупщика стала её низкая экономическая эффективность. Централизованная система не обеспечивала стимулов для снижения издержек, модернизации мощностей и внедрения энергоэффективных решений, включая возобновляемые источники энергии (что особенно важно сейчас). Производители, работающие по фиксированным тарифам, не были заинтересованы в инвестициях и технологических инновациях. Кроме того, для большинства стран важным приоритетом стало привлечение частных инвестиций, чего невозможно было достичь без рыночной либерализации и создания предсказуемых, прозрачных условий. Существенным катализатором реформ также стали нарастающие финансовые проблемы государственных закупщиков, которые в условиях регулируемых тарифов накапливали долги перед генераторами и создавали угрозу устойчивости энергосистем.
На текущем этапе Казахстан, использует модель единого закупщика как инструмент стабилизации и развития отрасли. Она позволила консолидировать рынок, внедрить современные механизмы торгов и балансировки, одновременно сохранив управляемость в условиях надвигающегося дефицита. Однако долгосрочная эффективность энергосектора требует конкуренции и инноваций, которые лучше достигаются в более открытой модели. Поэтому, по мере укрепления энергосистемы (ввод новых мощностей, модернизация инфраструктуры) и развития институтов рынка, следует планировать постепенную либерализацию оптового и розничного сегментов. При грамотной стратегии риски либерализации могут быть минимизированы, а выгоды – реализованы в полной мере, обеспечив Казахстан надежной, эффективной и инвестиционной привлекательной электроэнергетикой.
5) Определение состава субъектов рынка, действующих на рынке - к субъектам оптового рынка электрической энергии относятся субъекты, включенные в перечень субъектов оптового рынка электрической энергии, (формируемый системным оператором):
- энергопроизводящие организации, в т.ч. энергопроизводящие организации, использующие возобновляемые источники энергии, вторичные энергетические ресурсы, энергетическую утилизацию отходов;
- энергопередающие и энергоснабжающие организации;
- оптовые (крупные) потребители электрической энергии (при условии потребления электрической энергии в объеме не менее 1 МВт среднесуточной (базовой) мощности);
- цифровые майнеры;
- системный оператор.
На рынке оптовой реализации электрической энергии, связанный с плановой продажей (производством) электрической энергии Единому закупщику границе «Север-Юг» определен субъект (группа лиц «Самрук-Энерго»), занимающий монопольное и доминирующее положение, доля которого составляет тридцать пять и более процентов, а на границе (энергетической зоне) «Запад» определены три субъекты рынка (ТОО «МАЭК, АО «Атырауская ТЭЦ» и ТОО «Karabatan Utility Solutions»), занимающие доминирующее положение, совокупная доля которых принадлежат наибольшие доли на соответствующем товарном рынке, составляет семьдесят и более процентов, и превышает пятнадцать процентов.
Также, определен субъект (Единый закупщик электрической энергии), занимающий монопольное и доминирующее положение на рынке плановой (централизованной) продажи электрической энергии для субъектов оптового рынка электрической энергии, доля которого составляет сто процентов.
В результате проведенного анализа установлено следующее.
Учитывая вышеизложенное, рекомендуется Минэнерго внести изменения и дополнения в Предпринимательский кодекс, Закон «Об электроэнергетике» и иные нормативные правовые акты в сфере электроэнергетики в части:
- обеспечения гарантированного закупа плановых объемов электрической энергии у новых генерирующей мощностей, введенных в рамках тендерных процедур;
- изменения подходов формирования и утверждения прогнозных балансов электрической энергии и мощности с внедрением эффективного механизма прогнозирования на основе эконометрической модели, учитывающий рост экономики, промышленности, транспортных средств на электрической тяге и прочее;
- исключения из затратной части предельных тарифов на электрическую энергию либо мощности расходов на ремонты и амортизацию;
- сохранения права заключения договоров по передаче ответственности на балансирующем рынке электрической энергии только у оптовых потребителей и исключения такого право у ЭПО и цифровых майнеров;
- включения объемов внутригрупповых поставок электрической энергии в систему Единого закупщика;
- отнесения услуг по импорту электрической энергии к общественно-значимым рынкам;
- исключения требования по приоритетной покупке электрической энергии у ТЭЦ Единым закупщиком и выведения их объемов на централизованные торги электрической энергией;
- установления срока предоставления адресной поддержки для субъектов оптового рынка электрической энергии;
- усиления порядка по включению субъектов оптового рынка в Перечень СОРЭ и установления порядка по исключению субъектов ОРЭ из Перечня СОРЭ.
Уполномоченного органу в сферах естественных монополии в лице Министерства национальной экономике рекомендуется поэтапно выровнить фиксированные льготные цены предоставляемые Едином закупщиком энергоснабжающим организациям в рамках адресной поддержки до уровня рыночных цен для последующего прекращения применения адресной поддержки.
Главный консультант
Управления электроэнергетики
и угля Департамента
топливно-энергетического комплекса Е. Жузбаев
Главный консультант
Управления электроэнергетики
и угля Департамента
топливно-энергетического комплекса Д. Каинбердиев
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.
[2] Правила проведения тендера на строительство генерирующих установок, вновь вводимых в эксплуатацию, утвержденные Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 110
[3] Правила организации и проведения аукционных торгов на строительство вновь вводимых в эксплуатацию генерирующих установок с маневренным режимом генерации, утвержденные приказом и.о. Министра энергетики Республики Казахстан от 30 апреля 2021 года № 161
[4] Правила проведения тендера на строительство генерирующих установок, вновь вводимых в эксплуатацию, утвержденные Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 110
[5] Правила организации и проведения аукционных торгов на строительство вновь вводимых в эксплуатацию генерирующих установок с маневренным режимом генерации, утвержденные приказом и.о. Министра энергетики Республики Казахстан от 30 апреля 2021 года № 161
[6] Аудиторское заключение по итогам государственного аудита эффективности формирования и реализации государственной политики в сфере электроэнергетики
[7] Аудиторское заключение по итогам государственного аудита эффективности формирования и реализации государственной политики в сфере электроэнергетики Высшей аудиторской палаты РК от 2025 года