Қазақстанның энергетикалық жүйесі бірқатар сын-тегеуріндерге тап болып отыр: электр және жылу энергиясына сұраныстың артуы, қуат көздерінің тозуы және парниктік газдар шығарындыларын азайту қажеттілігі. Энергетика жүйесін дамыту бойынша бірқатар маңызды шешімдер қабылданғанымен, әлі де көптеген түйінді шешімдерді қабылдау қажет. Күні бүгін жасалатын таңдау Қазақстанның энергетикасының келесі онжылдықтардағы болмысын анықтайды: энергияның қаншалықты қолжетімді болатыны, оның экологиялық ізінің қандай болатыны және болашақ экономикалық өсуге қандай негіз қаланатыны жайлы.

Әлемдік энергетикалық кеңестің энергетикалық трилемма тұжырымдамасына сәйкес, энергетикалық жүйені жоспарлау кезінде үш негізгі аспектіні ескеру қажет: энергетикалық қауіпсіздік, энергетикалық қолжетімділік және экологиялық тұрақтылық. Мақаланың мақсаты – Қазақстан шындығы үшін энергетикалық жүйесін дамытудың барынша теңдестірілген сценарийін анықтау. Материал жоспарлау логикасы бойынша құрылған: жаңа қуаттарды қанша және қашан енгізу керек, қандай технологиялар оңтайлы және қолданыстағы станциялармен қалай жұмыс істеу керек.

Талдау қорытындылары мынаны көрсетеді: Қазақстан үшін құны мен тұрақтылығы бойынша ең үздік сценарий – ең жоғары газ генерациясымен ұштастыра отырып, ЖЭК кеңінен енгізу.

Мақала энергия құнын азайту тұрғысынан генерациялайтын қуаттардың оңтайлы құрамына авторлық көзқарасты көрсетеді. Реттеу мәселелері саналы түрде қарастырылмайды – олар бөлек және терең талдауды қажет етеді.

Материалдың пікірталас сипатын ескере отырып, оны мақала шеңберінен тыс талқылауға, сұрақтарға жауап беруге, кері байланыс алуға немесе қажет болған жағдайда есептеулермен бөлісуге қуаныштымын. Сіз маған LinkedIn арқылы хабарласа аласыз: www.linkedin.com/in/alexander-gasilov.

Әріптестеріме – Евгений Никитинге, Николай Посыпанкоға және Тимур Дюсехановқа – материалмен жұмыс істеу кезінде пайдалы ескертулері мен идеялары үшін алғыс білдіремін.

ЖАҢА ҚУАТ КӨЗДЕРІН ҚАНША КӨЛЕМДЕ ЖӘНЕ ҚАШАН САЛУ ҚАЖЕТ? 

Энергетикалық жүйені дамытуды жоспарлаудың бастапқы кезеңдерінде қажетті жаңа қуат мөлшерін анықтау маңызды. Көптеген елдердің тәжірибесі энергияға сұраныстың өсу қарқыны салыстырмалы түрде тұрақты екенін көрсетеді, өйткені олар бірінші кезекте экономиканың құрылымымен және оның өсу қарқынымен анықталады.

Мысалы, Қытайда экономика өте қуатты және қарқынды дамып келеді. ЕО-да, керісінше, өнеркәсіптің үлесі едәуір төмен, ал ЖІӨ өсу қарқыны қытайлықтардан едәуір артта қалды. Сонымен қатар, энергетикалық ресурстардың жоғары құны мен экологиялық шектеулер энергия тиімділігіне үлкен мән беруді талап етеді.

10 жыл ішінде электр энергиясын өндіру көлемінің орташа жылдық өзгеруі: Қытай +6,3%, АҚШ +0,8%, ЕО -0,7%, Үндістан +5,0%, РФ +1,4%, Жапония -0,1%.

Аталған елдермен салыстырғанда Қазақстан өнеркәсіптің ЖІӨ-дегі үлесі тұрғысынан да, экономикалық өсу қарқыны тұрғысынан да аралық орында алады. Соңғы 10 жылда ҚР-да электр энергиясын тұтыну жылына 2,7% қарқынмен өсті.

Осылайша, экономиканың өсіп келе жатқан энергия қажеттіліктерін қамтамасыз ету үшін генерацияны жыл сайын кем дегенде 2,7%-ға арттыру темпін сақтау қажет. Ал кезеңдік тапшылықтарды ескерсек, бұл көрсеткіш одан да жоғары болуы тиіс, себебі қосымша резерв қалыптастыру қажет.

Энергетиканың озық дамуы энергияны көп қажет ететін өнеркәсіпті құруды ынталандыруы мүмкін деген пікір бар, бірақ мұнда ұқыпты тәсіл қажет. Проблема мынада, жаңа қуаттардың энергия құны қолданыстағы қуаттарға қарағанда бірнеше есе жоғары, өйткені отын мен пайдалану шығындарынан басқа, инвестицияланған қаражатты қайтарып, инвесторлардың кірістілігін қамтамасыз ету қажет. Егер бүгінде ГРЭС электр энергиясының бағасы бір киловатт-сағат үшін 10–15 теңгені құраса, онда жаңа көмір станциясының энергиясы кемінде 40 теңге деңгейінде бағаланады (қуат үшін төлемді ескере отырып).

Осылайша, энергияны озық қарқынмен дамыта отырып, қолданыстағы тұтынушылар үшін де, болашақ үшін де киловатт-сағаттың құнын айтарлықтай арттыру қаупі бар. Қолданыстағы тұтынушылар жаңа қуат көздері үшін, өз клиенттерін күтіп бос тұрған қуаттар үшін төлейді. Қымбат энергия энергияны көп қажет ететін өндірістердің бәсекеге қабілеттілігін төмендетіп, жаңа кәсіпорындардың кіруіне кедергілерді арттыруы мүмкін. Яғни, маңызды қорытынды – қуаттарды енгізу қарқынын экономиканың нақты қажеттілігіне сәйкестендіру қажеттілігі.

Қызықты мысал Қытай болып табылады, ол бір киловатт үшін 1000 доллардан аз шығынмен көмір электр станцияларының жаппай өнеркәсіптік құрылысын құра алды. 2021 жылы Қытай шетелде көмір жобаларын тоқтатып, 40 ГВт-тан астам көмір жобаларын тоқтатты деп мәлімдеді. Бұл уәдемен қатар, қытайлық компаниялардың қатысуымен шетелде жаңа көмір жобалары туралы мезгіл-мезгіл айтылып жүр, алайда олардың көлемі тоқтатылған жобаларға қарағанда бірнеше есе аз.

Шетелде жобаларды жүзеге асыру кезінде қытайлық мердігерлердің үлестік шығындары ішкі шығындардан бірнеше есе жоғары екенін атап өткен жөн.

Экономика шикізаттан немесе өнеркәсіптік модельден сервистік модельге ауысқан сайын меншікті энергия сыйымдылығы төмендейтіні анық. Әрине, электромобильдер, дата-орталықтар немесе көміртексіздендіру сияқты факторлардың пайда болуымен байланысты елеулі өзгерістер болуы мүмкін, бірақ олардың әсері бір жылда емес, 5–10 жыл ішінде біртіндеп пайда болады.

АҚШ мысалында дата-орталықтар индустриясының электр энергиясын тұтынуға әсерін көруге болады. 5 жыл ішінде олардың үлесі 1,9%-дан 4,4%-ға дейін өсті. 2028 жылға қарай өсу қарқыны кем дегенде сақталады деп күтілуде.

Егер ҚР энергожүйесіне осындай трендті қолданатын болсақ, онда дата-орталықтардың қажеттіліктерін жабу үшін жыл сайын тек 100 МВт жаңа қуаттарды қосымша енгізу жеткілікті болар еді.

Бірнеше жыл бұрын ҚР-да болған цифрлық майнинг индустриясының күрт өсуі бос қуаттардың болуына және тікелей станциялардан энергия сатып алу мүмкіндігіне байланысты болды. Бүгінгі жағдайда бұл сала өз позициясын күрт қысқартты және енді соншалықты тартымды көрінбейді. Энергетикаға ауқымды инвестициялар энергияның құнын сөзсіз арттыратынын ескере отырып, болашақта мұндай күрт өсу ықтималдығы төмен болып көрінеді.

Сондай-ақ, Қазақстан автопаркінің электр энергиясын тұтынуы, егер ол толығымен электр энергиясына ауыстырылса, оны бағалау өте айқын болып табылады:

Автопарк 5,7 млн х шығын 0,25 кВтсағ/км х орташа жүріс жылына 15 мың км = 21,4 млрд кВтсағ.

Бұл сан елдегі қолданыстағы электр тұтынудың 18%-на тең. Егер барлық қолданыстағы автопарк 20 жыл ішінде электромобильдерге ауыстырылса, онда электрлендіру үлесі жылына 1%-дан аз болады. Бұған қоса, энергияға тәуліктік дифференциалды тарифтер енгізілген жағдайда, электр көлігі жүктеме кестесін теңестіруге көмектеседі және қуатқа қажеттілік өсімі 18%-дан әлдеқайда төмен болады. Сонымен қатар, әрбір электромобиль, шын мәнінде, энергияны сақтау жүйесі бола отырып, тиісті нормативтік-құқықтық база пайда болған кезде, энергия жүйесіне оның артық және ең жоғары кезеңдерінде энергияны тұтыну бойынша қызмет көрсете алады.

Осылайша, тіпті дата-орталықтар немесе көлікті электрлендіру сияқты үлкен факторлар электр желісін жоспарлау кезінде таңқаларлық емес және кейбір қуат резерві болған кезде шектеулер тиісті салаларға кедергі болмайды.

Тіпті ірі қосымша факторлар мен жобалар да міндетті түрде ағымдағы өсу қарқынымен қосылып, энергия тұтынудың көпжылдық тенденциясынан асып кетуіне себеп болуы міндетті емес. Экономиканың жекелеген секторлары дамуда тоқтап қалуы мүмкін, шығарылым немесе энергия үнемдеу көлемінің төмендеуіне байланысты кейбіреулері қысқаруы ықтимал және тағысын тағы.

ЖАҢА ҚУАТТЫҢ ҚАЙ ТҮРІ ЕҢ ҚОЛАЙЛЫ?

Әр түрлі типтегі қуат көздерінің энергия құнын салыстыру үшін LCOE (levelized cost of electricity, теңестірілген энергия құны) көрсеткіші қолданылады. Бұл мақалада айқындылықты арттыру үшін идеясы LCOE ұқсас, бірақ болашақта генерация көлемі мен шығындарын дисконттаусыз энергияның бір сатылы бағасы қолданылады. Мұндай тәсіл жаңа генерацияның құнын бүгінгі ЖЭК аукциондары мен қолданыстағы станциялардың мәндерімен салыстыруға мүмкіндік береді.

Баға = OPEX + отын + PMT (10%; 15; –CAPEX) / Sales

• OPEX – operational expenses, 1 кВт/сағ шамасына станцияны пайдалану шығындары (персонал, барлық жөндеу және т.б.)

• Отын – 1 кВт/сағ шамасына шығындардың отын құрамдасы

• PMT – берілген кредит мөлшеріне, кірістілікке және қайтару мерзіміне негізделген кредит бойынша аннуитеттік (біркелкі) төлемді есептейтін Excel функциясы. Бұл құрамдас кредитті банкке қайтаруды және инвестордың кірістілігін қамтамасыз етеді. Параметрлер:

• 10% – жобаның кірістілігі

• 15 жыл – инвестицияланған капиталды қайтару мерзімі

• CAPEX – қуатты құруға арналған күрделі шығыстар

• Sales – электр энергиясын сату көлемі, кВт/сағ

• Айырбас бағамы 1 АҚШ доллары үшін 500 теңге деңгейінде қабылданды.

Ескертпелер. Газдың құны экспорттық паритет деңгейінде қабылданды. Нарықтағы газ көлемі шектеулі болғандықтан, оны ел ішінде тұтыну экспорт пен табыс алу үшін 1000 текше метр үшін 250 доллар көлемінде мүмкіндіктерді азайтады. ГЭС қуаты бойынша шектеулі әлеуетке, тұрақтылық тәуекелдері болған кезде жоғары құнның салыстырмалылығына байланысты қосылмаған. CO₂ құны 1 тонна үшін 50 доллар деңгейінде индикативті түрде қабылданды. Қазақстанның парниктік газдар шығарындыларын азайту жөніндегі міндеттемелерді орындауға ұмтылысы кезінде шығарындылардың барлық көлеміне (тегін квоталарсыз) осындай құнды 10 жыл ішінде күтуге болады. Айта кету керек, бұл сома көміртекті тұту мен сақтаудың күтілетін құнынан едәуір төмен. Көмір электр станциясын салуға жұмсалған үлестік шығындар ҚХР шетелде іске асырған соңғы жобалар деңгейінде қабылданды.

Жоғарыдағы кестеден көріп отырғанымыздай, газ және көмір электр станциялары ең жоғары бағаға ие, яғни тұтынушыға қымбатқа түседі. Газ жағдайында себебі отынның қымбаттығында, көмір жағдайында – жоғары күрделі салымдарда. Егер CO₂ шығындары есепке қосылса, онда көмір станциялары киловатт-сағатына жоғары шығарындыларға байланысты ең қымбат болады.

ЖЭС энергиясының ең төменгі құны, ол ең тиімді БГҚ отын құрамдас бөлігінен төмен. ЖЭС проблемасы – оны өз бетінше пайдалануға мүмкіндік бермейтін тұрақсыздықта. ЖЭС жүйеге біріктіру үшін қажетті уақытта жұмысқа қосылуға дайын диспетчерлік қуаттардың болуы қажет.

Жоғарыда айтылғандарды ескере отырып, гибридті жүйе ең оңтайлы нұсқа болып табылады, онда электр энергиясының көп бөлігі арзан ЖЭК есебінен қамтамасыз етіледі, ал сенімділік пен мерзімді тапшылықтар күрделі шығындары төмен генерациямен, атап айтқанда газбен жабылады. Мұндай жүйеде қымбат газға шығындар, сондай-ақ энергия құны минималды. Сонымен қатар, бұл жүйеде парниктік газдардың ең аз шығарындылары болады, өйткені газ станциялары төмен БҚПК-мен жұмыс істейді.

БҚПК төмен болған кезде жаңа газ электр станциясының бағасы жаңа көмір станциясына қарағанда төмен болады. БҚПК-мен 50%-дан астам жұмыс кезінде, көмір электр станциялары арзан отын есебінен төмен бағаға ие болуы мүмкін. Жаңа станциялардан ең жақсы тарифке олардың жоғары жүктемесі кезінде қол жеткізуге болады және киловатт-сағатына шамамен 40 теңгені құрайды.

Жоғарыда айтылғандай, егер ЖЭК төмен құнын қолдансақ, жаңа буынның ең төменгі бағасын алуға болады. Осы мақсатта қажет болған жағдайда шектелетін арзан жаңартылатын көздердің артық мөлшерін салу қажет. Жүйелік шығындарды есептеу кезінде пайдаланылмаған энергияның құны да ескерілуі керек.

Графиктен газ бен ЖЭС үйлесімі газ генерациясы ең жоғары жүктемемен жұмыс істеген жағдайда бағасын шамамен 40 теңгеден 30 теңгеге дейін төмендетуге мүмкіндік беретіні көрінеді. ЖЭК үлесі неғұрлым көп болса, газдың өзіндік құнын төмендету арқылы біріктірілген киловатт-сағат соғұрлым арзан болады. Көмір қуатымен жағдай керісінше – ЖЭК неғұрлым аз болса, энергия соғұрлым арзан болады. Себебі – көмірдің отын құрамдасы ЖЭК құнынан аз. Айта кету керек, бұл жағдай көмірдің төмен құнына байланысты Қазақстанға тән. Қытайда көмірдің бағасы тоннасына шамамен 100 доллар болған жағдайда, маневрлік көмір генерациясы мен ЖЭК үйлесімі экономикалық тұрғыдан негізделген. Ал газдың шектеулі көлемі мен CAPEX төмен үлесі жағдайында Қытайда маневрлік көмірді дамыту негізгі тренд болып табылады.

CO₂ шығарындыларын есептеуге қосу ЖЭК үлесі жоғары және шыңдық қуат көздерімен толықтырылған гибридтік жүйедегі шығарындылар, жылу генерациясы базалық режимде жұмыс істейтін жүйемен салыстырғанда бірнеше есе төмен екенін көрсетеді.

Төмендегі суретте артық ЖЭК және ең жоғары газ генерациясы бар аралас жүйенің жұмыс кестесі берілген. Жүйеге КЭС біріктірілген, бұл да тарифті төмендетеді.

Модельденетін энергия жүйесінің негізгі параметрлері: максималды жүктеме 16 ГВт, 10 ГВт КЭС, 24 ГВт ЖЭС, 16 ГВт газ станциялары 45% ПӘК мәнімен. ЖЭС генерациялау бейіні – орташа БҚПК 37% болатын 5 алаң бойынша орташа мәндер, КЭС БҚПК 20%. Модельдеу нәтижелері – ЖЭК шектеу (curtailment) 18% артық пайдаланылған – инвесторға толық төленеді, сұранысты жабудағы газ генерациясының үлесі – 29%, БҚПК – 23%. Энергияның есептік бағасы – СО₂ шығындарын есепке алмаған жағдайда 32 теңге/кВтсағ.

Қолданыстағы тозған станцияларымен не істеу керек?

Қолданыстағы станциялардың әртүрлі типтері әрқилы шешімдерді қажет етеді.

КӨМІР СТАНЦИЯЛАРЫ

Ең төменгі тарифі бар көмір станциялары (кВтсағ үшін шамамен 10–15 теңге) жүйеде энергияның төмен құнын қамтамасыз етеді және олардың жұмысы барынша ұзақ сақталуы тиіс. Бұл станциялардың көптеген жабдықтарын күрделі жөндеу шеңберінде біртіндеп ауыстыруға болады, бұл олардың жұмысының салыстырмалы түрде жоғары сенімділігін қамтамасыз етеді және элементтердің дамуын нормативтерге сәйкес деңгейде сақтайды. Сонымен қатар, көмір станцияларына экономикалық жүктеме уақыт өте келе өседі деп күтілуде, бұл сөзсіз тарифтің өсуіне және басқа генерация түрлерімен салыстырғанда олардың бәсекеге қабілеттілігінің төмендеуіне әкеледі.

Көмір өндірісінің құнын арттыратын негізгі факторлар:

• қатты шығарындылармен күрес;

• газ тәріздес заттардың – күкірт және азот тотықтарының шығарындыларымен күрес;

• парниктік газдар шығарындыларын шектеу.

Бұл факторлардың басқарылатынын түсіну керек. Егер мемлекеттің басымдығы энергия бағасын тежеуде болса, онда реттеуші органдардың күшімен арзан отынмен қамтамасыз етілетін экономикалық артықшылықтарды барынша ұзақ пайдалану мақсатында осы шараларды енгізуді кейінге қалдырады. Осы іс-шаралар енгізілген жағдайда, қолданыстағы көмір станцияларының энергия құны 2–3 есе өсуі мүмкін және мұндай жағдайда оларды газға, мысалы, ГТҚ баптауымен ауыстыру орынды болуы мүмкін. Бұл ретте осы газ генерациясы ЖЭК тиісті қосымша көлемімен бірге жүруі керек, олар мақаланың алдыңғы бөлігінде көрсетілгендей жүйенің жиынтық шығындарын азайтады.

Газ станциялары

Газ станциялары бүгінде газ бағасын субсидиялауға байланысты салыстырмалы түрде төмен тарифке ие. Станциялардың көпшілігі классикалық бу-қуат циклі бойынша салынғанын ескерсек, олардың отын тиімділігі қазіргі БГҚ-нан едәуір төмен, ал құны мен тарифі көмірден едәуір жоғары.

Энергия жүйесінің жаңа қуаттарға қажеттілігіне қарай қолданыстағы газ станцияларын ЖЭК енгізудің жаңа көлемін қолдай отырып, маневрлік режимге ауыстырған жөн. Мұндай шешім газдың абсолютті шығынын айтарлықтай азайтуға және энергия жүйесінің шығындарын азайтуға мүмкіндік береді. ГТҚ қуатын арттырып, ПӘК көтеру мақсатында оларды бу-энергетикалық станциялар түрінде жетілдіру нұсқаларын қарастыру орынды.

Жоспарлау бойынша ұсынымдар

Энергия құнын оңтайландыру және экономиканың бәсекеге қабілеттілігін сақтау үшін, менің ойымша, келесі қадамдар қажет:

• PLEXOS сияқты заманауи модельдеу құралдарын қолдана отырып, энергетикада жоспарлауды жүзеге асыру. Мұндай құралдарды қолдану энергия құнын оңтайландыруға мүмкіндік береді;

• энергетикалық жүйенің болашағы туралы жоспарлау және шешім қабылдау процесіне сараптамалық қоғамдастықтың қатысуын арттыру. Энергетиктердің ғана емес, тұтынушылардың, экономистердің және экологтардың да дауысын ескеру маңызды, өйткені шешімдер ондаған жылдарға жоспарланған;

• жаңа қуаттарды іріктеу кезінде құрылған бәсекелестік рәсімдерге барынша сенім арту. Қазақстандық тәжірибе ЖЭК пен жаңа қуаттарға бағаны төмендету бойынша аукциондық тетіктердің өте жоғары тиімділігін көрсетті;

• жылу энергиясын тұтыну саласында энергия тиімділігін қолдау тетіктерін құру. Жылу және ыстық су қажеттіліктеріне өте жоғары шығындар ЖЭО мен жылу желілерінің артық қуатын қажет етеді, шығындарды арттырады. Жылу энергиясына ұқыпты қарау жылу қуаттарын құруға және қолдауға жұмсалатын шығындарды оңтайландыруға және Қазақстанды көміртексіздендіру саласындағы міндеттемелерді орындауға жақындатуға мүмкіндік береді.