Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики (стр. 9 )

Неравномерность уровней потребления, порождает необходимость искать в разные моменты времени разные уровни равновесных цен. Низкая эластичность текущего спроса может порождать в моменты временного дефицита (в силу аномальных климатических условий или интенсивных ремонтных программ) высокие всплески цен, к которым должны быть готовы как потребители, так и производители электроэнергии. Собственно ничего необычного в таких колебаниях цен нет, мы сталкиваемся с ними и на многих других товарных рынков. Особенностью электроэнергетики, как уже отмечалось, является невозможность хранения, а, следовательно колебательные процессы могут проявляться гораздо сильнее.

В таких условиях, как для потребителей, так и для производителей крайне важным становится появления инструментов хеджирования ценовых колебаний, в качестве которых обычно выступают долгосрочные контракты с формулами цен или финансовые инструменты вторичного рынка (фьючерсы и форварды).

Другим следствием нестабильности цен является необходимость учета ценовой кривой при принятии инвестиционных решений. В новых условиях инвестор не может ориентироваться на «средний» уровень цен, а должен избирать тип электростанции (базовый, пиковый или полупиковый), которую он собирается строить. При этом справедливо общее правило – чем более маневренна генерирующая станция, тем более выгодно ее функционирование с точки зрения доходов от продажи (см. пример инвестиций в рынке Великобритании).

Следует подчеркнуть, что волатильность цен сама по себе (как и все в рыночной экономике) является и риском и возможностью заработать. Настоящим риском является неадекватное поведение регулирующих органов в условиях волатильности цен.

Во многих странах конечные потребители изолированы от влияния рыночных цен с помощью усредненных тарифов. Но даже там, где потребитель платит цены краткосрочного рынка, зачастую нет достаточного осознания связанного с этим риска и нет достаточного количества долгосрочных договоров. Это ведет к недостатку инвестиций в генерирующие мощности, росту цен, недовольству потребителей и панике в правительстве. Правительства и регулирующие органы, как правило, ведут себя сдержанно, когда уровень рыночных цен ниже их представлений о средних издержках производителей. Как только уровень рыночных цен начинает расти, у регуляторов возникает непреодолимая тяга к действию, вначале в виде анализа причин этого роста, а затем регулятивным вмешательством в виде ограничения цен. Работа рыночного механизма в результате этого нарушается, а ценовой сигнал, призванный стимулировать инвестиции, искажается или пропадает. Как результат – еще более высокие цены в последствии, когда, в силу необходимости обеспечить растущее потребление, приходится срочно привлекать инвестиции в электроэнергетику. При этом инвестор, напуганный нерациональным поведением регулятора, будет инвестировать только в том, случае, когда уровень доходности обеспечивает не только возврат капитала, но и окупает значительные регуляторные риски.

Конкурентные рынки электроэнергии достаточно хорошо справлялись с проблемой привлечения инвестиций в новые мощности не только в таких инвестиционно привлекательных странах и юрисдикциях, как Соединенные Штаты и Великобритания, но и в менее стабильных странах, в частности, в Латинской Америке. Однако этот процесс подвержен циклам нарастания и спада. Инвесторы строят новые электростанции в период высоких рыночных цен, за счет чего возникает избыток мощности. Тогда цены падают, и постепенно вновь возникает дефицит, после которого должен начаться новый период роста цен и строительства. Однако риск того, что он начнется с запозданием, достаточно велик.

В мире на сегодняшний день используются три основных типа регулятивного подхода к проблеме обеспечения достаточного резерва генерирующих мощностей: (а) положиться на рынок электроэнергии для решения этой проблемы; (б) установить регулятивный механизм платы за мощность, чтобы обеспечить нужный уровень инвестиций и, в некоторых случаях стабилизировать непредсказуемые доходы генерирующих компаний; (в) обязать покупателей приобрести и оплатить доступ к определенному объему мощности, возможно через некий рыночный механизм, что должно обеспечить наличие достаточной величины установленной мощности в системе.

Первый подход наиболее простой. Однако на протяжении начального периода, когда покупатели только привыкают к заключению хеджирующих риски договоров, может привести к множественным случаям всплеска цен и перебоям в электроснабжении. Покупатели и власть, как правило, интерпретируют эти явления как недостатки рыночного механизма, а не как последствия недостаточного хеджирования рисков. Скорее всего, регулятор потребует существенного изменения правил работы рынка намного раньше, чем покупатели научатся вести себя соответствующим образом.

Во втором подходе предусматриваются административно установленные платежи за мощность. В теории они должны были бы привлекать новые инвестиции и приводить к стабильным и более низким ценам за электроэнергию. Однако регулятивная сущность процедуры установления цен за мощность и распределение собранных средств между разными генерирующими мощностями вызывают серьезные разногласия. Наиболее остро этот вопрос стоит в системах с тепловой и ГЭС-генерацией, так как последняя ограничена не установленной мощностью, а наличием воды. Кроме этого, совершенно неочевидно, улучшается ли надежность энергосистемы за счет этих платежей, а раздраженные потребители утверждают, что платят деньги, не получая ничего взамен.

Третий подход заключается в создании рынка мощности. Регулирующий орган устанавливает количество мощности, доступ к которой должен обеспечить себе каждый участник рынка, являющийся покупателем, и максимальную мощность, которую позволено продать каждому производителю электроэнергии. Организуется рынок, на котором осуществляется торговля мощностью по сформированным на нее ценам. Таким образом, размер компенсации генерирующим компаниям за их инвестиции в генерирующие объекты определяется на основе конкурентного рыночного процесса. Однако и этот подход обладает рядом недостатков. Основной из них - покупатели не видят реального продукта, который они получают в обмен на плату за мощность. Производители же энергии имеют ограниченное количество обязанностей, вытекающих из сделки по продаже мощности и имеют право экспортировать энергию за пределы рынка, если цены там выше. При этом рынки мощности должны быть адекватным образом связаны с рынками электроэнергии для того, чтобы отразить иные потребительские свойства мощности (эффективность, маневренность и т. д.). Одним из направлений совершенствования механизмов рынков мощности является стимулирование долгосрочных стандартизованных контрактов на мощность и энергию и вторичная торговля такими контрактами. Рынки мощности, по-видимому, наиболее адекватный механизм регулирования цикличности процесса инвестиций в новые мощности.

Рассмотренные выше примеры деятельности конкурентных рынков электроэнергии убедительно показывают, что рыночные цены на электроэнергию подвержены влиянию таких объективных факторов, как климат, цены на топливо, водные режимы рек и наличие или отсутствие достаточных резервов мощности. Цены зависят и от структуры используемых ресурсов (органическое, ядерное топливо, гидроресурсы), структуры отрасли и механизма ее регулирования. Они зависят от таких субъективных факторов, как недостаточная степень конкурентности, неадекватные правила рынка и, наконец, от вмешательства властей в их работу. Пример Аргентины показывает, что политические соображения способны разрушить даже эффективно функционирующий рынок или существенно исказить его работу, как это видно на примере канадской провинции Онтарио. Пример Новой Зеландии и Чили показывает, что стандартные правила не способны обеспечить стабильность цен в локальных энергосистемах с высокой долей гидрогенерации. Опыт либеризации рынка электроэнергии в разных странах подтверждает способность рыночных структур привлекать частные инвестиции в создание новых мощностей. Примечательно, что даже весьма существенные инвестиции не влекут за собой роста рыночных цен, как это было бы при ценовом регулировании. При избытке мощности инвесторы могут терпеть убытки или даже обанкротиться из-за падения цен, а на потребителях это почти не отразится.

Не выявлено ни одного факта явного роста цен, инспирированного введением конкурентного рынка взамен вертикально-интегрированной энергокомпании. Как правило, цены демонстрируют высокую волатильность в течение года-двух после запуска рынка, а затем начинают снижаться, по крайней мере в реальном выражении (с поправками на инфляцию и топливную составляющую). Все без исключения конкурентные рынки электроэнергии характеризуются повышением качества обслуживания потребителей. Стимулом для повышения качества обслуживания становится конкуренция, возникающая при получении потребителем права выбирать поставщика.

Если качество обслуживания потребителей повысилось во всех странах, где предпринималась реформа электроэнергетики, то этого нельзя сказать о снижении цен. Очевидно, что в тех странах, где дореформенные цены не покрывали затрат энергокомпаний, либерализация должна была привести к повышению тарифов. Однако и там, где тарифы соответствовали затратам, а в некоторых случаях были даже необоснованно выше их, наблюдались случаи резких скачков цен на электроэнергию.

Цена зависит от эффективности работы оптового рынка электроэнергии. Сбои в эффективной работе рынков, приводившие к резким всплескам цен, являлись следствием одного или нескольких следующих факторов:

·  злоупотребления рыночной силой, возникающей из-за недостаточного количества участников рынка при неправильной структуре и размещении генерирующих компаний;

·  просчетов в проектировании рынков;

·  вертикальной интеграции между производителями электроэнергии и владельцами сетей;

·  неучастия потребителей в рынках.

Дискуссия о наиболее эффективной конструкции оптового рынка электроэнергии остается в центре внимания. Центральный вопрос здесь следующий: как нужно строить рынок, — основываясь на принципе централизованного планирования и ведения режимов или на основе двухсторонних договоров между продавцами и покупателями. Эта дискуссия носит в значительной мере теоретический характер, очевидно одно, что ни одна конструкция рынка не будет эффективной, если нет достаточного числа конкурирующих продавцов электроэнергии.

Задачи контроля за эффективностью работы рынка и за развитием добросовестных конкурентных отношений в нем ставились во многих странах, где возникли либерализованные рынки электроэнергии. Они решались в разных странах по-своему и с разным успехом. Этот аспект деятельности регулирующих и антимонопольных органов имеет крайне важное значение для успешной либерализации электроэнергетики.

Наряду с большими успехами, достигнутыми в ряде стран, иногда усилия государств по созданию эффективных оптовых и розничных рынков электроэнергии сталкиваются с проблемами. Среди них отметим энергетический кризис в Калифорнии; скандалы, связанные с деятельностью компании Энрон; провал плохо продуманных реформ в Бразилии; макроэкономические проблемы, препятствующие инвестициям в такой достаточно продуманной системе, как в Аргентине; непрекращающееся политическое вмешательство, препятствующее частным инвестициям в Индии и Пакистане.

Имеющийся опыт позволяет сделать следующие основные выводы:

·  либерализация электроэнергетики из регионального процесса, который начался с реформ в нескольких странах (Чили, Великобритания, Скандинавия), несмотря на объективные и субъективные сложности, превратился в глобальный процесс, который идет на всех континентах и только набирает обороты;

·  проблемы, возникшие в странах, вступивших на путь либерализации, связаны не столько с либерализацией как таковой, сколько с непоследовательностью или нерешительностью в ее реализации (Аргентина, Онтарио, Калифорния);

·  поиск наилучших форм либерализации в мире не закончен и связан, в основном, с «балансированием» потребностей в текущей и долгосрочной эффективности электроэнергетики.

2.2. Синхронная зона ЕЭС/ОЭС — роль и стратегия развития на евроазиатском континенте

В главе 1 показано, что в СССР была заложена основа единой энергетической системы всех союзных республик. Современное энергетическое объединение энергосистем стран СНГ и Балтии (синхронная зона* ЕЭС/ОЭС) по своей структуре незначительно отличается от ЕЭС СССР. В настоящее время на обширной территории от западных границ Украины до Забайкалья и от Таджикистана до Кольского полуострова простирается синхронное объединение 14 национальных энергосистем, в которой Единая электроэнергетическая система России работает параллельно с объединенными энергосистемами стран СНГ и Балтии (рис. 2.2.1).

В состав ЕЭС России входят шесть параллельно работающих ОЭС — Центра, Средней Волги, Северо-Запада, Урала, Северного Кавказа, Сибири, а также ЭЭС Янтарьэнерго. ОЭС стран СНГ включают в себя энергосистемы Азербайджана, Белоруссии, Грузии, Казахстана, Киргизстана, Молдовы, Монголии, Таджикистана, Узбекистана и Украины. В ОЭС стран Балтии входят энергосистемы Латвии, Литвы и Эстонии. ЕЭС/ОЭС — протяженная структура в пределах 6 часовых поясов — развивалась централизованно, но после распада СССР управление ЕЭС/ОЭС становится децентрализованным. При этом координацию балансов активной мощности продолжает выполнять СО-ЦДУ ЕЭС.

Структура установленных мощностей ЕЭС/ОЭС приведена в табл. 2.2.1 и на рис. 2.2.2.

Рис.2.2.1. Объединенные электроэнергетические системы в составе ЕЭС/ОЭС

Наибольшие генерирующие мощности установлены на ТЭС, но структуры генерирующих мощностей некоторых ОЭС имеют свои особенности. Так, в ОЭС Таджикистана преобладает гидрогенерация, а в ОЭС Белоруссии, Молдовы — ТЭС.

Установленная мощность ЕЭС России составляет 61,4% суммарной установленной мощности ЕЭС/ОЭС.

Таблица 2.2.1

Структура установленной мощности ЕЭС/ОЭС, в 2006 г., МВт

Страна

Суммарная установленная мощность

В том числе

ТЭС

ГЭС

АЭС

Азербайджан

5550

4600

950

—

Беларуссия

7820

7808

12

—

Грузия

4520

1787

2733

—

Казахстан

18035

15785

2250

—

Киргизстан

3617

707

2910

—

Латвия

2058

520

1538

—

Литва

6258

2562

1096

2600

Молдова

2914

2850

64

—

Монголия

840

840

—

—

Россия

193996

131650

40090

22256

Таджикистан

4400

320

4080

—

Украина

52143

33524

4784

13835

Узбекистан

11264

9844

1420

—

Эстония

2375

2370

5

—

Всего:

315790

215167

50374

38691

Рис. 2.2.2. Структура установленной мощности ЕЭС/ОЭС

Структура выработки электроэнергии ЕЭС/ОЭС приведена в табл. 2.2.2 и на рис. 2.2.3.

Рис. 2.2.4. Структура выработки электроэнергии ЕЭС/ОЭС (2006 г.)

Таблица 2.2.2

Структура годовой выработки электроэнергии ЕЭС/ОЭС, ГВт·ч

Страна

Суммарная генерируемая мощность

В том числе

ТЭС

ГЭС

АЭС

Азербайджан

21160

18690

2470

—

Белоруссия

30965

30942

23

—

Грузия

7120

670

6450

—

Казахстан

61450

52850

8600

—

Киргизстан

13830

960

12870

—

Латвия

4584

1540

3044

—

Литва

19240

3190

950

15100

Молдова

3990

3700

290

—

Монголия

3415

3415

—

—

Россия

871200

564800

161700

144700

Таджикистан

16300

100

16200

—

Украина

47300

41000

6300

87022

Узбекистан

181344

82586

11736

—

Эстония

8930

8900

30

—

Всего:

1290828

813343

230663

246822

Балансы мощности ЕЭС/ОЭС характеризуют соответствие между рабочей мощностью электростанций и нагрузкой потребителей энергосистемы с учетом расходов на собственные нужды, потерь при передаче, распределении и преобразовании, обмена мощностью с другими энергосистемами и нормированных резервов мощности. Он составляется для периода зимнего годового максимума нагрузки. В приходной части баланса учитывается располагаемая мощность электростанций, определяемая по суммарной установленной мощности с учетом ограничений, которыми являются:

·  снижение располагаемой мощности из-за ограничений по выдаче мощности;

·  отсутствие тепловых нагрузок ТЭС (для турбин с противодавлением);

·  снижение напора ГЭС или ее используемой мощности по условиям удовлетворения потребностей неэнергетических потребителей.

При определении расходной части баланса мощности ЕЭС принимается ее абсолютный годовой максимум нагрузки. На основании баланса мощности составляется баланс электроэнергии с проверкой возможности выработки требуемого количества электроэнергии, определением потребности в топливе, определения потоков электроэнергии между параллельно работающими энергосистемами.

На рис. 2.2.4 приведен баланс мощности ЕЭС/ОЭС, соответствующий зимнему максимуму 2004 г. Как следует из рисунка, основные мощности производства и потребления ЕЭС/ОЭС сосредоточены в ЕЭС России, что свидетельствует об определяющей роли ЕЭС в формировании режима в синхронной зоне.

Параллельная работа ЕЭС России с зарубежными энергосистемами, а также поставки электроэнергии из одной энергосистемы в другую (экспорт и импорт электроэнергии) в 2004 году показаны на рис. 2.2.5.

На территории евроазиатского континента, кроме ЕЭС/ОЭС, работают синхронные зоны UCTE — Союз по координации передачи электроэнергии и NORDEL — энергообъединение стран Северной Европы.

UCTE (или западная синхронная зона) охватывает энергосистемы Западной Европы. Энергосистемы Великобритании связаны с UCTE подводным кабелем под Ла-Маншем пропускной способностью 2000 МВт; установленная мощность UCTE — 608 ГВт; максимум потребления — 384 ГВт; годовое потребление — 2323 ТВт·ч.

Северная синхронная зона NORDEL объединяет энергосистемы Швеции, Норвегии, Дании, Финляндии и Исландии. Западная (континентальная) часть энергосистемы Дании работает параллельно с UCTE, а восточная — с NORDEL, энергосистема Исландии работает автономно. Установленная мощность NORDEL — 90 ГВт. Максимум потребления — 65 ГВт. Годовое потребление — 401 ТВт·ч.

Рис. 2.2.4. Баланс мощности (МВт) ЕЭС/ОЭС, 18.00 московского времени зимнего дня
15.12.2004

Рис. 2.2.5. Параллельная работа с зарубежными энергосистемами. Поставки электроэнергии (экспорт, импорт) между энергосистемами России, стран Балтии и СНГ в 2004 г., млн кВт·ч

Между ЕЭС России и NORDEL имеются три ВЛ 400 кВ, соединяющие ЕЭС/ОЭС с Финляндией и ряд ВЛ 110—150 кВ между Россией и Финляндией, Норвегией, по которым в островном режиме работают мелкие гидроагрегаты.

Между энергосистемами Западной Европы — энергосистемами UCTE и ЕЭС/ОЭС синхронной связи нет. С 1 июля 2002 г. параллельно с энергосистемами UCTE функционирует Западная энергосистема Украины (так называемый Бурштынский остров) с нагрузкой порядка 1000 МВт. В 2004 г. в эту синхронную зону вошли энергосистемы Румынии и Болгарии, ставшие членами UCTE с мая 2003 г.

Каждая энергосистема в составе ЕЭС/ОЭС управляется национальным Системным оператором, выполняющим традиционные функции оперативно-диспетчерского управления. В пределах каждой национальной энергосистемы оперативно-диспетчерское управление централизовано. В ЕЭС/ОЭС оно децентрализовано, но Системный оператор ЦДУ ЕЭС управляет балансом активной мощности синхронной зоны.

Сложность комплексной задачи оперативно-диспетчерского управления режимами энергообъединения вызывает необходимость ее декомпозиции на ряд взаимосвязанных задач, решаемых на различных ступенях диспетчерского управления (территориальный аспект) и для различных временных периодов.

В Западной синхронной зоне (UCTE) нет централизованного оперативно-диспетчерского управления. Вместо него существует иерархическая структура, состоящая из областей, блоков и зон управления. Область управления — часть энергосистемы, управляемая одним системным оператором. В соответствии с правилами UCTE, каждый оператор области управления несет ответственность за поддержание первичных и вторичных резервов, третичных резервов, достаточных для восстановления вторичного резерва после крупных аварий, восстановление системы и т. д.

Блок управления состоит из одной или более областей управления. Оператор блока управления (один из системных операторов в блоке управления) несет ответственность за поддержание баланса всего блока управления в рамках согласованных перетоков.

Высший уровень — зона управления, состоящая из нескольких блоков управления. В UCTE существуют две зоны управления — зона управления Север (управляемая немецким системным оператором RWE TransportNetz); зона управления Юг, которой управляет швейцарская компания ETRANS.

Развитие ЕЭС/ОЭС на евроазиатском континенте происходит по двум основным направлениям:

· развитие интеграции ЕЭС/ОЭС с энергосистемами стран СНГ и дальнего зарубежья, усиление электрических связей с энергосистемами NORDEL, Китая, Монголии;

· объединение синхронных зон и, в частности, объединение ЕЭС/ОЭС с UCTE.

Идея синхронной работы ЕЭС/ОЭС c Европейскими энергообъединениями неоднократно обсуждалась на разных уровнях. Задача подготовки объединения ЕЭС/ОЭС с энергообъединениями Европы получила политическую поддержку руководства России и Евросоюза.

В Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2020 г., принятой Правительством РФ в 2003 г., к стратегическим целям развития электроэнергетики отнесено «сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте».

Подготовка перехода на параллельную работу ЕЭС/ОЭС и UCTE — часть процесса преодоления технологического разрыва, образовавшегося между энергосистемами Запада и Востока, что может принести серьезные политические и экономические выгоды всем участникам проекта объединения. Синхронное объединение ЕЭС/ОЭС с UCTE создаст предпосылки для развития объединенного общеевропейского рынка электроэнергии и мощности, в котором проявят себя взаимовыгодные преимущества от совместной работы:

· взаимопомощь в аварийных ситуациях;

· возможность лучшего использования существующего парка генерирующих мощностей и первичных энергоресурсов за счет сокращения резервов мощности и несовпадения по времени максимумов нагрузки за счет часовых сдвигов, несовпадения праздничных дней и др.;

· расширение возможностей торговли электроэнергией;

· повышение надежности функционирования примыкающих энергосистем;

· сокращение расходов на дальнейшее развитие сетевой структуры, особенно интерфейса;

· повышение надежности, в том числе живучести, устойчивости энергосистем;

· повышение качества электроэнергии (в первую очередь, стабильность частоты), гармонизация стандартов и уменьшение затрат на их достижение.

Для России объединение энергосистем имеет долгосрочное стратегическое значение с точки зрения взаимодействия с европейскими странами, интеграции в общеевропейский рынок электроэнергии.

2.3. Торгово-экономическое сотрудничество российской электроэнергетики

2.3.1. Экспорт и импорт электроэнергии

В современных промышленно развитых государствах электроэнергетика считается важнейшей стратегической отраслью, влияющей на жизнеобеспечение всех элементов национальной экономики. В большинстве соседних с Россией государств электроэнергетика – крайне политизированная отрасль, непосредственно влияющая на экономику и общественно-политические процессы. Функционирование единой энергосистемы России в определенной степени зависит и от режимов работы энергосистем сопредельных стран, характера взаимодействия с ними. Обмен электроэнергией в рамках параллельной (синхронной) работы, а также взаимные поставки в рамках экспортно-импортных операций создают предпосылки для оптимизации национальных и региональных топливно-энергетических балансов.

Географическая неравномерность сосредоточения топливно-энергетических ресурсов предопределяет взаимозависимость их потребителей и поставщиков. В этом плане межгосударственный обмен электроэнергией представляет собой уникальный феномен: он дает государствам-участникам возможность решать свои внешнеэкономические (а в ряде случаев — и внешнеполитические) задачи и в значительно меньшей степени, чем международная торговля другими товарами, подвержен политическим ограничениям. Например, в период 2001—2003 гг. существовали поставки электроэнергии из Армении в Турцию, несмотря на то что политические и внешнеэкономические связи между этим странами в то время были официально разорваны. Справедливость такого утверждения основана на уникальности электроэнергии как физического явления и товара. Электроэнергия, производимая на российских генерирующих мощностях в Армении, передается в Грузию; поставки «российской» в финансово-правовом смысле электроэнергии в Турцию транзитом через Грузию совершенно не исключали того, что по своему физическому происхождению она могла быть «армянской». Турецкие власти, весьма чувствительные к «армянскому вопросу», осознавали это, однако заняли достаточно реалистичную позицию и не препятствовали заключению и исполнению внешнеторгового контракта с Россией.

Специфика внешнеторговых операций в электроэнергетическом секторе в том, что они могут системно осуществляться исключительно на технологической основе совместной работы энергосистем стран-контрагентов. Со своей стороны, хорошо структурированная внешнеэкономическая деятельность в данном секторе стимулирует использование преимуществ параллельной работы энергосистем, разработку и реализацию программ восстановления и усиления межгосударственных электрических связей. С этой точки зрения взаимодействие в электроэнергетическом секторе есть неотъемлемый элемент общей системы функционирования единого экономического пространства как в рамках существующих сегодня межгосударственных объединений (СНГ, ЕврАзЭС и др.), так и на более высоком геополитическом уровне.

Внешнеторговая экспансия в электроэнергетическом секторе в сочетании с установлением российского контроля над стратегически важными зарубежными объектами жизнеобеспечения в энергетике — значимый фактор укрепления внешнеэкономических и внешнеполитических позиций России в ряде стран Европы и Азии, в первую очередь на пространстве СНГ.

Экономические предпосылки для экспорта (и импорта) электроэнергии практически ничем не отличаются от таковых для экспорта других товаров и услуг. В первую очередь это различие в ценах на электроэнергию в разных государствах, обусловленное различиями в уровне издержек на ее производство, разной стоимостью топливно-энергетических и трудовых ресурсов, различиями в налоговой и тарифной политике государств. Безусловно, для экспорта необходим избыток генерирующих мощностей в национальной электроэнергетической системе, позволяющий не только обеспечить надежное снабжение электроэнергией народного хозяйства своей страны, но и производить излишки электроэнергии для целей экспорта. Для осуществления экспорта электроэнергии необходимы определенная технологическая совместимость и достаточно высокий уровень развития электроэнергетических комплексов государств, чтобы перемещать электроэнергию на значительные расстояния.

Сдерживающий фактор для экспорта — стратегическое значение электроэнергии как стержня не только экономики, но обороноспособности государства и, как следствие, стремление большинства государств к энергетической независимости, т. е. к самообеспечению электроэнергией.

Таким образом, объем экспортно-импортных операций существенно зависит от избыточности/дефицитности каждой из стран и подвержен значительным колебаниям. В этой связи принципиальным является не столько объем операций, сколько само его наличие, которое позволяет странами использовать преимущества совместной работы.

К 2003—2005 гг. основными рынками сбыта российской электроэнергии стали Финляндия (практически половина российского экспорта электроэнергии), Республика Беларусь, Казахстан и Азербайджан. Значительные объемы экспортировались в ряд других государств ближнего и дальнего зарубежья. Рост экспорта в Финляндию стал возможен благодаря увеличению пропускной способности российско-финляндского сечения вследствие ввода в эксплуатацию третьей межгосударственной ЛЭП и пуска первого энергоблока Северо-Западной ТЭЦ.

Возможности для увеличения российского экспорта электроэнергии связаны с возобновлением поставок в Центральную и Восточную Европу в результате синхронизации с объединением UCTE и с развитием энергетики российского Дальнего Востока, открывающим перспективы для увеличения поставок электроэнергии в Китайскую Народную Республику (КНР). Весьма перспективными представляются возобновление экспорта в Турцию, выход на рынок электроэнергии Ирана. Более отдаленные перспективы связаны с поставками в Японию, однако они сдерживаются необходимостью очень больших инвестиций в новое строительство.

Хотя сегодня экспорт российской электроэнергии достиг значительного уровня (таблица 2.2.1), совершенно очевидно, что на ближайшие годы и даже десятилетия для России экспорт электроэнергии будет всегда стоять на втором месте после удовлетворения потребностей экономики страны.

Таблица 2.2.1.

Объемы экспорта электроэнергии с территории России в 2006 году

Страна

Поставка,
млрд. кВт·ч

Объем экспорта, всего

21,1

Страны СНГ

6,0

Беларусь

2,3

Азербайджан

0,8

Грузия

0,6

Казахстан

1,9

Молдавия

0,4

Остальные страны

15,1

Китай

0,5

Монголия

0,2

Латвия

1,1

Финляндия

11,7

Литва

1,4

Норвегия

0,2

После распада СССР объективной экономической необходимости в импорте электроэнергии в Россию не было, поскольку российская электроэнергетика полностью покрывала потребности народного хозяйства в электроэнергии, включая покрытие пиковых максимумов нагрузки с необходимым запасом по надежности. Однако уже к концу девяностых годов ситуация стала изменяться. Относительное отставание цен на электроэнергию в Казахстане, связанное в том числе с более ранней либерализацией электроэнергетики, позволило начать ее импорт. Электроэнергия импортировалась для нужд энергосистем, технологически связанных с ОЭС Казахстана, в частности для Омскэнерго.

Географическая удаленность Калининградской области и недостаток генерирующих мощностей на ее территории вкупе с большими затратами на транспортировку российской электроэнергии по территории сопредельных государств обусловили начало импорта электроэнергии из энергосистемы Литвы. Экономические показатели электроснабжения области существенно улучшились.

С вводом в эксплуатацию новых генерирующих мощностей на атомных электрических станциях в Украине энергосистема этой страны стала избыточной не только по располагаемым электрическим мощностям, но и по производству электроэнергии. Это позволило начать импорт электроэнергии из Украины по достаточно приемлемой для внутреннего рынка цене.

ЕЭС России обладая хорошими регулировочными возможностями, осуществляет импорт электроэнергии в определенные периоды времени, в частности избытков электроэнергии, производимой ГЭС сопредельных стран в период паводка, а также излишков электроэнергии, вырабатываемой электростанциями в период минимумов нагрузки вследствие технологических ограничений на минимальный уровень генерации. Такой импорт в ограниченных объемах осуществляется из энергосистем Латвии, Азербайджана, Грузии и Монголии. Данные по современному объему импорта электроэнергии в Россию приведены в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2.

Объемы поставок импортной электроэнергии в 2006 году

Страна

Поставка,
млрд. кВт·ч

Объем импорта, всего

5,1

Казахстан

3,7

Азербайджан

0,3

Беларусь

0,06

Монголия

0,02

Украина

0,5

Латвия

0,05

Литва

0,5

2.3.2. Приобретение и эксплуатация энергетических активов

В ходе процесса погашения долгов бывших советских республик перед ЕЭС России акции ряда энергокомпаний на территории бывшего СССР были полностью или частично переданы Российской Федерации. Так, в июле 2005 г. создано казахстанско-российское совместное предприятие на базе Экибастузская ГРЭС-2» с 50%-ным пакетом акций РАО ЕЭС» (дочерней структурой «ЕЭС России») и 50%-ным пакетом акций Госкомимущества Республики Казахстан. В течение последних 3 лет электростанция осуществляет поставки электроэнергии в регионы Российской Федерации, испытывающие ее дефицит. Созданы и успешно функционируют совместные органы корпоративного управления акционерным обществом. Формируется программа с комплексом мер до 2010 г., направленных на повышение эффективности совместного предприятия, в том числе и за счет строительства третьего энергоблока электростанции.

16 октября 2004 г. между Правительством Республики Таджикистан и Правительством Российской Федерации заключено соглашение о порядке и условиях долевого участия Российской Федерации в строительстве Сангтудинской ГЭС-1. Соглашением предусмотрено списание задолженности таджикской стороны и внесение этих средств в долю участия Российской Федерации в проекте.

Импульсом к развитию бизнеса РАО «ЕЭС России» в Армении послужило решение правительств РФ и Армении, принятое в ноябре 2002 г., о передаче имущественного комплекса Разданской ГРЭС в счет погашения государственного долга Армении Российской Федерации. В результате его осуществления в 2005 г. РАО «ЕЭС России» управляло, являясь акционером, Севано-Разданским каскадом ГЭС (мощность 550 МВт), электрические сети» (100 % дистрибуции) и по договору с Правительством Армении получило права акционера, удостоверенные 100 %-ным пакетом акций, осуществляло финансовое управление Армянской АЭС. В Грузии взаимодействие по поставкам электроэнергии переросло в бизнес непосредственно на территории республики. В 2005 г. в собственности РАО «ЕЭС России» находились энергетика» (2 блока по 300 МВт), крупнейшая распределительная компания «Теласи», в долгосрочное управление переданы ГЭС Храми-1 и Храми-2.