Как исполняется утвержденная тарифная смета по регулируемым услугам и инвестиционная программа, проинформировал общественность региона президент АО «Атырауская теплоэлектроцентраль» Максат Аленов.
Теплогенерация: работая в убыток
Руководитель энергопроизводящей компании рассказал о работе теплоэлектроцентрали и ответил на ряд вопросов об исполнении тарифных смет. Это предприятие, как известно, занимается производством и оптовой реализацией электрической энергии, производством и снабжением тепловой энергией города Атырау. На 1 января установленная электромощность предприятия составляет 479 МВт, установленная тепловая мощность – 789 Гкал/час, а с учетом районной (финской) котельной с паропроизводительностью 2520 тонн/час. Основное оборудование Атырауской ТЭЦ включает в себя 14 котлоагрегатов, 11 турбогенераторов и отдельную газотурбинную установку мощностью 60 Мвт. Теплоэнергия в виде пара подается потребителям по трубопроводу диаметром 350 мм. А теплоэнергия, вырабатываемая на ТЭЦ в виде горячей воды, транспортируется по двум трубопроводам диаметром 800 мм, ориентирована она на внутренний рынок для всех категорий потребителей города. Транспортировкой теплоэнергии до потребителей занимается АО «Атырауские тепловые сети». За доставку тепла оплата производится по тарифу, утвержденному антимонопольным департаментом. Кроме отчета по исполнению тарифной сметы на производство и снабжение теплоэнергии, президент АТЭЦ рассказал также о другой регулируемой услуге, которую оказывает данное предприятие, точнее, о предоставлении подъездных путей для проезда подвижного состава сторонних организаций.
Как пояснил Максат Аленов, ожидаемое исполнение инвестиционной программы предприятия за 2023 год было скорректировано и переутверждено совместным приказом антимонопольной службы области и управления энергетики и ЖКХ Атырауской области от 28.12.2023 года. Так, на 2021-2025 годы утвержден предельный уровень тарифа на услугу по производству и снабжению тепловой энергии с учетом инвестиционной составляющей. Объем принятой на 2023 год инвестпрограммы составляет 440 млн 705,51 тыс. тенге, ожидаемое исполнение – 440 млн 463, 58 тыс. тенге. Источником же финансового обеспечения инвестпрограммы за прошлый год являются амортизационные отчисления в сумме 440 млн 463,58 тыс. тенге. Как следует из разъяснений президента энергопроизводящей компании, производство тепловой энергии для ТЭЦ является убыточным. В качестве доказательства он привел данные и цифры постатейного ожидаемого исполнения тарифной сметы на эту услугу за 2023 год. Так, общие затраты на производство и предоставление услуги по тепловой энергии фактически обошлись предприятию в 3 млрд 248,3 млн тенге, тогда как в утвержденном тарифе эти затраты учтены в объеме 2 млрд 787 млн тенге. Это отклонение на 117%. Выросли затраты на ГСМ на 48%. Расходы на вспомогательные материалы выросли в 2,1 раза, затраты на материалы по ремонту – в 2,8 раза. Кроме того, выросли цены на передачу и распределение электрической энергии с 5,3 млн тенге до 9,2 млн тенге. Увеличили на предприятии и заработную плату. Таким образом, выросли все затраты и, судя по отчету, убыток от производства тепловой энергии составил 1 млрд 112 млн 178,9 тыс. тенге. На сегодня АТЭЦ все эти затраты покрывает за счет производства и оптовой реализации электрической энергии. И если 1 января 2023 года тариф был равен 8258 тенге 85 тиын, то уже 1 августа он возрос до 9900 тенге 86 тиын за 1 Гкал. Причиной роста тарифа на тепловую энергию, как было указано выше, стало повышение затрат на ГСМ, вспомогательные материалы, транспортировку природного газа на 6%, на ремонтные материалы и другие выросшие расходы.
Подъездные пути для себя, любимых
Что же касается исполнения тарифной сметы по услуге предоставления подъездных железнодорожных путей для проезда подвижного состава сторонних организаций за 2023 год, то эта деятельность, судя по отчету, также принесла убытки в 8,4 млн тенге. Затраты на содержание, эксплуатацию и ремонт подъездных путей распределены на два направления: для собственных нужд ТЭЦ и для внешних сторонних организаций. Здесь тариф тоже вырос с 2689 тенге 82 тиын до 11 325 тенге 07 тиын за вагонокилометр. Однако в настоящее время 95% подъездных путей эксплуатируется для собственных нужд предприятия. В тарифе был утвержден объем затрат и доходов от этой деятельности в размере 9 млн 156,09 тыс. тенге. А по факту затраты составили 12 млн 339,57 тыс. тенге, а объем доходов сложился в сумме 3 млн 929,63 тыс. тенге. То есть расходы выросли на 35%, а доходы оказались на 43% меньше от предусмотренных в тарифе. Эти убытки вновь, как и в первом моменте с тепловой энергией, покрываются за счет производства электроэнергии и ее оптовой реализации.
– Перед АО «Атырауская ТЭЦ» на ближайшую перспективу поставлены задачи и утверждены следующие мероприятия. Это выполнение в полном объеме ежегодной программы капитальных и текущих ремонтов основного и вспомогательного оборудования, зданий и сооружений. Далее стоит задача модернизации оборудования, отработавшего свой парковый ресурс, обеспечение выполнения мероприятий по продлению ресурса работы основного оборудования и выполнение инвестиционной программы, утвержденной на регулируемую услугу АО «АТЭЦ» на производство и снабжение тепловой энергии. На основании изложенного видно, что деятельность АО «Атырауская ТЭЦ» в сфере естественной монополии в 2023 году осуществлялась с соблюдением антимонопольного законодательства и в рамках утвержденных тарифных смет, – сообщил М. Аленов.
Градирня — удовольствие не из дешёвых
Атырауская ТЭЦ в летний жаркий период испытывает трудности, связанные с охлаждением оборудования. В случае его перегрева срабатывает автоматика, и оборудование приостанавливает генерацию энергии. За этим, естественно, следуют веерные отключения электроэнергии, перепады напряжения, неработающие сплит-системы и холодильники, что вызывает недовольство потребителей. В последние годы из-за падения уровня воды в реке Урал осуществлять забор воды стало труднее, и появились планы по возведению охлаждающей установки. Мы задали вопрос: «На какой стадии воплощаются планы по приобретению и сооружению охлаждающей установки – градирни? Какова его стоимость и как ее планируют приобретать?». Как ответил президент АО «АТЭЦ», отработано два ценовых предложения. Одно поступило от специализированной российской компании, подготовившей предварительные технико-экономические расчеты на установку градирни, а другое — от белорусской компании, презентовавшей свой проект. «Технически градирню можно установить только на четвертую очередь ТЭЦ, на первых трех очередях это невозможно сделать. Проект по строительству градирни рассчитан на три года, начиная с момента проектирования, заказа оборудования, его размещения, выполнения работ и сдачи объекта под ключ. И это, надо сказать, очень дорогостоящее оборудование и обходится оно примерно в 15 млрд тенге. Так что никакой тариф не выдержит такое приобретение. Даже если его разбить по 5 млрд, то все равно это будет большой тариф, и нам его никто не позволит утвердить. Ни в составе электроэнергии, ни тем более тепловой. Тогда, к примеру, среднеотпускной тариф по теплу должен вырасти до 15000 тенге за 1 Гкал, а потребители за однокомнатную квартиру будут платить не 5-7 тысяч тенге, а, к примеру, 35 тысяч тенге. Поэтому нами изыскиваются возможности по привлечению других финансовых механизмов на закуп такого оборудования. Как он пояснил, есть отдельные государственные программы для реализации таких дорогостоящих проектов, и частично раскрыл их суть. Для этого налажена плотная работа с Минэнерго РК. Со своей стороны Минэнерго обратилось с предложением в правительство и, надо полагать, в Парламент страны в части внесения изменений в действующее законодательство, регулирующие вопросы энергетики. А именно: для включения затрат на приобретение градирни, золоотвалов, дымовых труб для нужд электростанции, что позволит заключить инвестиционное соглашение с профильным министерством. На данный момент по действующим законодательным нормам можно приобрести только генерирующие источники — турбину, котлоагрегат, генератор. Если получится внести изменения, то можно эти затраты не включать в действующий тариф, а приобретать за счет рыночных механизмов. Один из которых — это рынок энергомощностей, помимо оптового рынка электрической энергии и балансирующего рынка. Это означает, что часть вырабатываемой электроэнергии АТЭЦ может продавать через РФЦ (расчетно-финансовый центр в Астане) как обычный рыночный товар по оптовой цене, заключив с РФЦ договор. В таком случае это позволит финансово обеспечить покрытие затрат на приобретение градирни. Будут ли для этого привлечены средства учредителей компании или заемные средства, решать акционерам и менеджменту компании. Как только проект по градирне будет реализован, Минэнерго будет компенсировать данные затраты согласно утвержденному механизму в течение последующих 10 лет. Так что АТЭЦ необходимо решить вопрос с поиском «длинных денег». Что касается износа Атырауской теплоэлектроцентрали, то на сегодня по предприятию этот показатель составляет 49,3%, и он не самый худший по республике. В 2022 году он равнялся 56,3%. Не без гордости руководитель компании отметил, как активно выполняются работы по замене старых турбин на новые, производится ремонт и замена другого энергетического оборудования согласно инвестиционной программе. Скажем открыто, есть по стране регионы, где ТЭЦ и электростанции изношены на 80-90%. Например, по данным Министерства энергетики на 2023 год, Аркалыкская ТЭЦ признана изношенной на 95,4% (1963 год постройки), Уральская – на 95,3% (1960 г.), Кызылординская – на 88,5% (1975 г.), Таразская – на 87,2% (1952 г.), Павлодарская ТЭЦ-2 – на 77,6% (1961 г.). Это ТЭЦ, находящиеся в критической «красной» зоне. Наша же находится в так называемой «желтой» зоне, где-то посередине и при этом возраст ее — более 60 лет. В благополучной «зеленой» зоне по Казахстану находится всего три ТЭЦ. А это означает, в целом сфере энергетики страны есть куда расти и двигаться.
