На сколько должен вырасти тариф, чтобы решить вопрос износа энергосетей

Евгения Ермакова 326

Заявки на повышение тарифов на передачу электроэнергии поступают от многих казахстанских энергопередающих компаний. Многие из них – частные, потому все свои затраты закладывают в тариф.

Фото: pixabay.com

Энергопередающие компании Костанайской области посчитали, сколько надо средств, чтобы снизить износ энергосетей до 40-50%. Сегодня по региону картина нерадостная – официально износ колеблется в районе 90%. Если вопрос решать в сжатые сроки, то тариф костанайских монополистов на передачу электроэнергии должен вырасти в 5-8 раз. Зависеть это будет от мощности сетей и количества подстанций, которыми владеет каждая отдельно взятая энергопередающая организация, сообщает inbusiness.kz.

Тариф будет расти

Стоимость электроэнергии для потребителей Костанайской области останется неизменной до середины весны. Нужно время на пересмотр действующих тарифов. Но энергопередающие организации ТОО «Межрегионэнерготранзит» (МРЭТ) и ТОО «ЭПК forfait» уже подали заявки на увеличение инвестиционной программы. Суммарно компании запросили на эти цели дополнительно 680 млн тенге. Все эти средства должны пойти на ремонт сетей и оборудования. Общий износ снизится незначительно. По расчетам специалистов, только МРЭТ для снижения износа на 1% нужно около 2 млрд тенге в год.

Основания для увеличения объема инвестпрограмм у костанайских энергопередающих компаний есть. Трансформаторы отслужили двойной срок и уже физически и морально устарели. Линии электропередач также требуют замены вместе с опорами. Такие вложения кратно снижают количество обрывов с отключений на отремонтированном участке.

В энергопередающих организациях говорят о том, что существующие вложения, а это 1,5-2,5 млрд тенге в год на каждое предприятие, позволяют лишь сдерживать рост тарифа. О существенном снижении речи пока нет.

При существующих объемах инвестиций, на решение проблемы высокого износа понадобится 30-40 лет. В рамках программы «Тариф взамен на инвестиции» процесс хотят ускорить.

По подсчетам специалистов ТОО «МРЭТ» на снижения износа сетей и оборудования до 40-45% им нужно около 196 млрд тенге. Если принимать решение о решении проблемы в течение 5 лет, то тариф должен будет вырасти в 8-10 раз. При этом, по словам специалистов, часть денег уйдет на сопутствующие траты. Что это значит?

Сегодня, по данным главного инженера ТОО «МРЭТ» Виктора Кирий, работы по ремонтам они проводят хозспособом. Это заметно удешевляет ремонты. На привлечение сторонних подрядчиков, разработку проектной документации, технический надзор и т.д. понадобятся дополнительные деньги. В общей сумме трат это статьи расходов могут составить до 30%. Но своими силами предприятие может осваивать в год лишь около 5 млрд тенге. И то при условии, что часть средств компания потратит на покупку спецтехники, для увеличения скорости и качества ведения работ.

Ремарка про технику звучит неспроста, начиная с 2023 года, МРЭТ и департамент по регулированию естественных монополий по Костанайской области спорят о целесообразности подобных покупок. Дело уже дошло до верховного суда, куда монополист подал иск, оспаривая намерение надзорного органа ввести компенсирующий тариф.

С ТОО «ЭПК forfait» тоже все непросто. Компании нужно ежегодно порядка 10 млрд тенге инвестиций в ремонты и модернизацию сетей и оборудования. Эти деньги позволят быстро решить вопрос износа, но приведут к росту тарифа в 5-6 раз. И опять же, такой объем работ своими силами компания не потянет. Надо будет привлекать сторонние организации, что приведет к росту затрат.

Экономисты энергопередающих компаний говорят о том, что работа в рамках проекта «Тариф взамен на инвестиции» — более мягкий способ решения проблемы износа. Предлагаемый новый инструмент прямого кредитования, пусть и на льготных условиях, приведет к значительному росту тарифа. А нагрузка по обслуживанию этих обязательств ляжет на плечи конечного потребителя.

Трансформаторный вопрос

Опуская вопрос финансовый, монополисты изучают вопрос реальной возможности Казахстана закрыть потребности энергопередающих предприятий в материалах и оборудовании. Речь об опорах, кабельной продукции, трансформаторах и т.д.

По официальным данным, озвученным в Казахстанской ассоциации энергоремонтных, проектных, инжиниринговых компаний и производителей энергетического оборудования (КАЗЭПИ), казахстанское содержание в отечественных сетях составляет порядка 92%. Если говорить о подстанциях, то этот показатель в районе 65-67%. Казахстан самостоятельно производит значительный объем товаров и оборудования, необходимых для обновления энергосетей.

Но что будет, если объемы ремонтов вырастут в разы? В ТОО «Межрегионэнерготранзит» отмечают, что есть риски, когда спрос превысит возможное предложение.

«Мы в 2024 году покупали четыре трансформатора. Из отечественных производителей в конкурсе участвовал только завод «Алагеум Электрик», точнее их кентауский завод. Они нам оборудование и поставили. Были небольшие задержки по срокам поставки. Мы ожидаем ограничения в возможностях поставки трансформаторов 35-110 кВ при реализации Национального проекта. Только нашей компании потребуется около 90 трансформаторов в год, а в целом по Казахстану не менее 1000 штук, а производитель у нас один», — отметил главный инженер ТОО «МРЭТ» Виктор Кирий.

Но в казахстанской «Alageum Electric», где трансформаторы и производят, эти опасения не разделяют. В пресс-службе на вопросы корреспондента inbusiness.kz ответили, что текущие потребности Казахстана в трансформаторах они покрывают полностью. Есть и экспортные поставки. В год заводы выпускают около 40 тыс. единиц готовой продукции.

«В 2024 год заводы группы произвели 450 трансформаторов на напряжение 35, 110, 220, 500 кВ. Загруженность цехов по поступившим заявкам составила 45%. Потенциал наших предприятий, при наличии заказов, позволяет производить до 1000 и более трансформаторов на 35-110 кВ ежегодно. Соответственно, производственные возможности «Alageum Electric» позволяют полностью обеспечить внутренний спрос Казахстана на трансформаторы 35-110 кВ», — прокомментировали в пресс-службе ГК.

Специалисты отметили, что при необходимости заводы можно дозагрузить. За последние 10 лет компания расширила свое влияние, построив три завода в Уральске, Шымкенте и Петропавловске. Многое здесь зависит от реального спроса.

«Я на стороне отечественного товаропроизводителя и не разделяю опасения костанайских специалистов. К тому же в случае с Алагеум нет протекционизма, потому что запрета на импорт трансформаторов в Казахстан нет. В случае дефицита, энергопередающие организации могут приобрести оборудование российского или белорусского производства. Но отечественные заводы отлично конкурируют с ними по цене», — отметил председатель КАЗЭПИ Сергей Агафонов.

Он добавил, что сегодня в республике готовят техрегламент, который позволит остановить приток на отечественный рынок низкокачественных трансформаторов.

Штрафные санкции

Уход с рынка энергоснабжающих организаций, как регулируемых, так и нерегулируемых, привел к передаче их функционала энергопередающим организациям. В Костанайской области функции ТОО «Костанайский энергоцентр» по сбору платежей с потребителей возложили на ТОО «ЭПК forfait». По сути это одна из региональных энергоснабжающих компаний (РЭК) Костанайской области. Есть в регионе и второй подобный игрок – ТОО «ЭПК Атико», который обслуживает потребителей части городов и южных районов области.

В ТОО «ЭПК forfait» отметили, что кассовые разрывы в поступлении платежей со стороны потребителей уже есть. Причина в том, что энергостанциям они платят авансом, а физлица вносят платежи до 25 числа месяца, следующего за отчетным – то есть как минимум на месяц позже. Компания уже думает над тем, чтобы открывать кредитную линию для решения проблемы.

В ТОО также подняли вопрос внедрения единых подходов в оплате электроэнергии для физических и юридических лиц, а также энергопередающих организаций. Один из вариантов – все должны платить за электроэнергию авансом. Это решит вопрос кассовых разрывов.

«Сейчас начинает формироваться нехорошая тенденция, результатом которой станут более интенсивные отключения электроэнергии у потребителей. Причина в объединении функций передачи и снабжения электроэнергией в рамках одной организации — РЭК. Но это разные торговые модели. У энергопередающих организаций (или РЭК) договор не подразумевает отсрочки платежа. Они заимствуют деньги на ремонты, но не на решение вопросов с дебиторкой. Энергоснабжающие организации работали с отсрочкой платежей и именно для закрытия кассовых разрывов брали кредиты и договаривались с потребителями. Дополнительный фактор, усугубляюший эту тенденцию, – рост НДС. Значит и дебиторка тоже будет расти. В этой ситуации, полагаю, РЭКи будут все больше и больше «закручивать гайки», им не нужна клиентоорентированость, как это было у энергоснабжающих организаций», — отметил Сергей Агафонов.

В январе уже был подписан указ о росте предельных тарифов. Тогда речь шла об энергостанциях и ТЭЦ. Сегодня департаменты КРЕМ в регионах рассматривают заявки от энергопередающих организаций – одно из звеньев в цепи от производителя до поставщика. После будут корректировать тариф для конечных потребителей. Вероятно, он вырастет для всех категорий потребителей, включая население. Потому что физлица в Костанайской области платят за свет ниже его себестоимости.

Каким будет рост, пока непонятно. Энергопередающие организации говорят о необходимости увеличивать траты не только на ремонты, но и зарплаты сотрудников. В заявках, которые уже подали на увеличение инвестпрограммы, рост тарифа МРЭТа может составить 27%. Тариф ТОО «ЭПК forfait» просит плюс 20%. Эти изменения ощутимо повлияют на тариф для конечного потребителя, который будут рассматривать в рамках заявки на повышение тарифа на энергоснабжение.

Многие инвестиции в развитие энергосистемы Казахстана, вероятно, положат в тариф. Минэнерго продолжает попытки повысить инвестпривлекательность этой отрасли.