Файл: Анализ рынка электроэнергии и угля казахстана январьиюнь 2021 год.docx
Добавлен: 01.12.2023
Просмотров: 125
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Производство электроэнергии по областям РК
Потребление электрической энергии по зонам и областям
Итоги работы промышленности в январе-июне 2021 года
Электропотребление крупными потребителями Казахстана
Добыча энергетического угля в Казахстане
Добыча угля АО «Самрук-Энерго»
Реализация угля АО «Самрук-Энерго»
Возобновляемые источники энергии
Централизованные торги электроэнергией АО «КОРЭМ»
Итоги спот-торгов в режиме «за день вперед»
Итоги спот-торгов «в течение операционных суток»
Итоги торгов на средне- и долгосрочный период
Регламентирование традиционного топливно-энергетического комплекса ужесточается, особенно в части эмиссий углекислого газа (СО2). Инвесторы в стремлении “озеленить” свои портфели все больше обращают внимание на нефинансовые показатели предприятий, поддерживая тренд на устойчивое развитие. Сектор ВИЭ является альтернативой традиционным источникам энергии, особенно на фоне постоянного технологического прогресса, из-за которого идет стремительное снижение стоимости строительства таких электростанций. Однако для соблюдения Парижского соглашения темп перехода на альтернативные источники энергии должен быть намного выше. Согласно прогнозам IRENA (Международное агентство по возобновляемым источникам энергии), установленная мощность объектов ВИЭ должна вырасти в 10 раз, чтобы к 2050 году достичь целей Парижского соглашения, которое Казахстан ратифицировал в 2016 году и обязался сократить выбросы парниковых газов на 15% к 2030 году путем мобилизации инновационных решений с участием частного сектора.
Тарифы на электро и теплоэнергетику продолжат расти, даже если не увеличивать долю возобновляемых источников энергии. Это связано с вводом новых мощностей, развитием и строительством дополнительной инфраструктуры, модернизацией и другими факторами. Текущий тариф покрывает только операционные затраты.
Стоимость зеленой энергетики сильно упала. Если сравнить строительство в 2021 году солнечной электростанции и угольной, то СЭС будет дешевле.
Чтобы достичь 15% ВИЭ в общем объеме электроэнергетики,ежегодно нужно вводить 300-350 МВт зеленых мощностей. В среднем потребуется $300 млн в год. При этом сумма инвестиций зависит от технологий.
Однако недостаточно заниматься строительством зеленых электростанций. Для того чтобы они функционировали в общей системе энергетики, нужно решать текущие проблемы отрасли, такие как снижение изношенности электросетей, создание инфраструктуры, создание маневренных мощностей.
В Республике Казахстан реализуется инвестиционный проект по расширению Актобе ТЭЦ. Здесь создается когенерационный энергоблок на базе газовой турбины с паровым котлом-утилизатором, интегрируемый в существующую технологическую схему объекта. Пуск газотурбинной установки (ГТУ) запланирован на 2022 год.
Проект модернизации значительно улучшит технико-экономические и экологические характеристики электростанции:
- в полтора раза (до 175 МВт) увеличится электрическая мощность;- возрастет коэффициент полезного действия;
- уменьшится удельный расход условного топлива на производство энергии;
- сократятся выбросы окислов азота и оксида углерода в атмосферу.
В целом, пуск газотурбинной установки сведет к минимуму негативное воздействие на окружающую среду, увеличит объемы и надежность производства энергии, оптимизирует электро- и теплоснабжение города Актобе, снизит дефицит электричества в энергосистеме Актюбинской области.
Основу ГТУ составляет газовая турбина Siemens SGT-800 мощностью 50 МВт, обеспечивающая базовую генерацию. Индустриальная турбина SGT-800 сочетает в себе надежную конструкцию с высоким КПД и низким уровнем выбросов, а также обладает большой энергией выхлопа, что позволяет эффективно использовать её в комбинированных циклах.
Из турбины отработавшие горячие газы (продукты сгорания топлива) попадают в котел-утилизатор производства АО «Подольский машиностроительный завод». КУ будет вырабатывать пар с давлением 3,0 МПа и температурой 420°С в объеме 70 тонн в час.
Полученный в КУ перегретый водяной пар среднего давления направляется на существующие паровые турбины Актобе ТЭЦ для вторичной генерации электроэнергии (парогазовый цикл).
Таким образом, схема с применением парогазовой технологии обеспечит комбинированную выработку энергии, высокую отдачу от использования газового топлива и общую эффективность электростанции. Проектная мощность ГТУ составляет 57 МВт.
Топливоснабжение нового энергоблока будет осуществлять комплексная система «ЭНЕРГАЗ» в составе блочного пункта подготовки газа (БППГ) и дожимной компрессорной станции (ДКС) из двух установок. БППГ предназначен для фильтрации, редуцирования и технологического учета газа перед его подачей в ДКС. Дожимные установки гарантируют требуемые параметры топлива для турбины – по давлению (3,1 МПа), температуре (+60°C) и расходу (12 000 кг/ч).
Актюбинская теплоэлектроцентраль является единственным источником централизованного теплоснабжения Актобе, крупнейшего города Западного Казахстана. В 2020 году Актобе ТЭЦ выработала 927,9 млн кВт⋅ч электроэнергии, что составляет более 12% потребления области. Электрическая и тепловая мощность – 118 МВт и 878 Гкал/ч соответственно.
На данный момент здесь установлено шесть паровых турбин и девять котлоагрегатов. Необходимость реконструкции и модернизации станции, построенной еще в 40-х годах прошлого века, обусловлена тем, что часть основного и вспомогательного оборудования полностью исчерпала свой ресурс.
Депутаты Мажилиса Парламента рассмотрели два законопроекта о ратификации протоколов о внесении изменений в Договор о Евразийском экономическом союзе от 29 мая 2014 года в связи с присоединением к нему Республики Армения и Кыргызской Республики. Протоколы определяют методологию осуществления межгосударственной передачи электрической энергии (мощности) между государствами-членами.
Ратификация протоколов обеспечит возможность эффективной работы энергосистем государств-членов Союза с учетом присоединения Армении и Киргизии.
Предметом регулирования международного договора является осуществление межгосударственной передачи электрической энергии (мощности) между государствами-членами ЕАЭС с учетом присоединения Армении и Киргизии к Протоколу об обеспечении доступа к услугам субъектов естественных монополий в сфере электроэнергетики, включая основы ценообразования и тарифной политики.
На сегодня протоколы ратифицировали Армения, Беларусь, Киргизия и Россия.
Депутаты Мажилиса одобрили законопроекты.
Евразийский банк развития (ЕАБР) принимает участие в реализации проектов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в Республике Казахстан. В настоящее время в общей сложности в портфеле ЕАБР в Казахстане несколько проектов на общую сумму $121 млн., сообщается на сайте Российской Ассоциации Ветроиндустрии (РАВИ).
Одна из поддержанных инициатив – первая облигационная программа АО «Самрук-Энерго» на 100 млрд. тенге ($234,7 млн.). В ноябре 2018 года ЕАБР приобрел облигации третьего выпуска на 21,73 млрд. тенге ($65,09 млн.) сроком обращения до 2025 года. Средства были частично направлены на модернизацию АО «Шардаринская ГЭС».
Второй проект – ТОО Ereymentau Wind Power – строительство ветроэлектростанции (ВЭС) мощностью 50 МВт в районе города Ерейментау. Стоимость проекта составляет 30 млрд. тенге ($70,4 млн.). Сумма займа ЕАБР – 23,2 млрд. тенге ($54,4 млн.). В настоящее время проект на этапе строительства и освоения займа ЕАБР.
Еще один – солнечная электростанция (СЭС) 100 МВт в Акмолинской области, стоимостью 80 млн. евро и суммой займа – 65 млн. евро.
Кроме того, ЕАБР принимает участие в семи СЭС совокупной мощностью 149 МВт в южных регионах Казахстана (Алматинская область, ЮКО, Шымкент, Кызылординская область). Стоимость проекта оценивается в 118 млн. евро, а сумма кредита – в 95 млн. евро.
Минэнерго считает тарифы на электричество недостаточными для ремонта сетей
До 63% вырос средний износ региональных электрических сетей в Казахстане в 2021 году.
В 2020 году данный показатель составлял 60%. Износ электростанций достиг 53%.
В Минэнерго отметили, что большая часть энергопередающих организаций страны находится в частной собственности. Для них проблема износа может решаться только в рамках инвестиционных программ субъектов, которые вместе с предельными тарифами утверждаются на пятилетний период Комитетом по регулированию естественных монополий.
В ведомстве также сообщили, что действующие на сегодня тарифы не позволяют провести масштабную реконструкцию и модернизацию электросетей. Для этого нужны вложения более значительных финансовых средств.
"Работы по модернизации сетей ведутся ежегодно и планомерно, но ввиду ограниченности средств у энергопередающих организаций провести модернизацию электрических сетей в короткие сроки не представляется возможным. Объем обновлений электрических сетей напрямую зависит от величины утвержденного тарифа", – уточнили в Минэнерго.
Вместе с тем в стране утверждена методика расчета уровня износа основного электросетевого оборудования энергопередающих организаций.
При этом в 2021 году на развитие теплоэлектроэнергетики в бюджете Казахстана предусмотрено 32,9 млрд тенге. В 2022 году – еще 5,3 млрд тенге, в 2023 году – 4,4 млрд тенге.
К 2030 году доля «зеленой» энергии в энергетическом секторе Казахстана будет доведена до 15 процентов. Об этом в ходе заседания Совета по улучшению инвестиционного климата (СУИК) сказал премьер-министр Казахстана Аскар Мамин. «В декабре 2020 года на организованном в рамках ООН Саммите по климатическим амбициям Президент РК Касым-Жомарт Токаев объявил о цели по достижению Казахстаном углеродной нейтральности к 2060 году. Мы прилагаем последовательные усилия по увеличению доли возобновляемых источников энергии в общем объеме производства энергии. Так, по состоянию на 2020 год данный показатель составил 3 процента, в 2022 г. планируется его удвоить и довести до 6 процентов»,— сказал Мамин.
Глава правительства отметил, что в 2020 году был принят обновленный План мероприятий по реализации «Концепции по переходу Республики Казахстан к “зеленой” экономике» на 2021–2030 годы. План разработан в тесном сотрудничестве с партнерами из ЕС, в нем предусмотрены меры по нивелированию наиболее серьезных экологических вызовов, стоящих перед страной.
Исполнение запланированных мероприятий позволит обеспечить соблюдение долгосрочных обязательств Казахстана по «зеленому» росту» при достижении цели по вхождению в список 30 наиболее развитых экономик мира. Премьер-министр подчеркнул, что Казахстан принял меры по улучшению инвестиционной среды для развития альтернативной энергетики.
«Мы приняли ряд комплексных мер по поддержке производителей возобновляемых источников энергии и улучшению инвестиционной привлекательности рынка. Так, к примеру, чтобы сделать структуру спроса более предсказуемой и существенной для производителей, введены аукционы по возобновляемым источникам энергии. В результате за последние 6 лет установленная мощность ВИЭ увеличилась почти в 10 раз – со 180 МВт в 2014 г. до 1650 МВт в 2020 году», — сказал А. Мамин.
В целях реализации задач устойчивого развития в Казахстане принят новый Экологический кодекс, который будет способствовать ускоренному внедрению в стране передовых технологий возобновляемых источников энергии. 50 крупнейших предприятий Казахстана будут обязаны расширять использование наилучших доступных технологий в своем производственном процессе.
В Казахстане снизят тарифы на электроэнергию с 1 июля. Приказом и.о. министра энергетики РК от 24 июня 2021 года внесены изменений в приказ от 14 декабря 2018 года “Об утверждении предельных тарифов на электрическую энергию”, сообщает zakon.kz.
В частности, снижаются предельные тарифы на электроэнергию по всем группам с 2021 по 2025 год включительно.
Так, для первой группы тариф составит 5,90 тенге (в старой редакции 7,25 тенге) , для второй – 5,59 тенге (в старой редакции – 6,94 тенге), для третьей группы – 8,59 тенге (9,69 тенге), для четвертой – 7,91 тенге (9,21 тенге), для пятой – 10,45 тенге (11,41 тенге), для шестой – 8,78 тенге (9,92 тенге).
К I группе потребителей относятся бытовые потребители (население), получающие услуги по розничной реализации товарного газа с газораспределительной системы.
II группа потребителей – теплоэнергетические компании, приобретающие товарный газ, в целях выработки тепловой энергии для населения;
III группа потребителей – теплоэнергетические компании, приобретающие товарный газ, в целях выработки тепловой энергии для юридических лиц;
IV группа потребителей – теплоэнергетические компании, приобретающие товарный газ, для производства электрической энергии;
V группа потребителей – прочие потребители, не входящие в I, II, III, IV, VI, VII и VIII группы потребителей;
VI группа потребителей – бюджетные организации, содержащиеся за счет бюджетных средств.
КЫРГЫЗСКАЯ РЕСПУБЛИКА.
Энергосектор ежегодно теряет 5-6% доходов из-за инфляции, - замминистра энергетики Н.Кожогулов. Общий объем генерации составляет 15 млрд 350 млн кВТ/ч, но сумма долговых обязательств составляет более 129 млрд сомов, добавил он.