CC BY
103
кооперация национальных электроэнергетических систем на постсоветском пространстве: реальные и потенциальные
*
системные эффекты
Елена Дмитриевна Волкова — ведущий инженер Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН (ИСЭМ СО РАН). Окончила Иркутский политехнический институт, соавтор 20 опубликованных научных работ. Сфера научных интересов — исследование направлений, обоснование и выбор рационального развития генерирующих мощностей электроэнергетических систем.
Электронная почта: volkova@isem.sei.irk.ru
Сергей Викторович Подковальников — к. т.н., заведующий лабораторией ИСЭМ СО РАН. Окончил Иркутский политехнический институт. Автор и соавтор более 140 научных публикаций, в том числе двух монографий. Член электроэнергетического и энергетического общества международной ассоциации IEEE. Сфера научных интересов — методы обоснования решений в энергетике при неопределенности информации и многокритериальности, эффективность межгосударственных электрических связей и энергообъединений, развитие электроэнергетики, либерализация и организационные структуры в электроэнергетике, моделирование электроэнергетических рынков.
Электронная почта: spodkovalnikov@isem.sei.irk.ru
Людмила Юрьевна Чудинова — к. т.н., старший научный сотрудник ИСЭМ СО РАН. Окончила Ленинградский политехнический институт. Автор и соавтор более 30 научных трудов и книг, в том числе монографии «Эффективность межгосударственных электрических связей». Сфера научных интересов — межгосударственные электрические связи, возобновляемые источники энергии и гидроэлектроэнергетика, оптимизация режимов использования электростанций.
Электронная почта: chudinova@isem.sei.irk.ru
Работа выполнена в рамках гранта, предоставленного Фондом технического содействия Евразийского банка развития.
сергей
Подковальников
людмила
чудинова
введение
Снижение уровня кооперации национальных ЭЭС, произошедшее после распада СССР и его Единой энергосистемы (ЕЭС), привело к утрате системных эффектов (структурных, мощностных, режимных). Более тесная электроэнергетическая кооперация стран бывшего СССР с формированием общего электроэнергетического пространства обеспечила бы ощутимые интеграционные эффекты всем участвующим сторонам.
Чтобы реализовать такую кооперацию, требуется решение целого ряда научно-методических и организационных задач. Прежде всего необходимо показать, насколько высоки могут быть потенциальные системные эффекты и, соответственно, эффективность участия в электроэнергетической кооперации и общем электроэнергетическом рынке (ЭЭР) на постсоветском пространстве для всех участников — стран бывшего СССР. Поэтому первоочередного решения требует задача определения потенциальных системных эффектов, которые могут быть получены при более тесной кооперации национальных ЭЭС на постсоветском пространстве как в настоящее время, так и в перспективе.
Указанная задача включает комплекс подзадач, в том числе: а) анализ современного состояния и перспектив развития электроэнергетических систем стран постсоветского пространства; б) анализ обменов перетоками между указанными странами; в) обобщение и систематизацию оценок системных эффектов, имевших место в ЕЭС СССР;
г) выявление и анализ системных эффектов, реализующихся в ходе текущего взаимодействия национальных ЭЭС стран бывшего СССР;
д) оценку потенциальных эффектов, которые могут быть достигнуты в настоящее время и в перспективе до 2030 года при кооперации национальных энергосистем в рассматриваемом регионе. Ниже изложены результаты, полученные в ходе решения данных подзадач.
современное состояние и перспективы развития электроэнергетических систем стран постсоветского пространства
Основные показатели национальных электроэнергетических систем стран бывшего СССР приведены в таблице 1. Как видно из представленных данных, уровень установленных мощностей электростанций этих стран по состоянию на 2010 год приближается к 365 ГВт. Таким образом, энергообъединение стран постсоветского пространства является одним из самых крупных не только в Евразии, но и в мире. При этом на постсоветском пространстве сосуществуют национальные электроэнергетические комплексы, различающиеся
Установленная мощность электростанций, ГВт Выработка электроэнергии, ТВт-ч Электропотре- бление Обмен электроэнергией с другими странами, ТВт-ч
Страна Всего ТЭС гэс- ГАЭС + НВИЭ АЭС Всего ТЭС гэс- ГАЭС + нвиэ АЭС Общее, ТВт-ч Удель- ное, кВт-ч/ чел. Передано за пределы страны Полу- чено из-за пре- делов стра- ны Саль- до-пе- реток Доля от ЭЛ. потр., %
Азер- байджан 6.396 5-401 0-995 18.71 15-003 3-707 18.348 2016 0.462 0.1 0.362 1.97
Армения 3-505 1-931 1.166 0.408 6-491 1-438 2.563 2.49 5.676 1720 1.061 0.246 0.815 14.36
Беларусь 8.407 8.392 0.015 34-895 34-849 0.046 37-595 3957 5-і 7-8 -2.7 -7.18
Г рузня 3-328 0-73 2.598 10.058 0.683 9-375 8-755 1990 1-524 0.221 1-303 14.88
Казах- стан 19-592 17.252 2-34 82.629 74-599 8.03 84.101 5128 1-538 3.01 -1-472 -1-75
Кыргыз- стан 3.666 0.716 2-95 12.063 0.808 п-255 10.503 1910 1.636 О.О76 1.56 14.85
Латвия 2-57 0.948 1.622 6.685 3-05 3-635 7-558 3435 3-і 3-973 -0.873 -п-55
Литва 4-597 3-529 1.068 5-748 3-98 1.768 11.738 3354 1.041 7.031 -5-99 -51-03
Молдова 3-012 2.948 О.О64 6-115 5-702 0.413 5-757 1371 0.383 0.025 0-358 6.22
Россия 229-949 158.124 47-521 24.304 1038 699.2 168.4 170.4 1020.977 7145 19.946 2.923 17.023 І.67
Т аджи-кистан 5-Ю5 0.318 4.787 16-435 0.033 16.402 16.581 2182 0.286 0-432 -0.146 -0.88
Туркме- нистан 4-157 4.156 0.001 15.196 15-193 0.003 14-473 2954 0.723 0 0.723 5
Узбеки- стан 12.472 10.662 1.81 51.712 47.162 4-55 50.718 1818 0-994 0 0-994 1.96
Украина 54-5б7 35-186 5-546 13-835 188.829 86.474 13.203 89.152 184.641 4049 6.097 1.909 4.188 2.27
Эстония 2-931 2-57 0.361 12.962 12.622 0-34 9.708 7468 4-354 1.1 3-254 33-52
Всего 364-254 252.863 72.844 38-547 1506.528 ЮОО.796 243.69 262.042 1487.129 5158 48.245 28.846 19-399 1-3
ПРАКТИКА ИНТЕГРАЦИИ ЕЭИ —№ 1 (18) февраль '13
кооперация национальных электроэнергетических систем на постсоветском пространстве: реальные и потенциальные системные эффекты
Е.д. Волкова, С.В. Подковальников, Л.ю. Нудинова
уровнями установленной мощности своих электростанций в десятки раз. Россия, что очевидно, доминирует, имея установленную мощность и выработку электростанций, составляющих примерно две трети аналогичных показателей стран бывшего СССР. В то же время установленная мощность электростанций таких стран, как Армения, Латвия, Эстония, составляет менее 1% от общей мощности энергообъединения.
Структура мощностей стран бывшего СССР весьма различна. Только в России, на Украине и в Армении развиваются все три основных типа генерации: тепловая (на органическом топливе), гидравлическая и атомная. Остальные страны базируют свою электроэнергетику на тепловых и гидроэлектростанциях (ТЭС и ГЭС). В зависимости от наличия или, наоборот, отсутствия гидроэнергоресурсов преобладает второй либо первый тип генерации. Так, в Грузии, Кыргызстане, Таджикистане преобладает гидроэнергетика. В остальных странах основу электроэнергетического комплекса составляют ТЭС, хотя в некоторых из них ГЭС играют определенную роль (Азербайджан, Казахстан, Латвия, Литва, Узбекистан).
Различие структуры генерирующих мощностей в странах бывшего СССР предопределяет кооперацию национальных ЭЭС, которая в определенной степени осуществляется и требует дальнейшего усиления.
Вместе с тем нельзя не отметить проблемы электроэнергетической кооперации стран бывшего СССР (Волкова и др., 2011). Это политическая и экономическая разнородность субъектов кооперации, наличие значительных (50-70%, а в отдельных республиках 90%) объемов морально и физически устаревшего генерирующего и передающего оборудования, низкие темпы модернизации в электроэнергетической отрасли, различие структурной организации национальных электроэнергетических рынков, наличие потенциальных рисков, связанных с возможными нарушениями договоренностей между кооперирующимися участниками, и ряд других.
В таблице 2 сведены прогнозы развития национальных электроэнергетических комплексов стран бывшего СССР на перспективу до 2020 года. Необходимо отметить, что в разных странах существует разный состав и содержание документов, регламентирующих перспективное развитие и планирование национальной электроэнергетики. Соответственно, рассматриваются и разные горизонты планирования (от 2015 года до 2030-го). При этом документы разных стран не всегда согласуются друг с другом.
Для России, Украины, Казахстана, которые в основном формируют электроэнергетический комплекс всего постсоветского пространства, перспективы развития отрасли (в том числе долгосрочные) прорабатываются достаточно детально в разного рода национальных директивных документах (энергетических стратегиях, программах, схемах
Установленная мощность, ГВт
Страна Электропотребление, ТВт •ч Всего ТЭС ГЭС- ГАЭС АЭС НВИЭ
Азербайджан 28.8 9.8 7.5 1.1 1.2
Армения 7.3 4.1 2.1 1.3 0.4 0.3
Беларусь 41.1 11.8 9.2 0.2 2.4 0
Грузия 17.6 6.8 1.3 5.5
Казахстан 116 25.7 21.7 2.8 1.2
Кыргызстан 12.5 4.4 0.9 3.5
Латвия 10.1 3.1 1.1 1.5 0.5
Литва 13.1 4.2 2.5 1.1 0.6
Молдова 9.5 3.5 3.4 0.1
Россия 1288 277.2 185 55.7 35.3 1.4
Таджикистан 20.8 6.4 0.8 5.6
Туркменистан 20.3 5.3 5.2 0.1
Узбекистан 64 16.9 14.3 2.4 0.2
Украина 230.5 53.5 26.2 9.9 15.8 1.6
Эстония 12.2 3.9 3 0 0.9
Всего 1891.8 436.6 284 90.8 53.9 7.9
Источник: Mpe.kmu.gov.ua, 2012; АПБЭ, 2011; Carecprogram.org, 2012; Reset, 2012; ENTSO-E, 2011; Ministry of Economic Affairs and Communications, 2012; Правительство Республики Казахстан, 2012 и др.
развития электроэнергетических систем). В условиях неизбежной неопределенности указанных данных принимались базовые (средние) сценарии развития электроэнергетики. Поэтому значения из таблицы 2 представлены однозначно. НВИЭ в таблице выделены в отдельный столбец, поскольку, согласно указанным документам, в рассматриваемой перспективе их объемы и значимость возрастают.
Как видно из таблицы, до 2020 года рост электропотребления в странах бывшего СССР составит более 27%, а генерирующей мощности — 20%. Отставание развития генерации от перспективных потребностей обусловлено тем, что в ряде стран будет происходить восстановительный рост электропотребления (с достижением уровня 1990 года), который может быть покрыт имеющимися мощностями. Причем в Армении уровень электропотребления 1990 года, как ожидается, не будет достигнут и в 2020-м. Лидирующую роль на постсоветском пространстве сохранит российский электроэнергетический комплекс. Его доля в общем объеме установленной мощности и электропотреблении стран постсоветского пространства за предстоящее десятилетие практически не изменится. В Беларуси проявится новая для нее ядерно-энергетическая генерация. При этом общая структура установленных мощностей не претерпит кардинальных измене-
Таблица 2. Прогноз электропотребления и развития установленной мощности, 2020 год
ний по сравнению с текущей ситуацией. Доля ТЭС снизится на 4%, доля атомных электростанций (АЭС) и ГЭС возрастет на 1-2%, а доля НВИЭ составит 2% в общем объеме мощностей. В более долгосрочной перспективе до 2030 года АЭС намечается также ввести в Казахстане, Литве и, возможно, Эстонии.
Следует отметить, что разработка совместных энергетических стратегий, программ и схем развития электроэнергетических систем странами бывшего СССР позволила бы сформировать предпосылки для реализации системных эффектов взаимодействия национальных ЭЭС в перспективе.
обмен перетоками электроэнергии между странами бывшего ссср в постсоветский период
Безусловным лидером в экспортных поставках электроэнергии среди стран бывшего СССР является Россия (см. таблицу 1). Ее доля в общем объеме экспорта указанных стран в 2010 году превысила 40%. При этом российская доля в импорте относительно невелика и составляет около 10%. По состоянию на 2010-й по импорту электроэнергии лидируют Беларусь и Литва (первая немного опережает вторую), суммарно занимая более 50% всего объема импорта. Беларусь таким образом оптимизирует тарифы на электроэнергию для своих потребителей, а Литва стала нетто-импортером после закрытия Иг-налинской АЭС в конце 2009 года.
Хотя, как отмечалось, Россия является лидером в экспорте электроэнергии, наиболее экспортно-ориентированной оказывается Эстония, у которой сальдо-переток (имеющий положительную величину) составляет более одной трети собственного годового потребления. Чистыми нетто-импортерами с отрицательным сальдо-перетоком в 2010 году были пять стран, включая упомянутые Беларусь и Литву, а также Казахстан, Латвию и Таджикистан. В наибольшей степени зависима от импорта электроэнергии Литва, у которой сальдо-переток составляет более 50% от всего годового объема электропотребления.
В таблице 3 представлены в динамике данные по электроэнергетике стран бывшего СССР, охватывающие весь постсоветский период. Исходная информация для таблиц была получена в ходе анализа многочисленных национальных и международных источников (Ер-шевич, Антименко, 1993; Мишук, Коротков, 2005; Агентство Республики Казахстан по статистике, 2012; Национальный статистический комитет Республики Беларусь, 2012; Государственный комитет статистики Азербайджана, 2012; ЭЭС СНГ, 2012 и др.).
Как видно из таблицы 3, переломным явился 1998 год, на который пришлась смена тенденции падения потребления и выработки
103
Установленная мощность электростанций, ГВт Выработка электроэнергии, ТВт-ч Электропотре- бление Обмен электроэнергией с дру-гими странами, ТВт*ч
Годы Всего ТЭС гэс- ГАЭС+ НВИЭ АЭС Всего ТЭС гэс- ГАЭС+ НВИЭ АЭС Общее, ТВт-ч Удель- ное, кВт-ч/ чел. Передано за пределы страны Полу- чено из-за преде- лов стра- ны Саль- до- пере- ток Доля ЭЛ. потр., %
1990 340.471 238.191 65.095 37-185 1725-737 1279.863 233.841 212.033 1689.835 5839 180.847 144-945 35-902 2.12
1991 341.841 239.702 64.962 37-177 1681.947 1234.505 234.742 212.7 1659-973 5708 168.338 146.364 21-974 1-32
1992 340.866 239.502 65.187 36.177 1558.2 1116.11 233-651 208.439 1547-237 5313 134-05 123.087 10.963 0.71
1993 341.006 238.558 65-336 37-П2 1459.406 1007.163 245.117 207.126 1448.762 4977 122.869 112.225 10.644 0-73
1994 343.462 240.183 66.167 37-П2 1324.947 901.529 248.621 174-797 1320.255 4542 108.633 103.941 4.692 0.36
1995 343-322 239-773 66.204 37-345 1292.508 868.547 241.703 182.258 1283.348 4421 99-39 90.23 9.16 0.71
1996 339-999 236.109 66.327 37-563 1263.114 839.865 218.267 204.982 1253-535 4324 81.02 71.441 9-579 0.76
1997 339-395 235-924 66.275 37.196 1236.727 815.568 219.252 201.907 1227.417 4238 72.001 62.691 9-31 0.76
1998 340-799 236.344 66.859 37-596 1223.195 800.591 228.46 194.144 1211.342 4193 74.892 63.039 п-853 0.98
1999 342-434 237.831 67.077 37-526 1237-352 801.383 230.029 205-94 1229.225 4261 69.112 60.985 8.127 0.66
2000 342.027 237.972 67.129 36.926 1272.598 823.508 230.666 218.424 1265.235 4392 67.312 59-949 7-363 0.58
2001 343-935 238.466 67.561 37.908 1295.045 827.966 240.631 226.449 1279.414 4459 70.267 54-636 15-631 1.22
2002 344-539 238.34 68.291 37.908 1302.967 837-645 229.268 236.054 1287.528 4499 66.679 51-24 15-439 1.2
2003 345-323 239.078 68.337 37.908 1349.465 873.818 226.424 249.224 1329.474 4653 74-099 54-Ю8 19.991 1-5
2004 346.875 239.423 68.544 38.908 1378.528 878.902 250.417 249.209 1360.456 4770 71.987 53-915 18.072 1-33
2005 346.896 239.814 68.874 38.208 1400.829 901.09 248.439 251-3 1381.536 4847 71.628 52-335 19.293 1-4
2006 351-498 242.716 69-574 39.208 1454.871 949.189 247-755 257.927 1435-575 5035 68.319 49-023 19.296 1-34
2007 354-807 245.116 70.442 39-25 1486.666 970.137 251.606 264.924 1466.322 5136 68.906 48.562 20.344 1-39
2008 355-727 245-958 70.961 38.808 1510.945 1011.855 233.848 265.242 1489.848 5213 65-903 44.806 21.097 1.42
2009 359-258 248.105 72.31 38.843 1436.851 933-303 243.694 259-855 1416.872 4927 60.822 40.843 19-979 1-41
2010 364-254 252.863 72.844 38.547 1506.528 1000.796 243.69 262.042 1487.129 5158 48.245 28.846 19-399 1-3
ПРАКТИКА ИНТЕГРАЦИИ ЕЭИ —№ 1 (18) февраль '13
Таблица 4. Динамика снижения выработки, потребления и перетоков электроэнергии (относительно 1990 года), %
электроэнергии в рассматриваемых странах на тенденцию роста. При этом экспортно-импортные обмены электроэнергией последовательно снижались в течение всего рассматриваемого периода. Это наглядно показывают данные из таблицы 4, рассчитанные на основе информации из таблицы 3. Относительное (по сравнению с 1990 годом) снижение объемов экспорта/импорта электроэнергии значительно превышает тот же показатель для выработки и потребления электроэнергии. Причем если выработка и потребление электроэнергии демонстрируют тенденцию к восстановлению докризисного уровня 1990 года, то экспортно-импортные обмены проявляют устойчивую тенденцию ко все более глубокому падению.
Следует иметь в виду, что в таблице 3 указаны экспортно-импортные обмены электроэнергией не только в границах постсоветского пространства, но и с третьими странами. Как показали выполненные расчеты, падение экспортных перетоков только между странами бывшего СССР за период с 1990 по 2010 год достигло 82%. В то же время этот показатель с учетом торговли с третьими странами был ниже, составляя примерно 73% (см. таблицу 4). Следует отметить, что объемы импорта электроэнергии из третьих стран как в 90-е годы, так и в настоящее время крайне малы. Поэтому падение импортных обменов из таблицы 4 фактически характеризует этот показатель для стран постсоветского пространства.
Хотя торговля с третьими странами за постсоветский период сократилась, ее доля в общем объеме торговли электроэнергией за этот же период существенно возросла. Так, в 1990 году она составляла 20%, а к 2010 году увеличилась более чем в два раза, достигнув 45%. Как видно из вышесказанного, это произошло за счет большего сокращения торговли электроэнергией между странами постсоветского пространства.
Таким образом, необходимо констатировать, что на постсоветском пространстве имеет место тенденция постоянного снижения объемов торговли электроэнергией, а значит, и уровня электроэнергетической кооперации. При этом существенно ограничивается взаимовыгодная реализация интеграционных системных эффектов взаимодействия национальных ЭЭС.
Годы Выработка Потребление Экспорт Импорт
1998 29.1 28.3 58.6 56.5
2008 12.6 11.8 63.6 69.1
2009 17.8 16.2 66.4 71.8
2010 12.7 12 73.3/82* 80.1
Примечание: * в знаменателе — падение объемов обмена электроэнергией только между странами постсоветского пространства.
экономическая оценка системных эффектов в еэс ссср
Консолидация отдельных ЭЭС в объединенные энергосистемы (ОЭС), а затем в ЕЭС СССР привела к ряду положительных эффектов, что существенно снизило затраты на развитие и функционирование электроэнергетики и повысило надежность электроснабжения в целом. К числу таких эффектов относятся мощностной, режимный, структурный, экологический и другие.
Мощностной эффект обусловлен разновременностью наступления максимумов нагрузки в ЭЭС, входящих в объединение, вследствие разницы в поясном времени и конфигурации графиков нагрузки, а также сокращением резервов и повышением гарантированной отдачи ГЭС. Анализ показал (Волькенау и др., 1981; Ершевич, Антименко, 1993), что снижение максимума нагрузки ЕЭС СССР и, соответственно, потребности в генерирующих мощностях в результате разницы во времени наступления суточных максимумов нагрузки ОЭС составляло 2-3%. Дополнительно к указанному возникает эффект от разновременности наступления максимумов нагрузки в районных ЭЭС при их объединении в ОЭС. Данная составляющая мощностного эффекта также оценивается в 2-3% от максимума нагрузки ЕЭС, что выражается в значительном снижении потребности в генерирующих мощностях.
Весьма значимой составляющей мощностного эффекта является сокращение мощностей резервов. Экономия аварийного и ремонтного резервов в ЕЭС СССР при обеспечении требуемой надежности оценивалась в 3-4% (Волькенау и др., 1981).
В качестве одного из важных слагаемых мощностного эффекта нельзя не отметить повышение гарантированной мощности ГЭС в ЕЭС. Как известно, эта мощность определяется по маловодному году с 95%-ной обеспеченностью речного стока. В результате асинхронно-сти стока, имевшей место в различных речных бассейнах СССР, а также за счет многолетнего опыта по компенсационному регулированию суммарная гарантированная мощность ГЭС повысилась в среднем на 0.5% от максимума нагрузки (Ершевич, Антименко, 1993).
В таблице 5 приведены указанные выше составляющие мощност-ного эффекта, полученного в ЕЭС СССР по состоянию на 1990 год, и их экономические эквиваленты, рассчитанные в предположении, что сэкономленные мощности оцениваются по современным стоимостным показателям. При этом учитывался средний курс рубля за 2012 год относительно доллара США.
Как видно из таблицы, мощностной эффект и его экономический эквивалент весьма значительны. Единовременный экономический эффект приводился к годовой размерности с помощью коэффициента возврата капитала — CRF (Capital Recovery Factor):
Таблица 5. Оценка мощностного системного эффекта ЕЭС СССР
СЯТ= + ^ (1)
(1+<0 -1 ,
где d — ставка дисконтирования, принимаемая в размере 15%, Т — срок возврата капитала, принимаемый равным 15 годам. В таком случае СЯГ получился равным 0.171. Указанные значения показателей соответствуют рекомендуемым нормативными документами по рынку мощности (Правительство РФ, 2010).
Режимный эффект повышает экономичность работы ЭЭС и достигается при оптимизации режимов работы электростанций за счет рациональной загрузки более совершенного нового генерирующего оборудования и вывода устаревшего, обладающего низкими технико-экономическими показателями, с высокими расходами условного топлива. Так, в ЕЭС СССР эффект от улучшения использования электростанций оценивался в 10-12 млн тонн условного топлива (Кучеров и др., 1996). Для современных экономических условий при цене замыкающего топлива в $80-100/тонна условного топлива (Кононов, 2011) данный эффект составил бы $0.8-1.2 млрд/год или в среднем в рублях — 31 млрд рублей в год.
Следует отметить, что полученные величины эффектов не учитывают затрат на дополнительное развитие электрических сетей, необходимых для обменов перетоками, что позволяет реализовать данные эффекты. Интегральная оценка эффективности ЕЭС СССР показала, что экономия затрат на развитие и функционирование Единой энергосистемы в 1.5-2.5 раза (то есть в среднем в два раза) превышает затраты на развитие системообразующей электрической сети (Волькенау и др., 1981). Таким образом, чистый экономический эквивалент реализации мощностного эффекта может быть оценен в 428.1 млрд рублей в год, а приведенный к годовой размерности — в 73.3 млрд рублей в год. Соответственно, чистый экономический эквивалент режимного эффекта составляет 15.5 млрд рублей в год, а суммарный годовой чистый экономический эквивалент достигает 88.8 млрд рублей в год.
Составляющие эффекта Мощност-ной эффект, ГВт Единовременный экономический эффект, млрд руб. Годовой экономический эффект, млрд руб./год
Снижение максимума нагрузки 11.2 488.9 83.6
Сокращение резервных мощностей 9.3 259.4 44.4
Повышение гарантированной мощности ГЭС 1.2 107.9 18.5
Суммарный эффект 21.7 856.2 146.5
экономическая оценка системных эффектов, реализующихся при взаимодействии национальных ээс на постсоветском пространстве
В результате взаимных обменов электроэнергией на постсоветском пространстве, рассмотренных ранее, реализуются некоторые системные эффекты объединения национальных ЭЭС стран бывшего СССР. Данные эффекты в определенной степени характеризуют уровень интеграции ЭЭС рассматриваемых стран. Ниже приведены примеры реализации системных эффектов на постсоветском пространстве, для которых были найдены и/или рассчитаны численные, в том числе экономические оценки. Очевидно, что они не характеризуют ситуацию в целом, а лишь дают представление о величине отдельных эффектов.
Как отмечалось ранее, Беларусь снижает расходы на приобретение топлива, требуемого для выработки электроэнергии, посредством увеличения ее импорта из России и других близлежащих постсоветских республик. В результате минимизируются тарифы на электроэнергию для белорусских потребителей, чем достигается реализация режимного эффекта. По оценкам авторов, полученным с использованием информации Belanews.ru, в 2009 году за счет импорта электроэнергии из России, Украины, Литвы и Латвии Беларусь получила экономический эффект в размере более 5 млрд рублей. Эффект был определен как разность затрат на производство электроэнергии в Беларуси и ее импорт. Этот эффект, как показывают расчеты, трансформировался в снижение стоимости электроэнергии для белорусских потребителей примерно на 5.5%. В 2010 году эффект от импорта, по расчетам авторов, составил около 4 млрд рублей. При этом стоимость электроэнергии для белорусских потребителей оценочно снизилась более чем на 4%. Снижение эффекта в 2010-м произошло вследствие того, что из-за недоговоренностей по цене между сторонами и несоблюдения платежной дисциплины импорт Беларусью электроэнергии из России в этом году упал практически в 100 раз и составил только 30.3 млн кВт-ч вместо 2.9 млрд кВт-ч в 2009 году (Абсаметова и др., 2012).
Россия, в свою очередь, имела экономический эффект от экспорта электроэнергии, который в 2009-м, по оценкам авторов, превысил 1.6 млрд рублей. При расчете данного эффекта учитывались не только доходы от продажи электроэнергии в Беларусь, но и затраты на покупку соответствующего объема электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности в России, а также затраты на транспорт этой электроэнергии по российским электрическим сетям (Совет рынка, 2010; Казаченков, 2010). В 2010 году этот эффект был незначителен, составив около 19 млн рублей, в связи с тем, что, как указы-
валось выше, поставки из России в Беларусь в этом году снизились практически на два порядка.
Обмен мощностями между ОЭС Сибири и ОЭС Урала через сети АО «KEGOC» (Казахстан) традиционно осуществляется в следующем режиме: в часы вечернего максимума происходила выдача мощности из ОЭС Сибири в ОЭС Урала (и через нее в Европейскую части России), в часы ночного минимума в Европейской части России в ОЭС Сибири осуществлялся прием мощности из ОЭС Урала. Это позволяет реализовать режимный эффект регулирования суточного графика нагрузки в Европейской части России, используя для обмена перетоками между двумя российскими регионами электрические сети Северного Казахстана. Казахстан при этом имеет экономический эффект от предоставления транзита России. Так, в 2010 году этот эффект составил около 840 млн рублей (Newskaz.ru, 2011).
потенциальные системные мощностныЕ эффекты, которые могут быть достигнуты в настоящее время при кооперации национальных ээс на постсоветском пространстве
Выполнялись оценки мощностного эффекта объединения национальных ЭЭС стран бывшего СССР, обусловленного разновременностью наступления и различием конфигурации суточных и годовых максимумов и графиков нагрузки, по состоянию на 2009 год. Для этого в условиях ограниченности имеющихся исходных данных использовался специальный подход. Вначале выполнялось совмещение годовых графиков месячных максимумов нагрузки национальных ЭЭС и определялся совмещенный годовой максимум (РМ). Далее для месяца этого максимума выполнялось совмещение суточных графиков нагрузки национальных ЭЭС и определялся уточненный совмещенный годовой максимум нагрузки (РМг). Уточнение необходимо вследствие того, что месячные максимумы нагрузки не учитывают суточное изменение нагрузки и наступление суточных максимумов в разных национальных ЭЭС в различное время вследствие сдвига часовых поясов друг относительно друга.
Необходимо отметить, что установленные мощности электростанций выбираются по годовому максимуму нагрузки и всегда превышают его. Это превышение в основном обусловлено требованием резервирования мощностей, а также некоторыми другими причинами, в частности, необходимостью дублирования негарантированных мощностей (возобновляемых источников энергии), наличием так называемых «разрывов» мощности. При выполнении перспективных энергобалансовых расчетов величина резервов обычно принимается
как доля от максимума нагрузки (в данном случае объем резервов задавался на уровне 20%). Поэтому изменение максимума нагрузки приводит и к изменению потребности в установленной мощности.
Имея совмещенный годовой максимум нагрузки всего энергообъединения (РМг) и зная годовые максимумы нагрузки всех национальных ЭЭС (РмД=1,1), где i — индекс национальной ЭЭС, I — общее количество ЭЭС), а также задаваясь принятым коэффициентом резервирования, нетрудно определить мощностной эффект как экономию установленных мощностей, укрупненно включающих рабочие и резервные:
ДЛГ* = £1,2РМ1 -\,2РМгс = 1,2 £РМ ~РМ
¿=1 V ¿=1
(2)
В качестве исходной информации для выполнения расчетов использовались электропотребление, включая его внутригодовое распределение, максимумы нагрузки, суточные графики нагрузки на день прохождения годового максимума за 2008-2009 годы (ЭЭС СНГ, 2012; СО ЕЭС, 2011; GSE, 2011 и др.).
Годовые графики месячных максимумов нагрузки (см. рисунок 1) построены пропорционально месячным объемам электропотребления, заданным в относительных единицах, исходя из предположения, что годовое электропотребление распределяется по месяцам и сезонам года так же, как и электрическая нагрузка, и число часов использования максимума нагрузки в каждом месяце неизменно в течение года.
% 100 -95 -90 -85 -80 -75 -70 -65 -
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Россия 100.0 99.5 96.1 90.7 80.2 73.2 70.9 72.7 73.0 77.5 86.1 96.3
Б.М.У 88.7 100.0 91.1 90.2 81.3 78.2 74.6 78.3 79.0 77.7 80.3 79.5
^“Балтия"" 98.5 100.0 95.0 86.6 78.8 71.4 68.7 66.3 68.1 71.6 84.3 87.0
Страны ЦА""" 100.0 96.9 88.6 86.8 78.2 71.8 71.4 73.5 73.5 71.8 79.4 89.6
^“Закавказье"""" 88.5 100.0 90.0 78.2 68.2 67.0 63.3 68.1 67.2 62.6 66.4 73.6
Совмещенный 98.4 100.0 94.8 90.4 80.4 74.2 71.8 74.0 74.3 76.8 84.3 92.5
Примечание: * Беларусь, Молдова, Украина; ** Латвия, Литва, Эстония; *** Казахстан, Кыргызстан, Таджикистан, Туркменистан, Узбекистан; **** Азербайджан, Армения, Грузия.
Рисунок 1. Конфигурация годовых графиков нагрузки ЭЭС стран бывшего СССР (2009 год)
Рисунок2. Конфигурация суточных графиков нагрузки ЭЭС стран бывшего СССР на день прохождения совмещенного максимума нагрузки (январь 2009 года)
Конфигурация суточных графиков нагрузки (см. рисунок 2) принята по отчетным данным за 2009 год. В связи с отсутствием такой информации для Армении, Азербайджана, Беларуси и Молдовы для этого года конфигурация графиков этих стран принята по состоянию на 2008 год (ЭЭС СНГ, 2012). Следует, однако, заметить, что конфигурация графиков нагрузки от года к году меняется несущественно, поэтому такая замена не дает сколько-нибудь существенных погрешностей в расчетах.
Конфигурации графиков на рисунках 1 и 2 даны в относительных единицах. Это позволяет наглядно представить их особенности и различие по странам. На рисунках видно, что во всех странах имеет место провал нагрузки в течение летних месяцев. Он в меньшей степени выражен в Беларуси, Молдове, Украине и странах Центральной Азии (ЦА). Суточные графики различаются часами наступления максимумов нагрузки, их продолжительностью, глубиной провалов. Объединение годовых и суточных графиков позволяет получить более равномерный результирующий график.
Анализ годовых графиков нагрузки показал, что совмещенный максимум нагрузки межгосударственного энергообъединения приходится на январь. В связи с этим суточные графики нагрузки России, Эстонии, Казахстана, Таджикистана и Кыргызстана, где собственные максимумы нагрузки отмечены в декабре, пересчитаны для января. Графики приведены к единому московскому времени через универсальное скоординированное время (coordinated universal time — UTC) (ITU, 2011).
Результаты расчетов сведены в таблице 6. Как видно из указанной таблицы, снижение совмещенного максимума энергообъединения стран бывшего СССР по сравнению с суммой максимумов отдельных
Максимум нагрузки Реализуе-
Страна Собственный Совмещенный мый эффект
Россия 1 145800 145093 707
Украина 30079 29921 158
Беларусь 5733 5439 294
Молдова 1077 1020 57
Эстония 1462 1404 58
Латвия 1340 1305 35
Литва 1713 1623 90
Казахстан 12315 11200 1115
Кыргызстан 2731 2628 103
Таджикистан 2758 2348 410
Туркменистан 2139 1901 238
Узбекистан 7428 7299 129
Армения 1049 1049 0
Азербайджан 3722 3722 0
Грузия 1538 1528 10
Итого 220884 217480 3404
Совмещенный максимум нагрузки* 217480
Сумма собственных максимумов нагрузки** 220884
| Разность * и ** 3404
Примечание: 1 ЕЭС России без ОЭС Востока, так как последняя в настоящее время имеет слабые связи с ЕЭС.
национальных ЭЭС составляет несколько более 1.5% от совмещенного годового максимума. При этом более 30% эффекта приходится на Республику Казахстан. Следует отметить, что эффект для каждой страны определялся как разность между собственным годовым максимумом нагрузки и нагрузкой в час совмещенного максимума.
Относительно велики эффекты в Таджикистане, Туркменистане и Беларуси, они составляют 15%, 11% и 5% соответственно. В России данный эффект в относительном выражении очень незначителен и составляет всего 0.5%, хотя в абсолютном выражении он находится на втором месте после Казахстана, а в Армении и Азербайджане он вообще нулевой. Последнее объясняется тем, что в этих странах собственные максимумы нагрузки приходятся на час совмещенного максимума энергообъединения в целом.
На всей территории бывшего СССР годовой максимум нагрузки наступает зимой в декабре-январе, и уменьшение совмещенного макси-
Таблица 6. Совмещение графиков и максимумов нагрузки, 2009 год, МВт
Таблица 7. Оценка мощностного системного эффекта, 2009 год
Мощностной эффект, МВт Единовременный экономический эффект, млрд рублей Годовой экономический эффект, млрд рублей/год
4085 135.6*/б7.8 23.2/11.6
Примечание: *Общий эффект/чистый эффект.
мума ЕЭС обусловлено преимущественно разницей в часах (и сутках) прохождения максимумов в отдельных ЭЭС. Относительно небольшая величина эффекта обусловлена также небольшой разницей в часовых поясах (1-2 часа) и примерно одинакового широтного расположения ЭЭС. Тем не менее мощностной эффект, рассчитанный по формуле (2), превышает 4 ГВт.
Обращает на себя внимание, что полученный мощностной эффект существенно ниже того, который имел место в ЕЭС СССР. Это объясняется тем, что в ЕЭС учитывались эффекты, реализуемые как внутри республик, так и между ними. Здесь же реализация эффектов внутри стран (бывших союзных республик) не рассматривается. Она оставляется на усмотрение этих стран. Учитываются только те эффекты, которые могут возникнуть в результате межгосударственной электроэнергетической кооперации.
На основе полученных значений рассчитывались экономические оценки эффектов. Для расчета были приняты исходные данные Минэнерго России. Определялись как единовременный экономический эффект (как произведение удельных капвложений на величину мощностного эффекта), так и приведенный к годовой размерности. Переход от единовременной оценки к годовой осуществлялся умножением первой на коэффициент возврата капитала CRF. Результаты расчетов показали, что экономический эквивалент мощностного эффекта весьма высок (см. таблицу 7).
Как отмечалось ранее, реализация мощностных эффектов требует соответствующего развития электросетевой инфраструктуры, а получаемые при этом экономические эффекты примерно в два раза превосходят затраты. Исходя из сказанного, определены чистые экономические эффекты, приведенные в таблице 7 (в знаменателе).
Следует отметить, что оценка мощностного эффекта для настоящего времени является несколько условной, поскольку мощности для электроснабжения потребителей национальных ЭЭС в условиях ограниченной межгосударственной электроэнергетической интеграции имеются. Однако, учитывая изношенность основных фондов в электроэнергетике, в недалекой перспективе эти мощности потребуют замены (как и электросетевая инфраструктура), и в случае более тесной интеграции на постсоветском пространстве и реализации рассмотренных эффектов такая замена потребует меньшего объема мощностей и инвестиций (соответственно, на величины, указанные в таблице 7).
оценка системных мощностных эффектов объединения национальных ээс на постсоветском пространстве на перспективу до 2030 года
Оценка системных мощностных эффектов на перспективу до 2030 года проводилась с использованием методики, изложенной в предыдущем разделе. При этом конфигурация графиков нагрузки, представленная на рисунках 1 и 2, принималась неизменной, а рост электропотребления и максимумов нагрузок задавался согласно национальным директивным документам по развитию электроэнергетики, рассмотренным выше. В таблице 8 сведены результаты совмещения полученных графиков нагрузки и определения совмещенного максимума.
Как видно из таблицы 9, на уровне 2030 года мощностной эффект составляет почти 6.4 ГВт, что выше оценки текущего потенциального эффекта почти на 2.3 ГВт. Результаты экономической оценки полученных мощностных эффектов приведены также в таблице 9. Учет затрат на реализацию указанных эффектов снижает эти экономические оценки в два раза (приведены в знаменателе). Тем не менее они остаются весьма значительными.
Дополнительно был рассмотрен вариант, когда максимум нагрузки в странах Центральной Азии (включая Кыргызстан, Таджикистан, Туркменистан, Узбекистан) вследствие социально-экономического развития (в частности, распространения кондиционирования помещений) к 2030 году смещается на летний период. Это произошло в Японии в 60-х годах, Южной Корее — в 80-х и в Северном Китае — в начале 2000-х (Беляев и др., 2008). Объединение же энергосистем с зимним и летним максимумами нагрузки дает значительные интеграционные эффекты в виде экономии генерирующих мощностей и затрат на их строительство и эксплуатацию. Указанное смещение максимума нагрузки приведет к тому, что при объединении национальных ЭЭС стран юга ЦА и ЭЭС Северного Казахстана, а также России (где имеет место зимний максимум нагрузки) возникнут значительные системные эффекты.
Следует отметить, что в настоящее время максимум электрической нагрузки в регионе в целом приходится на зиму, а расход воды на ирригацию требуется в летний период. Это приводит к противоречию интересов энергетических и сельскохозяйственных водопользователей, а с учетом того, что они находятся преимущественно в разных странах, то и к межгосударственной конфронтации. Смещение же максимума электрической нагрузки на лето приведет к согласованию расхода гидроресурсов для целей электроэнергетики и ирригации в регионе ЦА, поскольку максимальное их использование обеими отраслями будет приходиться только на летний сезон.
Страна Максимум нагрузки Реализуемый эффект
Собственный Совмещенный
Таблица 8. Совмещение графиков и максимумов нагрузки, 2030 год, МВт
Таблица 9. Оценка мощностного системного эффекта, 2030 год
Россия 1 228532 227424 1108
Украина 47292 47043 248
Беларусь 6917 6562 355
Молдова 1651 1564 87
Эстония 1652 1586 66
Латвия 2042 1935 107
Литва 2449 2385 64
Казахстан 23600 21464 2136
Кыргызстан 3249 3126 123
Таджикистан 4416 4157 259
Туркменистан 4431 3937 493
Узбекистан 15045 14784 261
Армения 1816 1816 0
Азербайджан 4878 4878 0
Грузия 3762 3738 24
Итого 351731 346399 5332
Совмещенный максимум нагрузки* 346399
Сумма собственных максимумов нагрузки** 351731
Разность * и ** 5332
Примечание: 1 ЕЭС России в целом, т. к. на рассматриваемую перспективу намечается интеграция ОЭС Востока в ЕЭС
В соответствии с предложенным вариантом экспертно были скорректированы годовые графики электрической нагрузки указанных стран. Они представлены на рисунке 3. Их сравнение с аналогичными графиками с традиционным зимним максимумом нагрузки (см. рисунок 1) показывает существенное отличие в конфигурации.
В таблицах 10 и 11 сведены результаты оценки мощностного эффекта при условии смещения годового максимума нагрузки в указанных выше странах ЦА на лето. Как видно из таблицы, эффект и его экономический эквивалент существенно возросли.
Необходимо также отметить, что достижение полученного эффекта требует большей координации действий отдельных стран, в том
Мощностной эффект, МВт Единовременный экономический эффект, млрд рублей Годовой экономический эффект, млрд рублей/год
6400 212/106 36.6/18.3
месяц
12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Россия 100 99.5 96.1 90.7 80.2 73.2 70.9 72.7 73 77.5 86.1 96.3
Б.М.У.* 88.3 100 91.1 90 81.1 78.1 74.5 78.3 78.9 77.4 79.9 79
Балтия** 97.9 100 64.6 86 78.5 71.5 68.4 66 67.6 71.4 83.5 86.5
Страны ЦА*** 91.9 90.1 89 87.3 80.5 75.7 100 96.4 88.8 75 79.9 87.6
^^“Закавказье**** 88.3 100 89.9 78.1 68.5 67.7 64.1 68.8 67.5 63.2 66.6 73.5
Совмещённый 98.3 100 95.8 91.3 81.5 75.5 76.7 78.2 77.3 78 85.1 93.1
числе согласования политики развития их электроэнергетических комплексов.
Максимум нагрузки Реализуе-
Страна Собственный Совмещенный мый эффект
Россия 228532 227424 1108
Украина 47292 47043 248
Беларусь 6917 6562 355
Молдова 1651 1564 87
Эстония 1652 1586 66
Латвия 2042 1935 107
Литва 2449 2385 64
Казахстан 23600 21464 2136
Кыргызстан 3249 2657 592
Таджикистан 4416 3608 808
Туркменистан 4431 3498 933
Узбекистан 15045 13113 1932
Армения 1816 1816 0
Азербайджан 4878 4878 0
Грузия 3762 3738 24
Итого 351731 343271 8460
Совмещенный максимум нагрузки* 343271
Сумма собственных максимумов нагрузки** 351731
| Разность * и ** 8460
Рисунок3. Конфигурация годовых графиков нагрузки ЭЭС стран бывшего СССР (смещение годового максимума нагрузки в южных регионах ЦА на лето, 2030 год)
Таблица 10. Совмещение графиков и максимумов нагрузки, 2030 год, МВт (при сдвиге максимума нагрузки стран ЦА на лето)
Таблица 11. Оценка мощностного системного эффекта, 2030 год (при сдвиге максимума нагрузки стран ЦА на лето)
Мощностной эффект, МВт Единовременный экономический эффект, млрд руб. Годовой экономический эффект, млрд руб./год
10150 336.8/168.4 57.6/28.8
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Установленная мощность электростанций стран бывшего СССР весьма значительна и составляет около 365 ГВт. На постсоветском пространстве сосуществуют национальные электроэнергетические комплексы, различающиеся уровнями установленной мощности своих электростанций (зачастую в десятки раз) и структурой генерирующих мощностей. Это предопределяет кооперацию национальных ЭЭС, которая в определенной степени осуществляется уже сейчас и требует дальнейшего развития.
2. Экспортно-импортные обмены электроэнергией между странами бывшего СССР последовательно снижались в течение всего постсоветского периода. Относительное (по сравнению с 1990 годом) снижение объемов экспорта/импорта электроэнергии значительно превышает этот же показатель для выработки и потребления электроэнергии. Причем если выработка и потребление электроэнергии демонстрируют тенденцию к восстановлению докризисного уровня, то экспортно-импортные обмены проявляют устойчивую тенденцию ко все более глубокому снижению. В настоящее время оно составляет 82% по экспорту и 80% по импорту от уровня 1990 года.
3. Безусловным лидером в экспортных поставках электроэнергии среди стран бывшего СССР является Россия. Ее доля в общем экспорте указанных стран в 2010 году превысила 40%. При этом российская доля в импорте относительно невелика, составляя около 10%. По состоянию на 2010-й по импорту электроэнергии лидируют Беларусь и Литва (первая немного опережает вторую), суммарно занимая более 50% всего импорта. В наибольшей степени зависима от импорта электроэнергии Литва, у которой отрицательный сальдо-переток составляет более 50% от всего годового объема электропотребления. Наиболее экспортно-ориентированной является Эстония, у которой положительный сальдо-переток составляет примерно одну треть от собственного годового потребления.
4. В перспективе до 2020 года в странах бывшего СССР ожидается рост электропотребления более чем на четверть, а генерирующей мощности — на 20%. При этом лидирующую роль сохранит российский электроэнергетический комплекс. В Беларуси проявится новая для нее ядерная энергетика. Общая структура установленных мощностей на постсоветском пространстве не претерпит кардинальных изменений по сравнению с текущей ситуацией. Разработка совместных
энергетических стратегий, программ и схем развития электроэнергетических систем странами бывшего СССР позволит сформировать предпосылки для реализации системных эффектов взаимодействия национальных ЭЭС в перспективе.
5. Формирование ЕЭС СССР привело к ряду положительных системных эффектов, включая мощностной, режимный, структурный и др. Это существенно снизило затраты на развитие и функционирование электроэнергетики и повысило надежность электроснабжения в целом. Мощностной эффект ЕЭС СССР по состоянию на 1990 год был равен 21.7 ГВт, чистый экономический эквивалент этого эффекта может быть оценен в 428 млрд рублей в год, а приведенный к годовой размерности — в 73 млрд рублей в год (при расчете по современным стоимостным показателям).
6. В результате взаимных обменов электроэнергией реализуются некоторые системные эффекты объединения национальных ЭЭС стран бывшего СССР. Данные эффекты в определенной степени характеризуют уровень интеграции ЭЭС рассматриваемых республик. В частности, согласно выполненным оценкам, потребители электроэнергии Беларуси получили экономическую выгоду, обусловленную режимным эффектом, в размере 5 млрд рублей в 2009 году и 4 млрд рублей в 2010-м. В 2009 году Россия имела выгоду от реализации этого эффекта с Беларусью в размере 1.6 млрд рублей, а Казахстан получил 840 млн рублей, реализуя его с Россией. В то же время потенциальный мощностной эффект электроэнергетической кооперации стран бывшего СССР в настоящее время превышает 4 ГВт. Его чистый единовременный экономический эквивалент приближается к 68 млрд рублей, а ежегодный составляет около 12 млрд рублей.
7. На уровне 2030 года мощностной системный эффект электроэнергетической кооперации на постсоветском пространстве составляет почти 6.4 ГВт. Чистый единовременный экономический эффект оценивается почти в 106 млрд рублей (приведенный к годовой размерности, он превышает 18 млрд рублей в год). При условии смещения годового максимума нагрузки в странах ЦА на лето эффект существенно возрастает, составляя более 10 ГВт. Его чистый единовременный экономический эквивалент примерно равен 168 млрд рублей, а в годовом выражении составляет около 29 млрд рублей. При этом происходит согласование расхода гидроресурсов для целей электроэнергетики и ирригации, что снимает острое противоречие между энергетическими и сельскохозяйственными водопользователями и в конечном итоге снижает уровень межгосударственной конфронтации в ЦА.
8. Отказ от электроэнергетической кооперации или снижение ее уровня приводит к росту затрат на функционирование и развитие национальных ЭЭС и экономик стран постсоветского пространства.
ЛИТЕРАТУРА
Belanews.ru (2011) Как Беларусь экспортирует электроэнергию дешевле себестоимости. Доступно на: http://belanews.ru/20il/06/i7/l8li7/
Carecprogram.org (2012) Development strategy of power industry of Turkmenistan. CAREC National Workshop. Ashgabat. May. Available at: http://www. carecprogram.org/uploads/events/2012/TKM-National-Workshop/TKM-Devel-opment-Strategy-of-Power-Industry.pdf
ENTSO-E (2011) ENTSO-E System Adequacy Forecast 2011-2025 (Database: 15.02.2011) European Network of Tran System Operators for Electricity. Available at: https://www.entsoe.eu/fileadmin/user_upload/_library/SDC/SOAF/
SO_AF_2011_-_2025_.zip
GSE (2011) Georgian State Electrosystem Ltd. Available at: http://www.gse. com.ge
ITU (2011) LEGAL TIME 2011. Annex to ITU OB No. 975 of 1.Ш.2011. International Telecommu-nication Union. Available at: http://www.itu.int/dms_pub/ itu-t/opb/sp/T-SP-LT.1-2011-PDF-E.pdf
Ministry of Economic Affairs and Communications (2012) National Development Plan of the Energy Sector until 2020. Available at: http://www.mkm.ee/ public/ELMAK_EN.pdf
Mpe.kmu.gov.ua (2012) Оновлення Енергетичної стратегії України на період до 2030 р. Міністерстві енергетики та вугільної промисловості України. 7 червня 2012 р. м. Київ. Доступно на: http://mpe.kmu.gov.ua/fuel/ doccatalog/document?id=222032
Newskaz.ru (2011) KEGOC получил доход в 4 млрд тенге за транзит российской электроэнергии в 2010 году. Доступно на: http://www.newskaz.ru/ economy/20110112/1043317-print.html
RESET (2012) АБР — ТА 7558 — Центрально-Азиатское региональное экономическое сотрудничество: Генеральный план регионального сотрудничества в секторе энергетики. 2nd Draft Final Report 2-й Проект Заключительного отчета. Доступно на: http://www.ca-reset.org/library/Fichtner/ FICHT7.PDF
Абсаметова А., Волкова Е., Захаров А., Подковальников С., Савельев В., Трофимов Г., Чудинова Л. (2012) Интеграционные процессы в электроэнергетическом секторе государств — участников Евразийского банка развития. Отраслевой обзор № 15. Евразийский банк развития. — Алматы, 2012.
Агентство Республики Казахстан по статистике. Доступно на: http://www. stat.kz
АПБЭ (2011) Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике, Минэнерго России. Москва.
Беляев Л., Подковальников С., Савельев В., Чудинова Л. (2008) Эффективность межгосударственных электрических связей. Новосибирск: Наука.
Волкова Е., Захаров А., Подковальников С., Савельев В., Чудинова Л. (2011) Электроэнергетическая кооперация на постсоветском пространстве. Евразийская экономическая интеграция. № 3 (12), с. 26-45.
Волькенау И., Зейлигер А., Хабачев Л. (1981) Экономика формирования электроэнергетических систем. М.: Энергия.
Государственный комитет статистики Азербайджана. Доступно на: http:// www.azstat.org
Ершевич В., Антименко Ю. (1993) Эффективность функционирования Единой электроэнергетической системы на территории бывшего СССР. Изв. РАН. Сер. Энергетика. № 1. с. 22-31.
Казаченков А. (2010) Итоги деятельности 2009 года. Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы. Доступно на: http://www.fsk-ees.ru/upload/docs/kazachenkov.pdf
Кононов Ю. (2011) Метод прогнозирования конъюнктуры региональных рынков и результаты первого этапа прогноза цен на топливо. Иркутск: ИСЭМ СО РАН.
Кучеров Ю., Кучерова О., Капойи Л., Руденко Ю. (1996) Надежность и эффективность функционирования больших транснациональных ЭЭС. Методы анализа: европейское измерение. Новосибирск: Наука. Сиб. изд. фирма РАН.
Минэнерго РФ (2012) Приложение № 46 к программе «Модернизация электроэнергетики России на период до 2020 года». Министерство энергетики Российской Федерации. Доступно на: http://mmenergo.gov.ru/upload/ibl ock/34c/34c45e296821c7f4ae166b0a81ce6ca9.pdf
Мишук Е., Коротков В. (2005) Электроэнергетика Содружества Независимых Государств. Состояние, проблемы и перспективы развития. Доступно на: http://elektro.elektrozavod.ru/pdf/2005_4.pdf.
Национальный статистический комитет Кыргызской Республики. Доступно на: http://www.stat.kg
Национальный статистический комитет Республики Беларусь. Доступно на: http://www.belstat.gov.by
Национальная статистическая служба Республики Армении. Доступно на: http://www.armstat.am
Правительство Республики Казахстан (2012) Выступление министра индустрии и новых технологий РК А. Исекешева на заседании правительства по концепции развития электроэнергетики до 2030 года. Доступно на: http://ra.govemment.kz/docs/po_energetike_do_2030_g..rar
Правительство РФ (2010) Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода. Постановление правительства РФ от 13 апреля 2010 года. № 238. Правительство Российской Федерации. Доступно на: www.rg.ru/ pril/39/89/98/238.doc
СО ЕЭС (2011) Официальный сайт. Системный оператор Единой электроэнергетической системы России. Доступно на: www.so-ups.ru
Совет Рынка (2010) Итоги работы оптового рынка электроэнергии и мощности в 2009 году. Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью. Доступно на: http://www.np-sr.ru/idc/idcplg?IdcService=GET_FILE&dDocNa me=SR_0V006726&RevisionSelectionMethod=LatestReleased
Федеральная служба государственной статистики Российской Федерации. Доступно на: http://www.gks.ru
ЭЭС СНГ (2012) Электроэнергетический совет СНГ. Доступно на: http:// energocis^rg
