Часть I.

SWOT-анализ текущей ситуации в отрасли

По словам председателя Казахстанской электроэнергетической ассоциации Шаймердена УРАЗАЛИНОВА, продолжающееся развитие экономики Казахстана на основе строительства новых промышленных и сельскохозяйственных предприятий, повышения благосостояния населения сегодня требует дополнительных объемов производства электроэнергии. На Форуме энергетиков, организованном на прошлой неделе в Алматы в рамках проекта Power Kazakhstan компаниями Iteca (Казахстан), ITE Group Plc (Великобритания), GIMA (Германия) и ITE China (Китай), он отметил, что рост развития экономики страны, характеризующийся объемами прироста ВВП, сопровождается ростом потребления электроэнергии в практически соизмеримых процентных величинах. Это, в свою очередь, характеризует продолжающееся энергозатратное развитие экономики, неэффективное и нерациональное использование электрической энергии во всех сферах потребления. По его мнению, радикального и резкого изменения ситуации в краткосрочном периоде ожидать нельзя, эта работа потребует разработки, реализации комплекса мер законодательного, программного и практического характера.

Как указал вице-министр индустрии и новых технологий РК Бахытжан ДЖАКСАЛИЕВ, в связи с принятием правительством в апреле текущего года решения о ежегодном обеспечении роста ВВП до 2016 года на уровне не менее 7%, были пересмотрены прогнозные объемы потребления электроэнергии в этот период. Так, по его данным, в 2015 году выработка электроэнергии должна составить около 103 млрд кВт/ч, а потребление - 100,5 млрд кВт/ч. Учитывая, что основная доля электроэнергии будет производиться на угольных электростанциях, добыча угля к этому времени составит 131 млн тонн, при том с учетом экспортного потенциала.

По информации президента АО “КазНИПИИ ТЭС “Энергия” Георгия АКОПЬЯНЦА, к 2030 году ожидается увеличение уровня электропотребления до 145 млрд кВт/ч с 84 млрд кВт/ч в настоящее время, с ежегодным ростом на 2,8%. Представляя SWOT-анализ текущей ситуации в электроэнергетике, г-н Акопьянц назвал в числе сильных сторон отрасли высокую долю производства электроэнергии на ТЭС, использующих дешевые угли (более 70%); развитую схему системообразующих электрических сетей напряжением 220-500 кВ; централизованную систему оперативного диспетчерского управления; параллельную работу ЕЭС Казахстана с ОЭС Центральной Азии и ЕЭС России; а также наличие системы научно-технического сопровождения энергетических программ и действующих объектов энергетики. К слабым сторонам, по его словам, относятся высокая степень изношенности сетей РЭК (приблизительно 65-70%); рост аварий на энергообъектах, высокий риск возникновения ЧС и отсутствие превентивных мер по их устранению, отсутствие государственной системы страхования рисков аварий; отсутствие системного решения по привлечению инвестиций в строительство новых электростанций; отсутствие электрических связей Запада с Севером и Югом Казахстана, зависимость от поставок ЭЭ из России; низкая доля ГЭС (около 12%), в том числе малых ГЭС (0,5%) и дефицит маневренных источников для покрытия пиковых нагрузок; неравномерность распределения генерирующих мощностей (41% в Павлодарской области); передача электроэнергии по протяженным ЛЭП (более 1000 км); а также высокий процент потерь от отпущенной в сеть электроэнергии (5,7% в основных сетях и примерно 13% в распределительных сетях). К категории возможностей для развития отрасли г-н Акопьянц причислил такие факторы, как наличие значительных запасов топливно-энергетических ресурсов, большого потенциала возобновляемой энергии, транзитного потенциала и возможностей экспорта электроэнергии, а также имеющиеся в стране резервы по энергосбережению и энергоэффективности. А к основным угрозам, на его взгляд, относятся значительная выработка паркового ресурса генерирующего оборудования (75% на ТЭС и 90% на ГЭС), рост цен на газ и неконкурентоспособность на рынке электроэнергии Жамбылской ГРЭС, электростанций ТОО “МАЭК “Казатомпром”, рост негативного воздействия тепловой генерации на окружающую среду, недостаток резервных мощностей, водно-энергетические проблемы стран Центральной Азии и, конечно, усиление влияния международных отношений.

Известно, что имеющаяся на сегодняшний день энергоемкость продукции в Казахстане выше, чем странах Европейского союза, в 3 раза, а удельное теплопотребление выше мировых в 2 раза. Потери электроэнергии в сетях НЭС Казахстана составляют 5,3% от отпуска в сеть (при мировых показателях до 2,4%), в сетях РЭК - от 5 до 20,4% (при мировых показателях до 7,1%). Потери в тепловых сетях составляют 30% (при мировых показателях 3% в магистральных и 15% в распределительных сетях).

Структура генерирующих мощностей, продемонстрированная г-ном Акопьянцем, показывает, что к 2030 году в Казахстане ведущая роль тепловых станций на угле сохранится, а доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) по установленной мощности достигнет 20%.

По словам Анатолия КОРЖЕНЕЦКОГО, главного инженера ТОО “Институт “КазНИПИЭнергопром”, в настоящее время в Казахстане действуют 40 ТЭЦ с установленной мощностью по электроэнергии - 7043 МВт, располагаемой - 6109 МВт, по теплу - 24,8 тыс. Гкал/ч и 18,4 тыс. Гкал/ч соответственно. Установленное на них паросиловое оборудование введено в эксплуатацию в 1960-1970 годы и запроектировано по нормам 1950-х годов. Выработка электроэнергии на ТЭЦ достигла в 2010 году 35,4 ГВт/ч, что составляет 43% от суммарной выработки электроэнергии на электростанциях республики; отпуск тепловой энергии - 55,6 млн Гкал, или 45% от совокупного теплопотребления в городах и промышленных центрах. В структуре топлива, сжигаемого на ТЭЦ, сегодня преобладает уголь казахстанских месторождений (80%), доля газа составляет 15%, а мазута - 5%. Газ используется в основном на ТЭЦ Западного Казахстана и частично в южной зоне. Основными проблемами действующих ТЭЦ является износ основного и вспомогательного оборудования, падение спроса на теплоэнергию, приводящее к появлению избытков располагаемой тепловой мощности, сокращению выработки электроэнергии на тепловом потреблении, соответственно к повышению удельного расхода топлива, ухудшению технико-экономических показателей и, соответственно, к росту себестоимости производства тепла и электроэнергии. Кроме того, действующие установки по очистке дымовых выбросов на ТЭЦ, сжигающих уголь, не отвечают современным требованиям, а технологическое отставание ТЭЦ от мирового уровня в целом снижает эффективность отрасли.

Часть II.

Инвестиции в инновации

Как сказал г-н Акопьянц, в Казахстане для покрытия потребности в мощности и энергии необходимо будет выполнить ряд задач, включающих техперевооружение и реконструкцию существующих электростанций (на Экибастузской ГРЭС-1 блоки №8, 2,1; ЭС “ЕЭК” - блоки №6, 5, 7, 8; Экибастузской ГРЭС-2 - блоки №1, 2 и другие), ввод тепловой базовой генерации (Балхашской, Тургайской ТЭС, Актауской АЭС), ввод контррегуляторов для Шульбинской и Капшагайской ГЭС (Булакской, Кербулакской ГЭС), строительство Мойнакской ГЭС на 300 МВт, а также вовлечение в баланс ВИЭ (ВЭС, малых ГЭС, СЭС и других). Инвестиции в электроэнергетику в период до 2030 года, по его словам, оцениваются приблизительно в Т9 трлн (в том числе в генерацию - Т5 трлн, сети НЭС - Т1,4 трлн, РЭК - Т2,5 трлн). А по данным г-на Джаксалиева, в рамках инвестиционных соглашений, подписанных Министерством индустрии и новых технологий с производителями электроэнергии, в период с 2009-го по 2015 годы инвестиции в отрасль превысят Т1140 млрд.

Управляющий директор по производственно-техническим вопросам АО “Самрук-Энерго” Есберген АБИТАЕВ сообщил, что в настоящее время сейчас в реализации у данной компании находится целый ряд проектов модернизации и расширения действующих и строительства новых электростанций. Он проинформировал, что АО “Самрук-Энерго” управляет электростанциями с общей установленной мощностью 9332 МВт, в том числе крупнейшими электростанциями национального значения. Среди них экибастузкие ГРЭС-1 (4000 МВт) и ГРЭС-2 (1000 МВт) с энергоблоками единичной мощностью 500 МВт каждый; Жамбылская ГРЭС (1230 МВт); комплекс алматинских электростанций, включающий 3 ТЭЦ (145МВт, 510 МВт и 173 МВт), Капшагайскую ГЭС (364 МВт) и каскад алматинских ГЭС (47 МВт); а также Иртышский каскад ГЭС (Бухтарминская ГЭС - 675 МВт, Шульбинская ГЭС - 702 МВт и Усть-Каменогорская ГЭС - 331 МВт), Актюбинская ТЭЦ (102 МВт) и Шардаринская ГЭС (100 МВт). Практически все объекты имеют значительную наработку паркового ресурса (износ - 60-70% и более), что требует реконструкции и модернизации основного оборудования - турбин, котлоагрегатов и генераторов. К примеру, на Экибастузской ГРЭС-1 при ее проектной мощности 4000 МВт располагаемая мощность станции составляет всего 2500 МВт, а энергоблоки №8, 2 и 1 требуют восстановительных работ. После ее модернизации с 2017 года ежегодная выработка электроэнергии достигнет 25 млрд кВт/ч. К декабрю 2014 года предполагаются пусконаладочные работы и ввод в эксплуатацию энергоблока №3 на Экибастузской ГРЭС-2.

В числе проектов, где также полно представлены меры по реализации Программы инновационно-технологического развития АО “Самрук-Энерго”, г-н Абитаев назвал “Строительство Балхашской ТЭС”, “Строительство Кербулакской контррегулирующей ГЭС” на реке Или, “Реконструкция и расширение Алматинской ТЭЦ-1 с переводом на газ с установкой ПГУ”, возведение “ВЭС Ерейментау - 51/300 МВт” в Акмолинской области, “ВЭС Шелек-60” и солнечной электростанции “СЭС Капшагай- 2 МВт” (по ТЭО англо-турецкого консорциума Dar Muhendislik Musaveric A.S.) в Алматинской области. В частности, представитель АО “Самрук-Энерго” заявил, что благодаря Кербулакской ГЭС будет повышена выработка пиковой мощности на Капшагайской ГЭС на 112 МВт и рост ежегодной выработки каскадом Капшагайская ГЭС-Кербулакская ГЭС электроэнергии на 221 млн кВт/ч в год. По проекту реконструкции и расширения Алматинской ТЭЦ-1 в 2011 году завершится разработка ТЭО, что позволит начать разработку проектно-сметной документации и приступить к строительно-монтажным работам. Ввод в действие ПГУ на ТЭЦ-1, как ожидается, приведет к существенному оздоровлению воздушного бассейна Алматы. Что касается проекта строительства “ВЭС Ерейментау - 51/300 МВт” предварительной стоимостью $135 млн, ТЭО которого уже выполняет Dar Muhendislik Musaveric A.S. (договор заключен 23 августа 2011 года), его первый этап мощностью 51 МВт будет реализован в 2011-2013 годах, впоследствии станция будет расширена до 300 МВт. По нему уже заключены договора на поставку оборудования для ветромониторинга, шеф-монтажа и монтажа метеомачты. В первом квартале 2012 года консорциум, представляющий ТОО “Институт Казсельпроект” и испанскую фирму IDOM (договор заключен 5 сентября 2011 года), планирует завершить ТЭО проекта строительства “ВЭС Шелек-60” мощностью 60 МВт с перспективой расширения до 300 МВт. Данный объект предварительной стоимостью $162 млн должен быть построен к 2014 году. Относительно возведения пилотной СЭС мощностью 2 МВт на северо-восточной стороне города Капшагай, предварительно оценивающейся в сумму до $10 млн, предположительно будет реализован опять же по ТЭО Dar Muhendislik Musaverlik A.S. в 2011-2012 годах. Сейчас “Самрук-Энерго” совместно с акиматом Капчагая прорабатывает вопрос отвода земельного участка под размещение СЭС площадью 4 га.

По словам г-на Абитаева, в рамках реализации Программы инновационно-технологического развития предусматривается выполнение ряда проектов. Одним из них является поэтапный переход на повышенные параметры пара (температура 5650С против 5400С) для вновь вводимого в действие основного оборудования крупных ТЭС. Так, современные котлоагрегаты и паровые турбины, выпускаемые как ведущими мировыми производителями энергооборудования Alstom, General Electric, Westinhause и другими, так и по лицензиям данных компаний, обеспечивают увеличение единичной мощности энергоблока с 500 МВт до 630-660 МВт и важнейшего показателя - КПД энергоблоков с 35-36% (действующие энергоблоки) до 41-42%. Кроме того, планируется строительство теплофикационных агрегатов крупных ТЭЦ единичной мощностью 150-200 МВт; применение парогазового цикла при строительстве ГТЭС, что обеспечит увеличение выработки электроэнергии при одинаковых объемах газа на 35-40% и повышение КПД до 55% против 35% на ГТЭС; снижение вредных выбросов на базе применения электрофильтров с КПД 99,6% на крупных ТЭС и эмульгаторов второго поколения с КПД 99,4% на ТЭЦ и других современных технологий. Электроэнергетику не обойдет стороной и развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ) - в Казахстане будут строиться ветровые и солнечные электростанции, что обеспечит выработку экологически чистой (“зеленой”) электроэнергии и выполнение требований Киотского протокола и Углеродного фонда.

Валерий ЛИ, управляющий директор по системным услугам АО “Казахстанская компания по управлению электрическими сетями “KEGOC”, сказал, что считает дальнейшее развитие НЭС как системообразующего элемента отрасли через инновационное развитие важнейшей задачей. Он выделил в числе проектов, вошедших в госпрограмму форсированного индустриально-инновационного развития (ФИИР) РК до 2014 года, строительство ПС 500 кВ Алма с присоединением к НЭС Казахстана линиями напряжением 500 кВ, 220 кВ и выдачу мощности Мойнакской ГЭС и 2-й этап модернизации НЭС. Среди инвестиционных проектов в рамках отраслевой программы до 2014 года г-н Ли назвал реконструкцию ВЛ 220 кВ ЦГПП - Осакаровка; выдачу мощности Балхашской ТЭС (1-я очередь), усиление связи Павлодарского энергоузла с ЕЭС Казахстана; строительство ВЛ 500 кВ Экибастуз - ШГЭС - Усть-Каменогорск; ВЛ 500 кВ ШГЭС - Актогай - Талдыкорган - Алма; межгосударственной ВЛ 500 кВ Кемин - Алматы, а также реабилитацию НЭС. В перспективе за 2015 годом в целях дальнейшего увеличения транзитного, экспортного потенциала национальной электрической сети и усиления межсистемных связей, по его словам, KEGOC планирует приступить к реализации еще 6 проектов по развитию НЭС: строительство ВЛ 500 кВ Актау - Бейнеу - Кульсары - Атырау; второй ВЛ транзитов 220 кВ Уральск - Атырау и Кульсары - Тенгиз; ПС 500 кВ Астана с ВЛ 500 кВ Нура - Астана; ВЛ 500 кВ Нура - Жезказган; линии 500 кВ Атырау - Ульке и выдаче мощности Торгайской ТЭС.

Г-н Ли сообщил, что KEGOC в рамках инвестпроектов по развитию НЭС Казахстана уже выполнил и запустил в реализацию несколько инновационных технологических решений. Так, компания установила на подстанциях более 600 единиц элегазовых выключателей 35-500 кВ, что составляет 42% от общего числа выключателей. Применение элегазовых выключателей, установленных по проекту “Модернизация НЭС 1-й этап” позволило снизить удельные расходы электроэнергии на собственные нужды подстанции за период с 2002 года на 10%. В общей сложности по второму этапу модернизации предусмотрена замена воздушных и масляных выключателей 6-500 кВ с установкой новых в количестве около 1000 единиц вакуумных выключателей 6-35 кВ и 216 единиц элегазовых выключателей напряжением 110-500 кВ (что составит до 76% от их общего количества). Кроме того, в рамках модернизации на подстанциях KEGOC проводится замена устаревших устройств РЗА, проработавших по 20 и более лет, на новое поколение современных быстродействующих микропроцессорных устройств РЗА фирмы Simens. Соответствующая работа завершена на 67 из 74 ПС. По проекту строительства второй линии электропередачи 500 кВ транзита Север - Юг применены управляемые шунтирующие реакторы 500 кВ, в рамках проекта на ПС 500 кВ “Агадырь” и ЮКГРЭС установлены 3 УШР. При этом впервые в СНГ применены УШР 500 кВ в трехфазном исполнении, что позволило снизить их стоимость и повысить эксплуатационные характеристики. По проекту “Строительство межрегиональной линии электропередачи 500 кВ “Северный Казахстан - Актюбинская область” был установлен фазоповоротный трансформатор 220 кВ мощностью 400 МВА, который позволяет принудительно перераспределять потоки мощности по линиям электропередачи, направляя в Актюбинскую область электроэнергию из энергоизбыточной Северной зоны ЕЭС Казахстана. Также компанией внедрены и успешно эксплуатируются системы SCADA (диспетчерское управление и сбор данных) и АСКУЭ (автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии). Применение этих и других передовых технологий отражено и в проекте мастер-плана по развитию отрасли, который сейчас находится на рассмотрении в государственных органах.

Часть III.

Перспективы использования ВИЭ

Казахстан обладает значительными ресурсами возобновляемой энергии в виде гидроэнергии, энергии ветра, солнца, биомассы. Однако, помимо частичного использования гидроэнергии, эти ресурсы не нашли применения до настоящего времени. Основными причинами такого положения дел является наличие богатых запасов ископаемых топливно-энергетических ресурсов, отсутствие длительное время должной государственной политики и законодательной базы.

Как заметил генеральный директор ТОО “Институт “Казсельэнергопроект” Александр ТРОФИМОВ, ранее созданными при ОАО “Казсельэнергопроект” и ЗАО “Казгидропроект” специальными центрами был выполнен ряд исследовательских работ, технико-экономических обоснований по ГЭС и ВЭС. Разработаны конкретные проекты, а на ряде ветроплощадок произведены замеры ветрового потенциала по методике международных стандартов. По его словам, определенный опыт, накопленный центрами, позволил квалифицированно проанализировать существующее состояние использования ВИЭ и дать технические предложения по решению экологических проблем Казахстана с широким использованием возобновляемых источников энергии. Эти предложения учитывались при подготовке ряда постановлений, законов и программ по использованию, в первую очередь, гидроресурсов рек, ветрового энергопотенциала. Принимая во внимание прогнозируемые масштабы использования гидро- и ветроэнергетического потенциала и высокую капиталоемкость строительства ГЭС и ВЭС, важно было изначально не допустить стратегических просчетов экономического и организационного плана, сказал г-н Трофимов.

По его словам, за последние 10 лет институт ТОО “Институт “Казсельэнергопроект” выполнило ряд ТЭО строительства ВЭС, в том числе ВЭС в Джунгарских воротах Алматинской области мощностью 40 МВт, ВЭС в районе г. Аркалык Костанайской области мощностью 10 МВт. На первом этапе предлагается рассмотреть вопрос строительства ВЭС в 45 регионах РК. Использование ветрового потенциала, как считают в институте “Казсельэнергопроект”, следует осуществлять на базе мелких ВЭС с ветроагрегатами единичной мощностью до 100 кВт и крупных ВЭС с ветроагрегатами мощностью 2 МВт и более. Гендиректор рассказал, что возглавляемый им институт в 2007-2008 годах принял участие в проекте правительства Казахстана и Программы развития ООН по исследованию ветрового потенциала на 8 выбранных площадках в различных районах Казахстана (п. Кордай Жамбылской области, г. Астана, г. Форт-Шевченко Мангистауской области, п. Жузумдык Южно-Казахстанской области, г. Атырау, г. Ерментау, г. Аркалык, г. Каркаралинск), по которым подтверждается достаточный ветровой потенциал со средней многолетней скоростью более 6,5 м/сек. Кроме того, в настоящее время им разрабатывается проектно-сметная документация по Кордайской ВЭС мощностью 21 МВт и Каратауской ВЭС мощностью 200 МВт (I этап) в Жамбылской области. Ведутся переговоры с заказчиками по развертыванию предпроектных работ еще по 5 площадкам ВЭС в различных регионах страны. Г-н Трофимов заявил, что данные проекты обещают быть выгодными, и в энергобалансе областей можно ожидать прибавления 30-40 МВт мощности. Для выдачи мощности можно будет использовать существующие распределительные сети напряжением 110, 35 и 10 кВ. Для накопления опыта проектирования и строительства ВЭС, по его мнению, следует лишь наладить сотрудничество с западными фирмами-поставщиками оборудования, а также задуматься о налаживании собственного производства современных установок в кооперации с зарубежными партнерами.

Говоря о перспективах развития солнечной энергетики, директор Центра по инновациям и нанотехнологиям АО “КазНИИ энергетики имени академика Ш. Ч. Чокина” Александр НЕСТЕРЕНКОВ сообщил, что в южных областях годовая длительность солнечного света составляет 2200-3000 часов в год, а средняя за год пиковая мощность доходит до 1200 Вт/м2. Он заметил, что по этому показателю Казахстан относится к государствам с благоприятными условиями для развития солнечной энергетики, но пока стоимость традиционных энергоносителей относительно низка, а основные денежные ресурсы сосредоточены в компаниях, не заинтересованных в развитии альтернативной энергетики, и солнечным электростанциям трудно будет выходить на рынок новой продукции. Кроме того, в отличие от европейских государств, в Казахстане нет собственного производства солнечных элементов и батарей, комплектующих для коллекторов и концентраторов, отсутствует законодательная база для развития данной отрасли. Между тем, по словам г-на Нестеренкова, простые в изготовлении и эксплуатации солнечные нагреватели могут широко использоваться, к примеру, в сельском хозяйстве, где отмечается низкое энергопотребление (12%) в сравнении с промышленным комплексом (68%), что связано в первую очередь с удалением объектов от электросетей. Солнечные нагреватели можно использовать для сушки сена, лесоматериалов и сельскохозяйственных продуктов, отопления животноводческих ферм, теплиц, птицефабрик, потенциальными их потребителями также являются спортивно-оздоровительные учреждения, открытые и закрытые плавательные бассейны баз отдыха, дачные поселки. В центре подсчитали, что в южных областях страны с годовым приходом солнечной радиации около 1200-1300 кВтч/м2 при эффективном ее использовании можно обеспечить около 25% общего теплопотребления в системах отопления, до 50% - в системах горячего водоснабжения и до 75% - в системах кондиционирования воздуха. Сравнивая затраты по стоимости и эксплуатации дизельной и солнечной электростанций, г-н Нестеренков сказал, что для первых из них в начале эксплуатации стоимость оборудования и эксплуатационных расходов будет ниже, чем для вторых, но уже через 3 года работы ситуация меняется на обратную. Из-за ограниченного ресурса работы (8 тысяч часов) дизельную электростанцию придется менять каждый год, и за рассматриваемый период заменится 25 дизельных электростанций, будет сожжено 328 500 литров дизтоплива, а продукты сгорания выброшены в атмосферу, израсходовано примерно 1000 литров масла и 1000 фильтров, которые надо утилизировать. Солнечная электростанция не выделяет в процессе работы вредных веществ, не загрязняет окружающую среду, эксплуатационные расходы сводятся к периодической очистке зеркал концентраторов и фотомодулей и замене раз в 10 лет инверторов и аккумуляторов. Более того, в соответствии с практикующимся опережающим ростом тарифов и цен на электроэнергию и топливо по сравнению с ценами на сельхозпродукцию доля энергозатрат в себестоимости сельскохозяйственных объектов будет только увеличиваться и доходить до 10-20%, а по некоторым видам продукции до 40% (теплицы, птицефабрики). В сравнении с высокой стоимостью строительства линий электропередач и подстанций сооружение солнечных установок не потребует значительных капиталовложений и сроков, отметил г-н Нестеренков. Он также проинформировал, что в настоящее время АО “КазНИИ энергетики им. академика Ш.Ч.Чокина” разрабатывает солнечные электростанции на основе планарных концентраторов и фотоэлементов китайского производства с КПД преобразования солнечной энергии в электричество 15%. Их отличительной особенностью является высокая концентрация солнечного излучения на коллекторе и, соответственно, более высокая температура теплоносителя, что позволяет получить в теплообменнике горячую воду с хорошим расходом в холодное время года. По его сведению, в настоящее время на рынке продаж стоимость фотоэлементов с учетом доставки сложилась на уровне около $2,5 за Вт, а себестоимость изготовления герметичного канала с 12 охлаждаемыми и 12 не охлаждаемыми фотоэлементами составляет около $350, поэтому конечная цена продукта будет значительно ниже рыночной цены солнечного модуля аналогичной мощности. Потребитель всегда может иметь в запасе один недорогой фотомодуль для своей электростанции в виде готового к установке герметичного канала с фотоэлементами для экстренной замены вышедшего из строя, а служба сервиса выполнит эту работу, как это делается при замене неисправных блоков бытовых домашних устройств. Это повышает надежность многолетней эксплуатации и рейтинг солнечной электростанции, говорит г-н Нестеренков.

В свою очередь в Казахстанско-Британском техническом университете и Институте органического катализа и электрохимии им. Д. В. Сокольского считают, что в ближайшем будущем главнейшим источником мировой энергии станет фотопреобразование солнечной энергии. Как известно, тонкопленочные поликристаллические фотопреобразователи солнечного излучения и тонкопленочные гетероструктуры относятся к новейшим полупроводниковым материалам, и разработка надежных и дешевых методов изготовления таких структур позволяет широко применять их наряду с традиционными фотоэлементами на основе кремния. По информации данных организаций, на сегодняшний день стоимость киловатт-часа электроэнергии, полученной с помощью фотоэлектрических преобразователей, остается довольно высокой. Поэтому бурно растущий рынок “солнечной” энергетики по стоимости электроэнергии пока не достигает показателей стоимости, которую обеспечивают традиционные источники электроэнергии. Однако по мере эксплуатации фотоэлектрических преобразователей стоимость получаемой с их помощью электроэнергии непрерывно падает. Срок службы современных кремниевых фотопреобразователей оценивается примерно в 30 лет, а за этот срок стоимость производимой ими электроэнергии упадет примерно в 8-10 раз, говорят ученые.

Участники форума при этом подчеркивают, что экономическую привлекательность проектов ВИЭ для инвесторов и их осуществление без удорожания стоимости электроэнергии для потребителей обеспечит принятый Закон РК “О поддержке использования возобновляемых источников энергии”.

В целом, учитывая, что определяющим фактором в развитии инноваций, диверсификации экономики, развитии интеллектуальных технологий и повышении конкурентоспособности страны является проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, ученые и энергетики указывают на необходимость разработки механизмов финансирования НИОКР, создание отраслевых научно-исследовательских институтов, государственно-частное партнерство по проведению и внедрению результатов НИОКР. По их данным, в развитых государствах расходы на НИОКР составляют до 3% и выше, тогда как в Казахстане данный показатель не превышает 0,26% от ВВП. В этой связи они рекомендуют государственное финансирование НИОКР с ростом до 3% к 2020 году.

Часть IV.

Будущее электроэнергетики

В настоящее время развитие электроэнергетической отрасли в Казахстане основывается на ряде документов: это стратегический план развития РК до 2020 года (индикативный), госпрограмма по ФИИР РК на 2010-2014 годы, программа по развитию электроэнергетики РК на 2010-2014 годы. Однако данные документы не охватывают весь комплекс задач на долгосрочный период. Сейчас по инициативе ФНБ “Самрук-Казына”, участии АО “KEGOC”, АО “Самрук-Энерго” и АО “КазНИПИИТЭС Энергия” разрабатывается мастер-план развития отрасли до 2030 года, в котором будет дан анализ текущей ситуации, оценка роста электро- и теплопотребления, развития генерирующих источников в увязке с балансами мощности и энергии, топливообеспечением и экологическими аспектами. Однако, как считают энергетики, в силу инерционности развития отрасли, с учетом значительных по продолжительности сроков проектирования и строительства (5-6 лет и более) энергообъектов, необходима разработка новой долгосрочной Программы развития отрасли до 2030 года. По словам г-на Уразалинова, такая программа должна быть органически увязана с перспективным развитием экономики Казахстана и его регионов. Лишь при таком подходе удастся с максимальной точностью определить перспективные прогнозные балансы производства и потребления электрической энергии, считает он.

“В программе необходимо исходить из того, что Казахстан - это страна с резко континентальным климатом, и в электроэнергетике, на обозримую перспективу, одним из основных вопросов, наряду с производством электроэнергии, сохранится и усилится роль централизованного теплоснабжения за счет ТЭЦ. Централизованное теплоснабжение городов, осуществляемое действующими ТЭЦ, остается экономически наиболее выгодным. В то же время физический и моральный износ оборудования большей части электростанций Казахстана, построенных в 50-70-х годах ХХ века, становится реальным фактором ненадежного электро- и теплоснабжения потребителей и, как следствие, снижения энергобезопасности страны”, - сказал г-н Уразалинов. В связи с этим, по его мнению, одним из главных направлений в программе должны быть вопросы реконструкции и развития действующих тепловых электростанций. При этом наряду с необходимостью обеспечения роста тепловых нагрузок, обновления существующего оборудования он предлагает проработать вопрос расширения ТЭЦ за счет установки конденсационных турбин для увеличения производства электроэнергии. Кроме того, по словам, главы КЭА, требуется модернизация тепловых сетей с доведением потерь до мировых стандартов, максимальное использование режима работы по тепловому графику. Он также считает необходимым на законодательной основе установить, что строительство новых ТЭЦ и крупных отопительных котельных (100 Гкал/час и более, единичной мощности котлов) должно обосновываться соответствующими схемами теплоснабжения данного города на перспективный период, разработанные специализированными проектными организациями. Схемы теплоснабжения на перспективу должны быть разработаны по всем городам Казахстана на базе утвержденных генеральных планов. Помимо этого г-н Уразалинов считает нужным завершить подготовку и принятие закона РК “О теплоснабжении”. Не менее важным и требующим тщательных обоснований, по словам председателя ассоциации, должен быть и раздел развития электросетевых объектов напряжением 220-500 кВ и выше, главным образом системообразующих, межрегиональных и межгосударственных ЛЭП.

Он считает, что для решения указанных задач необходимо в кратчайшие сроки принять новую редакцию Закона “Об энергосбережении и повышении энергоэффективности” (находится в работе в мажилисе), разработать Программу энергосбережения и планы мероприятий поэтапной реализации с определением объемов и источников финансирования.

Также в долгосрочной отраслевой программе быть место развитию на отдаленных сельских территориях ветроэнергетических установок при максимальной поддержке и участии государства.

По словам г-на Уразалинова, в предлагаемом к разработке документе должны быть отражены и вопросы охраны окружающей среды, энергосбережения, подготовки кадров, определены вопросы и предложения по внесению изменений и дополнений в законодательные и нормативно-правовые акты. Предлагается разработать основы ценовой политики в электроэнергетике на ближайшую и отдаленную перспективу, а также предложения по организационной структуре управления отраслью в целом и ее отдельных звеньев, с целью дальнейшего совершенствования рыночных отношений, не исключая вопросы управляемости и предсказуемости процесса энергоснабжения потребителей. В частности, вопросы создания отраслевого регулятора, независимого от структурных подразделений, перехода на систему предоплаты за электроэнергию для всех потребителей, создание многотарифной системы для групп потребителей и т.д. Кстати, о требуемом принятии долгосрочного программного документа, предусматривающего необходимые меры для решения вопросов финансирования и тарифного регулирования в отрасли, говорил на форуме и г-н Ли.

В целом, как отметил г-н Уразалинов, отсутствие такой программы приводит к возникновению массы вопросов как со стороны потребителей о возможности дальнейшего развития отраслей экономики до и после 2015 года, так и у отраслевых организаций о целесообразности начала проектирования энергетических предприятий, строительство или реконструкция которых должны быть осуществлены через 4-5 лет. Лишь при условии ее разработки и последующей реализации Казахстан сможет рассчитывать на дальнейшее эффективное развитие электроэнергетической отрасли в частности и экономики страны в целом, считают энергетики.

Подготовила Елена БУТЫРИНА