Напомним, ранее inbusiness.kz писал, что для повышения инвестпривлекательности строительства или обновления генерации в 2024 году энергетическим ведомством был повышен годовой лимит на возврат инвестиций с прежнего уровня в 32 млрд тенге до 428 млрд тенге, что является отражением действующей программы «тариф в обмен на инвестиции».
На весь объем этого годового лимита электростанции, заключившие инвестсоглашения с минэнерго и построившие новую генерацию или модернизировавшие старую, будут получать выплаты с рынка мощности, то есть возвращать часть своих вложений в сумме, установленной на год. Естественно, такой возврат инвестиций будет финансироваться за счет потребителей через рост тарифа на мощность, который заложен в конечную цену на электроэнергию, а значит электричество для населения и бизнеса будет дорожать еще больше. Здесь также можно вспомнить, что электроэнергия у электростанций, имеющих инвестсоглашения, выкупается приоритетно единым закупщиком.
По данным энергетического ведомства, сейчас действует 19 инвестсоглашений общей мощностью 2,48 ГВт. 13 из них на 1,4 ГВт были заключены после увеличения лимита с 32 млрд до 428 млрд тенге. При этом 3 соглашения были расторгнуты по инициативе собственников электростанций, отмечают в отраслевом госоргане.
«На сегодня действуют 6 инвестиционных соглашении заключенных до увеличения годового лимита возвратных инвестиций: 1. АО «Шардаринская ГЭС» (модернизация ГЭС с заменой гидроагрегатов) – 126 МВт; 2. АО «Атырауская ТЭЦ» (замена турбины №6 и приобретение ТГ (турбоагрегат – прим.) №13) – 130 МВт; 3. ТОО «Экибастузская ГРЭС-1 им. Б. Нуржанова» (восстановление блока-1) – 500 МВт; 4. АО «Актобе ТЭЦ» (Введение ГТУ (газотурбинная установка – прим.) – 57 МВт; 5. ТОО «Главная распределительная энергостанция Топар» (замена тг №3) – 130 МВт; 6. ТОО «Главная распределительная энергостанция Топар» (замена тг №4) – 130 МВт», — констатировали в минэнерго.
Кроме того, в профильном госучреждении перечислили 13 инвестсоглашений, которые были заключены после увеличения годового лимита возвратных инвестиций.
«7. ТОО «Усть-Каменогорская ТЭЦ» (строительство тг № 13 и котла № 16) – 100 МВт; 8. ТОО «Караганда Энергоцентр» (строительство котла №9 и тг №7) – 140 МВт; 9. АО «Атырауская ТЭЦ» (ввод котла ст. № 15) – 34,6 МВт; 10. АО «Атырауская ТЭЦ» (ввод тг ст. № 11) – 25 МВт; 11. ТОО «Kazakhmys Energy» ЖТЭЦ (замена котла ст. № 10 и замена тг № 5) – 50 МВт; 12. ТОО «Kazakhmys Energy» ЖТЭЦ (замена котлоагрегата ст. № 8) – 43 МВт; 13. ТОО «Kazakhmys Energy» БТЭЦ (установка котла ст. № 5 и тг) – 50 МВт; 14. АО «Жамбылская ГРЭС им. Т.И. Батурова» (строительство ГТУ) – 210 МВт; 15. ТОО «Текелийский энергокомплекс 1-й этап» (введение 2-х ГТУ (2*12)) – 24 МВт; 16. ТОО «Текелийский энергокомплекс 2-й этап» (введение ГТУ) – 12 МВт; 17. ТОО «Текелийский энергокомплекс 3-й этап» (введение 3-х котлов-утилизаторов и паровой турбины с генератором) – 17 МВт; 18. ТОО «МАЭК-Казатомпром» (строительство ПГУ) – 160 МВт; 19. ТОО «Экибастузская ГРЭС-2» (установка энергоблока №3) – 550 МВт», — дополнили список в минэнерго.
Вместе с тем информация о стоимости проектов, охваченных инвестсоглашениями, почему-то несет конфиденциальный характер, хотя за них придется расплачиваться потребителям через рынок мощности. Значит, они не будут знать, почем и почему они будут платить растущие тарифы за дорогущие новые мощности, которые им еще могут и не понадобится, пока общие счета за них не придут им в квитанциях, но даже тогда отделить тариф на мощность от общей конечной цены на электроэнергию будет сложно.
Кстати, в ответе минэнерго дополнительно сообщается, что реализация проектов АО «Евроазиатская энергетическая корпорация» по реконструкции Аксуской ГРЭС, а также ТОО «Karabatan Utility Solution» по расширению парогазовой установки предусмотрено планом мероприятий по развитию электроэнергетической отрасли до 2035 года, который был утвержден приказом минэнерго в феврале прошлого года. Вероятно, эти больше промышленные проекты также нужно будет оплачивать потребителям.
По сообщению сайта EKaraganda.kz