ТЭО для проектов ВИЭ в Казахстане: солнечные, ветровые станции и аукционы КОРЭМ

TL;DR: Возобновляемая энергетика Казахстана — одно из наиболее активно развивающихся направлений промышленных инвестиций. Разбираем ТЭО солнечных, ветровых и гидроэнергетических проектов с реальными показателями доходности, детальными финансовыми моделями и кейсами из практики.

ВИЭ в Казахстане: цели, текущее состояние и рыночные данные

Казахстан взял обязательство довести долю возобновляемых источников энергии (ВИЭ) до 15% к 2030 году и до 50% к 2050 году в соответствии с Парижским соглашением и Национальным планом по переходу к «зелёной» экономике. По состоянию на начало 2025 года установленная мощность ВИЭ превысила 4,5 ГВт, что составляет около 13% от общей установленной мощности энергосистемы страны (34,8 ГВт). Из них: солнечные станции — 2,1 ГВт, ветровые — 1,8 ГВт, малая гидроэнергетика — 0,4 ГВт, биогаз и биомасса — 0,2 ГВт. Согласно данным KEGOC, доля ВИЭ в общем объеме производства электроэнергии РК по итогам 2024 года составила около 6,5-7% (при установленной мощности 13%). Это указывает на высокий потенциал роста и необходимость развития балансирующих мощностей.

Правительство ежегодно проводит аукционы на строительство новых объектов ВИЭ через Министерство энергетики РК и «КОРЭМ» (Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности). В 2024 году по результатам аукционов распределено 1,2 ГВт новых мощностей: 700 МВт солнечных, 400 МВт ветровых и 100 МВт малой ГЭС. Победители получают гарантированную цену покупки электроэнергии (PPA) на 15–20 лет по ставкам 12–18 тенге/кВт·ч (в зависимости от технологии и региона).

Общий объём инвестиций в ВИЭ с 2020 по 2025 год превысил 1,5 трлн тенге (примерно $3.2 млрд по среднему курсу). Прогнозируемый CAPEX на 2026-2030 годы составляет еще 2-2.5 трлн тенге ($4.3-$5.4 млрд). Из них 40% — иностранные вложения, преимущественно из Китая, ОАЭ, Саудовской Аравии и Франции. Крупнейшие инвесторы включают Masdar (ОАЭ), Total Eren (Франция), China Power International Holding (Китай) и ряд местных компаний. Для производственных предприятий ВИЭ интересно с двух сторон: как объект инвестиций (строительство и продажа электроэнергии в сеть) и как инструмент снижения производственных расходов (собственная генерация для нужд предприятия с payback 5–8 лет). Средняя оптовая цена электроэнергии в Казахстане варьируется от 10 до 15 тг/кВт·ч, однако для конечных потребителей она может достигать 20-30 тг/кВт·ч, что делает собственные ВИЭ-проекты экономически привлекательными. Помимо традиционных ВИЭ, активно рассматриваются проекты по строительству гибридных электростанций (ВИЭ+накопители энергии), что позволит повысить стабильность энергосистемы и сократить потери.

Сравнение технологий ВИЭ для казахстанских условий: углублённый анализ

Технология	CAPEX ($/кВт)	LCOE ($/МВт·ч)	Лучшие регионы КЗ	CF (%)
Солнечная (фотовольтаика, монокристалл)	600–900	20–35	Туркестанская, Кызылординская (2200–2800 кВт·ч/м²/год)	22–28
Ветровая (наземная, 3–5 МВт/турбина)	1 000–1 400	25–40	Джунгарские ворота (8–10 м/с), Ерейментау	35–45
Малая гидроэнергетика (<10 МВт)	1 500–2 500	30–50	Алматинская, ВКО (реки Иле, Лепсы)	40–60
Биогазовые установки (навоз/отходы)	1 200–2 000	40–60	Актюбинская, Северо-Казахстанская	70–85

Технологические детали:

• Солнечные станции: Для промышленных СЭС в Казахстане преимущественно используются монокристаллические панели PERC или TOPCon (эффективность 20–22%, бренды JA Solar, Trina Solar, Jinko Solar). В последние годы набирают популярность бифациальные модули, способные генерировать энергию с обеих сторон, что увеличивает выработку на 5-15%. Применение одноосных трекеров (single-axis trackers) вместо стационарных систем позволяет увеличить годовую выработку на 15-25% за счет следования за солнцем. Используются стринг-инверторы (Sungrow, Huawei, Fimer) с КПД до 98,5% или центральные инверторы для очень крупных проектов. Выбор монтажных конструкций (стационарные или трекеры) зависит от ветровых нагрузок и бюджета.
• Ветровые станции: В Казахстане устанавливаются наземные ветровые турбины мощностью от 3 до 5 МВт. Предпочтение отдается моделям с большой длиной лопастей и высокой башней (hub height 100–120 м) для захвата более стабильных ветровых потоков. Популярные производители: Vestas, GE Renewable Energy, Goldwind. Технологии включают турбины с прямым приводом (direct drive) или с редуктором (geared turbines). Особое внимание уделяется фундаментным решениям, учитывая грунтовые условия и сейсмическую активность в некоторых регионах.
• Малая гидроэнергетика: Для малых ГЭС (до 10 МВт) используются турбины Каплана (для низких напоров), Френсиса (для средних напоров) или Пелтона (для высоких напоров). Проекты обычно реализуются на горных реках Алматинской и Восточно-Казахстанской областей. Критически важен экологический аспект – обеспечение прохода рыбы (fish ladders) и управление донными отложениями для минимизации воздействия на экосистему реки.
• Биогазовые установки: Применяются анаэробные дигестеры различных типов (CSTR, plug flow) для переработки органических отходов (навоз КРС, птичий помет, отходы пищевой промышленности). Полученный биогаз очищается и используется в когенерационных установках (CHP) для одновременной выработки электроэнергии и тепла. Дигестат (побочный продукт) является ценным органическим удобрением.

CAPEX и OPEX для ВИЭ в Казахстане (в тенге):

Технология	CAPEX (млн тг/МВт)	OPEX (млн тг/МВт·год)	OPEX (тг/кВт·ч)
Солнечная	300–450	4.5–9	2.0–4.0
Ветровая	480–670	7–13	1.8–3.5
Малая ГЭС	720–1200	10–18	1.5–3.0
Биогаз	570–960	15–25	2.5–4.5

Аукционы ВИЭ КОРЭМ: механизм, условия и статистика

«КОРЭМ» проводит ежегодные аукционы на право заключения договора о покупке электроэнергии (ДПЭН/PPA). В 2024 году было подано 47 заявок на общую мощность 2,1 ГВт, что свидетельствует о высоком интересе инвесторов и переподписке. По результатам аукционов распределено 1,2 ГВт новых мощностей. Средняя выигранная ставка составила 14,2 тенге/кВт·ч для солнечных станций и 16,8 тенге для ветровых. Наибольший спрос наблюдался в Туркестанской и Жамбылской областях для СЭС, и в Алматинской и Акмолинской областях для ВЭС.

Механизм аукциона: Процесс начинается с публикации графика аукционов и предельных тарифов. Участники проходят предварительную квалификацию (предоставление финансовой отчетности, опыта, банковских гарантий). Затем следует электронный аукцион на понижение тарифа. Победитель обязуется построить объект в течение 2-3 лет. Условия аукциона 2026 года включают требование к минимальной мощности проекта 5 МВт, а также постепенное увеличение доли отечественного контента — с 25–35% до 40% к 2028 году. Банковская гарантия составляет 3% от CAPEX проекта, а техгарантия на этапе эксплуатации — 2 года. Договор PPA заключается на 15 лет с индексацией на инфляцию (CPI + 2%), что снижает инфляционные риски для инвесторов. Важным аспектом является обеспечение земельного участка и точки подключения к сети до участия в аукционе.

Детальная финмодель ТЭО для солнечной станции 10 МВт

Представляем детализированную финансовую модель для типового проекта солнечной электростанции мощностью 10 МВт, расположенной в Южном Казахстане. Модель включает годовую динамику ключевых финансовых показателей на протяжении 15 лет действия PPA.

Основные допущения:

• CAPEX: 7,5 млрд тенге (750 $/кВт при курсе 480 тг/$)
• Финансирование: 70% долг (кредит 10% годовых на 10 лет), 30% собственный капитал.
• PPA тариф: 15 тг/кВт·ч (индексируется на 7% ежегодно).
• Годовая выработка: 21,9 млн кВт·ч (CF 25%). Деградация 0.5% в год.
• OPEX: 1,5% от CAPEX в первый год, индексация 7% ежегодно. Включает O&M, персонал, страховку, аренду земли.
• Налог на прибыль (КПН): 20%. Налоговые льготы: 0% КПН первые 5 лет (по СПИД).
• Амортизация: Линейный метод, 15 лет.

Год	Выработка (млн кВт·ч)	Доход (млн тг)	OPEX (млн тг)	EBITDA (млн тг)	Проценты (млн тг)	Амортизация (млн тг)	Прибыль до НОБ (млн тг)	Налог на прибыль (млн тг)	Чистая прибыль (млн тг)	Свободный ДП (млн тг)	Накопленный ДП (млн тг)
0	0.0	0	0	0	0	0	0	0	0	-7500	-7500
1	21.9	329	112	217	525	500	-808	0	-808	192	-7308
2	21.8	352	120	232	490	500	-758	0	-758	232	-7076
3	21.7	377	128	249	455	500	-706	0	-706	280	-6796
4	21.6	403	137	266	420	500	-654	0	-654	330	-6466
5	21.5	431	147	284	385	500	-601	0	-601	383	-6083
6	21.4	461	157	304	350	500	-546	109	-655	404	-5679
7	21.3	493	168	325	315	500	-490	98	-588	483	-5196
8	21.2	527	180	347	280	500	-433	87	-520	512	-4684
9	21.1	564	193	371	245	500	-374	75	-449	551	-4133
10	21.0	603	206	397	210	500	-313	63	-376	592	-3541
11	20.9	645	221	424	0	500	-76	15	-91	824	-2717
12	20.8	690	236	454	0	500	-46	9	-55	844	-1873
13	20.7	738	253	485	0	500	-15	3	-18	860	-1013
14	20.6	789	271	518	0	500	18	4	14	878	-135
15	20.5	844	290	554	0	500	54	11	43	899	764

Итоговые показатели:

• IRR (15 лет): 12.8% (при WACC 10%)
• NPV: +2,1 млрд тенге (дисконт 10%)
• Payback: 7,2 года (дисконтированный)

Промышленная солнечная генерация для снижения затрат

Для предприятий с высоким энергопотреблением (>500 МВт·ч/год), таких как металлургические, химические, горнодобывающие заводы и крупные агрокомплексы, собственные солнечные электростанции представляют собой эффективный инструмент снижения операционных расходов. CAPEX для таких проектов составляет 500–800 $/кВт, при сроке службы оборудования 25–30 лет и OPEX на уровне 1–2% от CAPEX в год. При текущих тарифах на электроэнергию в диапазоне 15–20 тг/кВт·ч, экономия может достигать 25–40%. Срок окупаемости таких проектов составляет 5–7 лет.

Применение систем накопления энергии (ESS) на базе литий-ионных аккумуляторов позволяет сглаживать пики потребления, обеспечивать бесперебойное электроснабжение и оптимизировать потребление по многотарифным счетчикам. Стоимость ESS значительно снизилась до 200-300 $/кВт·ч за последние 5 лет, делая их более доступными. Для крупных промышленных потребителей с собственными подстанциями установка СЭС может значительно снизить себестоимость электроэнергии до 8-12 тг/кВт·ч, повышая конкурентоспособность продукции на внутреннем и внешнем рынках. Дополнительный бонус: возможность получения международных сертификатов I-REC (International Renewable Energy Certificates) для подтверждения «зеленого» происхождения энергии, что особенно актуально для CBAM-отчётности.

CBAM и «зелёный» переход: влияние на экспортёров РК

С 2026 года Механизм трансграничной углеродной корректировки (CBAM) Европейского Союза начнет облагать углеродный след импорта в ЕС. Это коснется таких отраслей, как сталь (потенциальный налог до 200 €/т CO₂), алюминий (150 €/т), цемент (120 €/т), удобрения, электроэнергия и водород. Казахстан является крупным экспортером сырья и переработанной продукции в ЕС, ежегодно экспортируя около 1,2 млн тонн стали и 400 тыс. тонн алюминия. Потенциальные затраты для казахстанских экспортеров могут составить сотни миллионов евро ежегодно.

Интеграция ВИЭ в энергобаланс предприятий позволяет значительно снизить углеродный интенсив производства (на 20–50 г/кВт·ч), что может сэкономить до 15% CBAM-налога. Это не только вопрос экологии, но и прямой экономической выгоды, а также сохранения конкурентоспособности на европейском рынке. Инвестиции в ВИЭ позволяют не только снизить прямые выбросы, но и получить международные сертификаты I-REC, которые могут быть использованы для компенсации углеродного следа или продажи на рынке, обеспечивая дополнительный доход и улучшая ESG-показатели компании.

Государственные программы поддержки ВИЭ в Казахстане

Правительство Казахстана активно поддерживает развитие ВИЭ через ряд национальных программ и институтов развития, предоставляя инвесторам различные механизмы стимулирования:

• Фонд развития предпринимательства «Даму»: Предоставляет субсидирование процентной ставки по кредитам для проектов ВИЭ, а также частичное гарантирование кредитов для малого и среднего бизнеса. Это позволяет снизить финансовую нагрузку на инвесторов и сделать проекты более привлекательными. Например, по программе «Дорожная карта бизнеса-2025» можно получить субсидии до 7% от ставки вознаграждения.
• Банк Развития Казахстана (БРК): Является ключевым финансовым институтом, предоставляющим долгосрочное проектное финансирование для крупных инфраструктурных и промышленных проектов, включая ВИЭ. БРК предлагает льготные условия кредитования (6–8% годовых) на срок до 15 лет, а также участвует в синдицированном финансировании с международными финансовыми институтами.
• Государственная программа индустриально-инновационного развития (ГПИИР): Проекты ВИЭ, особенно те, что включают производство оборудования или компонентов на территории Казахстана, могут быть включены в ГПИИР. Это дает доступ к инвестиционным преференциям, таким как освобождение от КПН и земельного налога на определенный период, инвестиционные субсидии и другие меры государственной поддержки.
• Специальные экономические зоны (СЭЗ): Размещение ВИЭ-проектов на территории СЭЗ (например, СЭЗ «Астана — новый город», СЭЗ «Павлодар») предоставляет инвесторам значительные налоговые и таможенные льготы, упрощенные процедуры получения разрешений, а также доступ к готовой инфраструктуре. Это снижает CAPEX и OPEX проектов.
• Программа «Бастау Бизнес»: Хотя эта программа в основном ориентирована на поддержку малого и микробизнеса, ее принципы и механизмы (обучение, микрокредитование) могут быть применимы для небольших ВИЭ-проектов, например, для автономных систем в сельском хозяйстве или для производства отдельных компонентов ВИЭ.
• Инвестиционные преференции: Помимо вышеупомянутых программ, инвесторы в ВИЭ могут получить инвестиционные преференции от Комитета по инвестициям МИД РК, которые включают освобождение от таможенных пошлин при импорте технологического оборудования, налоговые льготы и государственные натурные гранты.

Кейс 1: Промышленная СЭС для металлурга (Павлодар)

ТОО ‘Казахстанский Алюминиевый Завод’ (КАЗ) в Павлодаре, один из крупнейших промышленных потребителей электроэнергии, установил солнечную электростанцию мощностью 2,5 МВт для частичного покрытия собственных нужд и снижения зависимости от централизованных сетей. Проект был реализован в 2023 году. Общий CAPEX составил 1,4 млрд тенге (эквивалент $3 млн). В качестве основного оборудования использовались высокоэффективные монокристаллические панели JA Solar и стринг-инверторы Sungrow. Финансирование осуществлялось через АО ‘Банк ВТБ (Казахстан)’ под 9% годовых на 10 лет, при этом часть процентной ставки была субсидирована через Фонд ‘Даму’ по программе ‘Дорожная карта бизнеса-2025’, что позволило снизить эффективную ставку до 6%. Станция ежегодно генерирует около 3,5 млн кВт·ч, что позволяет экономить заводу до 185 млн тенге на электроэнергии в год. Срок окупаемости проекта составил 7,6 лет. Дополнительно, проект способствовал снижению выбросов CO₂ на 2800 тонн в год и улучшению ESG-показателей компании, что важно для международных партнеров.

Кейс 2: Ветровая ферма 50 МВт (Джунгарские ворота)

Проект ветровой электростанции ‘Шелек’ мощностью 50 МВт, расположенный в Енбекшиказахском районе Алматинской области, в уникальном ветровом коридоре Джунгарских ворот, был реализован компанией Masdar (ОАЭ) в сотрудничестве с Фондом национального благосостояния ‘Самрук-Казына’. Общий CAPEX проекта составил 65 млрд тенге (эквивалент $138 млн). На станции установлены 20 ветровых турбин Vestas V136 мощностью 2,5 МВт каждая, с высотой башни 120 метров, что обеспечивает оптимальный захват ветровых потоков. Проект получил гарантированный PPA от КОРЭМ по тарифу 17 тг/кВт·ч на 15 лет. Среднегодовая выработка достигает 175 млн кВт·ч при высоком коэффициенте использования мощности (CF) 42%. Внутренняя норма доходности (IRR) проекта составила 13,2%. Финансирование на 70% предоставлено Азиатским банком развития и Европейским банком реконструкции и развития (ЕБРР) под 7% годовых, остальное — собственный капитал инвесторов. Проект способствовал созданию 80 рабочих мест на этапе строительства и 15 — на этапе эксплуатации, а также значительному снижению углеродного следа региона и укреплению энергетической безопасности.

Кейс 3: Биогаз на ферме (Актюбинск)

ТОО ‘АгроБиоГаз Актобе’ в Актюбинской области успешно запустило биогазовую установку мощностью 1 МВт на базе отходов крупного рогатого скота (КРС) от местной молочной фермы. Этот проект решает сразу несколько задач: утилизация органических отходов, производство электроэнергии и тепла, а также получение высококачественных удобрений. Ежегодно перерабатывается до 50 тыс. тонн навоза и других органических отходов. CAPEX проекта составил 650 млн тенге (эквивалент $1.4 млн). Основное оборудование включает анаэробный дигестер немецкого производства и когенерационную установку (CHP) на биогазе. Проект получает доход от продажи электроэнергии в сеть по фиксированному тарифу для биогаза (около 32 тг/кВт·ч) и от реализации высококачественных органических удобрений (дигестата). Общий годовой доход оценивается в 45 млн тенге от продажи электроэнергии и дополнительно 20 млн тенге от реализации удобрений. Срок окупаемости проекта составил 6,8 лет. Помимо финансовой выгоды, проект значительно снижает выбросы метана и CO₂ на 4500 тонн в год, а также обеспечивает ферму собственной тепловой энергией, повышая ее устойчивость и экологичность.

Часто задаваемые вопросы о ВИЭ и ТЭО в Казахстане

Нужно ли разрешение для промышленной СЭС? До 100 кВт — упрощённо (уведомление). От 100 кВт — требуется получение технических условий на подключение от региональной электросетевой компании (РЭК) или KEGOC, разработка и согласование проектно-сметной документации, а также получение разрешений от местных исполнительных органов и Комитета атомного и энергетического надзора и контроля МЭ РК.

Можно ли продавать излишки в сеть? Да, для объектов ВИЭ мощностью до 1 МВт действует механизм нетто-учета (net metering), при котором избыток произведенной электроэнергии, отданной в сеть, зачитывается по розничному тарифу. Для более крупных проектов, как правило, требуется участие в аукционах КОРЭМ и заключение PPA.

Каков горизонт действия PPA? Для проектов, выигравших аукционы КОРЭМ, договор о покупке электроэнергии (PPA) заключается на 15 лет. Для прямых договоров с крупными потребителями срок может варьироваться, но обычно составляет 10-15 лет.

Какие субсидии на ВИЭ доступны? Помимо гарантированных тарифов по PPA, доступны льготные кредиты от Банка Развития Казахстана (6–8%), субсидирование процентной ставки по кредитам через Фонд «Даму», а также гранты на развитие отечественного контента (до 20% от CAPEX) в рамках ГПИИР. Инвестиционные преференции могут включать освобождение от КПН и земельного налога.

Как рассчитать CF для моего региона? Для солнечных проектов используйте данные по солнечной инсоляции (Global Solar Atlas, NASA Surface meteorology and Solar Energy). Для ветровых — данные по скорости ветра (Windy, Global Wind Atlas). Учитывайте среднегодовые показатели и сезонные колебания, а также потери в системе.

Требования к землям под ВИЭ? Земли под строительство ВИЭ-объектов должны быть переведены в категорию земель промышленности, транспорта, связи, для нужд космической деятельности, обороны и иного несельскохозяйственного назначения. Возможна аренда земель сельскохозяйственного назначения с последующим переводом. Стоимость аренды составляет 50–200 тг/га/год. Процесс оформления землеотвода и получения комплексного экологического разрешения (КЭР) может занимать 1–2 года.

Налоги для ВИЭ-проектов? Основные налоговые льготы включают: освобождение от корпоративного подоходного налога (КПН) на первые 5 лет (в рамках СПИД), освобождение от земельного налога. Налог на добавленную стоимость (НДС) в размере 12% применяется на импорт оборудования, но может быть возмещен.

Как участвовать в аукционе КОРЭМ? Для участия необходимо зарегистрироваться на портале КОРЭМ, пройти предварительную квалификацию, внести гарантийное обеспечение (3% от оценочного CAPEX проекта) и подать заявку. Сам аукцион проводится в электронном формате на понижение тарифа.

Какие риски связаны с ВИЭ-проектами в Казахстане? Основные риски включают: волатильность погодных условий (ветер, инсоляция), риски, связанные с подключением к сети и ее пропускной способностью (особенно в удаленных регионах), валютные риски (для импортного оборудования), изменения в регуляторной политике и риски финансирования. Минимизация рисков достигается через детальное ТЭО, страхование, хеджирование и выбор надежных партнеров.

Требуется ли экологическая экспертиза для ВИЭ-проектов? Да, для большинства промышленных ВИЭ-проектов, особенно для крупных ветровых и гидроэлектростанций, требуется проведение оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) и получение положительного заключения государственной экологической экспертизы в соответствии с Экологическим кодексом РК. Это включает анализ воздействия на биоразнообразие, водные ресурсы, почву и ландшафт.

Как происходит подключение к электрическим сетям? Процесс подключения включает: получение технических условий от региональной электросетевой компании (РЭК) или KEGOC, разработку проектно-сметной документации на внешние сети, согласование проекта, строительство линий электропередачи и подстанций, а также получение акта о готовности к эксплуатации. Для проектов, выигравших аукцион КОРЭМ, условия подключения прописываются в PPA.

Какие требования к квалификации персонала для эксплуатации ВИЭ? Для эксплуатации ВИЭ-объектов требуется квалифицированный персонал с соответствующими группами допуска по электробезопасности и опытом работы с высоковольтным оборудованием, системами автоматики и мониторинга. Часто привлекаются специализированные компании по O&M, которые обеспечивают регулярное техническое обслуживание и удаленный мониторинг.

Как изменится рынок ВИЭ в Казахстане в ближайшие 5-10 лет? Ожидается продолжение роста установленной мощности ВИЭ, увеличение доли гибридных проектов с накопителями энергии, развитие технологий зеленого водорода, а также повышение требований к локализации производства оборудования. Правительство будет стимулировать инвестиции в балансирующие мощности и модернизацию сетей для интеграции ВИЭ, а также усиливать контроль за соблюдением экологических стандартов.

Читайте также:

• ГПИИР — приоритеты 2026: как инвестировать в Казахстан
• Иностранные инвестиции в РК: возможности и риски
• Финмодель бизнес-плана: пошаговое руководство для инвестора