CC BY
88
СИСТЕМНЫЕ ЭФФЕКТЫ ИНТЕГРАЦИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ КОМПЛЕКСОВ СТРАН ПОСТСОВЕТСКОГО ПРОСТРАНСТВА1
В статье рассмотрены современное состояние и перспективы развития электроэнергетических систем (ЭЭС) стран постсоветского пространства. Выполнен анализ динамики обменов перетоками электроэнергии между указанными странами за постсоветский период. Выявлены системные эффекты текущего взаимодействия национальных ЭЭС стран на постсоветском пространстве и определена экономическая оценка некоторых из них. Приведены оценки потенциальных мощностных эффектов совмещения годовых и суточных графиков электрической нагрузки, которые могут быть достигнуты в настоящее время и в перспективе до 2030 г. при кооперации национальных энергосистем. Полученные результаты свидетельствуют о значительном потенциале электроэнергетической интеграции в регионе.
Снижение уровня интеграции национальных ЭЭС, произошедшее после распада СССР и его Единой энергосистемы (ЕЭС), привело к утрате системных эффектов (структурных, мощностных, режимных и др.), которые реализовывались ранее в рамках ЕЭС. Более тесное взаимодействие стран бывшего СССР обеспечило бы при условии формирования общего электроэнергетического пространства ощутимые интеграционные эффекты для всех участвующих сторон.
Для реализации такой интеграции требуется решение целого ряда научно-методических и организационных задач. Прежде всего, необходимо оценить, насколько могут быть высоки потенциальные системные эффекты и эффективность участия в электроэнергетической интеграции и общем электроэнергетическом рынке на постсоветском пространстве всех участников - стран бывшего СССР. Поэтому первоочередного решения требует задача определения реализуемых в настоящее время и потенциальных системных эффектов. К последним относятся те, которые могут быть получены при более тесной интеграции национальных ЭЭС на постсоветском пространстве. Ниже изложены результаты, полученные в ходе решения данной задачи.
Современное состояние и перспективы развития электроэнергетических систем стран постсоветского пространства. Основные показатели национальных ЭЭС стран бывшего СССР приведены в табл. 1. Уровень установленных мощностей электростанций этих стран по состоянию на 2010 г. приближается к 365 ГВт. Таким образом, энергообъединение стран постсоветского пространства является одним из весьма крупных не только в Евразии, но и в мире. При этом на постсоветском пространстве сосуществуют национальные электроэнергетические комплексы, различающиеся уровнями установленной мощности электростанций в десятки раз. Россия, что очевидно, доминирует по установленной мощности и выработке электростанций, составляющей примерно две трети суммарных показателей стран бывшего СССР. В то же время установленная мощность электростанций таких стран, как Армения, Латвия, Эстония, составляет менее 1% общей суммарной мощности.
Структура мощностей в странах бывшего СССР весьма различна. Только в России, Украине и Армении развиваются все три основных типа генерации: тепловая (на органическом топливе), гидравлическая и атомная. Электроэнергетика остальных стран базируется на тепловых и гидроэлектростанциях (ТЭС и ГЭС).
1 Статья подготовлена при финансовой поддержке Фонда технического содействия Евразийского банка развития.
Таблица 1
Основные показатели электроэнергетических комплексов стран постсоветского пространства, 2010 г.*
Установленная мощность электростанций, ГВт Выработка электроэнергии, ТВт-ч Электропотребление Обмен электроэнергией с другими странами, ТВт-ч
Страна Всего ТЭС ГЭС ГАЭС НВИЭ** АЭС Всего ТЭС ГЭС ГАЭС НВИЭ АЭС общее, ТВт-ч удельное, кВтч/чел. передано за пределы страны получено из-за пределов страны сальдо-переток доля элекро-потребле-ния, %
Азербайджан Армения Беларусь Грузия Казахстан Кыргызстан Латвия Литва Молдова Россия Таджикистан Туркменистан Узбекистан Украина Эстония 6,396 3,505 8,407 3,328 19,592 3,666 2,570 4,597 3,012 229,949 5,105 4,157 12,472 54,567 2,931 5,401 1,931 8,392 0,730 17,252 0,716 0,948 3,529 2,948 158,124 0,318 4,156 10,662 35,186 2,570 0,995 1,166 0,015 2,598 2,340 2,950 1,622 1,068 0,064 47,521 4,787 0,001 1,810 5,546 0,361 0,408 24,304 13,835 18,710 6,491 34,895 10,058 82,629 12,063 6,685 5,748 6,115 1038,000 16,435 15,196 " 51,712 188,829 12,962 15,003 1,438 34,849 0,683 74,599 0,808 3,050 3,980 5,702 699,200 0,033 15,193 47,162 86,474 12,622 3,707 2,563 0,046 9,375 8,030 11,255 3,635 1,768 0,413 168,400 16,402 0,003 4,550 13,203 0,340 2,490 170,400 89,152 „ 18,348 5,676 37,595 8,755 84,101 10,503 7,558 11,738 5,757 1020,977 16,581 14,473 50,718 184,641 9,708 2016,000 1720,000 3957,000 1990,000 5128,000 1910,000 3435,000 3354,000 1371,000 7145,000 2182,000 2954,000 1818,000 4049,000 7468,000 0,462 1,061 5,100 1,524 1,538 1,636 3,100 1,041 0,383 19,946 0,286 0,723 0,994 6,097 4,354 0,100 0,246 7,800 0,221 3,010 0,076 3,973 7,031 0,025 2,923 0,432 0,000 0,000 1,909 1,100 0,362 0,815 -2,700 1,303 -1,472 1,560 -0,873 -5,990 0,358 17,023 -0,146 0,723 0,994 4,188 3,254 1,97 14,36 -7,18 14,88 -1,75 14,85 -11,55 -51,03 6,22 1,67 -0,88 5,00 1,96 2,27 33,52
Всего 364,254 252,863 72,844 38,547 1506,528 1000,796 243,690 262,042 1487,129 5158,000 48,245 28,846 19,399 1,30
* Составлена по данным [1-7]. ** Г АЭС - гидроаккумулирующие электростанции, НВИЭ - нетрадиционные возобновляемые источники электроэнергии.
В Грузии, Кыргызстане, Таджикистане преобладает гидроэнергетика. В остальных странах основу электроэнергетического комплекса составляют ТЭС, хотя в некоторых из них определенную роль играют ГЭС (Азербайджан, Казахстан, Латвия, Литва, Узбекистан).
Различие структуры генерирующих мощностей в странах бывшего СССР предопределяет взаимодействие национальных ЭЭС, реализуемое в настоящее время, и требует дальнейшего его усиления в будущем.
Вместе с тем нельзя не отметить проблем, стоящих на пути электроэнергетической интеграции стран бывшего СССР [8]. Это - политическая и экономическая разнородность субъектов кооперации; наличие значительных объемов морально и физически устаревшего генерирующего и передающего оборудования, составляющих 50-70%, а в отдельных случаях достигающих 90%; низкие темпы модернизации в электроэнергетической отрасли; различие структурной организации национальных электроэнергетических рынков; наличие потенциальных рисков, связанных с возможными нарушениями договоренностей между участниками кооперации и др.
В табл. 2 сведены прогнозы развития национальных электроэнергетических комплексов стран бывшего СССР на перспективу до 2020 г. Необходимо отметить, что в разных странах, исходя из состава и содержания документов, регламентирующих перспективное развитие и планирование национальной электроэнергетики, рассматриваются разные горизонты планирования (от 2015 г. до 2030 г.), не всегда согласующиеся 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 национальных директивных документах (энергетических стратегиях, программах, схемах развития электроэнергетических систем и т. д.).
Таблица 2
Прогноз электропотребления и развития установленной мощности, 2020 г.
Страна Электропотребление, ТВт-ч Установленная мощность, ГВт
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: [9-15].
В условиях неопределенности указанных данных принимались базовые (средние) сценарии развития электроэнергетики. Поэтому данные табл. 2 представлены однозначно. Нетрадиционные возобновляемые источники электроэнергии, такие как ветровые, солнечные, биогазовые, геотермальные, выделены в отдельный стол-
бец, поскольку, согласно указанным документам, в рассматриваемой перспективе их объемы и значимость возрастают.
Как следует из данных табл. 2, до 2020 г. рост электропотребления в странах бывшего СССР составит более 27%, а генерирующей мощности - 20% по отношению к уровню 2010 г. Отставание развития генерации от перспективных потребностей обусловлено тем, что в ряде стран будет все еще происходить восстановительный рост электропотребления (с достижением уровня 1990 г.), который может быть обеспечен имеющимися мощностями. Причем Армения и в 2020 г. не достигнет, как предполагается, уровня электропотребления 1990 г. На постсоветском пространстве сохранится лидирующая роль российского электроэнергетического комплекса. 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 изменений по сравнению с текущей ситуацией. Доля ТЭС снизится на 4%, доля атомных электростанций и ГЭС возрастет на 1-2%, а доля НВИЭ составит 2% общего объема мощностей. В более отдаленной перспективе до 2030 г. АЭС намечается также ввести в Казахстане, Литве и, возможно, Эстонии.
Следует отметить, что разработка совместных энергетических стратегий, программ и схем развития ЭЭС 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. табл. 1). Ее доля в общем объеме экспорта указанных стран в 2010 г. превысила 40%. При этом российская доля в импорте относительно невелика - около 10%. По состоянию на 2010 г. по импорту электроэнергии лидируют Беларусь и Литва, суммарно занимая более половины всего объема импорта. Беларусь таким образом оптимизирует тарифы на электроэнергию для своих потребителей, а Литва стала нетто-импортером после закрытия Игналинской АЭС в конце 2009 г.
Хотя, как отмечалось, Россия является лидером по экспорту электроэнергии, наиболее экспортно-ориентированной оказывается Эстония, у которой сальдо-переток (имеющий положительную величину) составляет более трети собственного годового потребления. Чистыми нетто-импортерами с отрицательным сальдо-перетоком в 2010 г. были пять стран: Беларусь, Литва, Казахстан, Латвия и Таджикистан. В наибольшей степени зависима от импорта электроэнергии Литва, у которой сальдо-переток составляет более 50% всего годового объема электропотребления.
Табл. 3 характеризует динамику изменения основных электроэнергетических показателей стран бывшего СССР в постсоветский период, начиная с 1998 г., который явился переломным, поскольку на него приходится смена тенденции падения потребления и выработки электроэнергии в рассматриваемых странах тенденцией роста.
Как видно из данных табл. 3, экспортно-импортные обмены электроэнергией последовательно снижались в течение всех лет рассматриваемого периода. Для экспорта (импорта) электроэнергии характерно более глубокое относительное (по сравнению с 1990 г.) снижение объемов, чем для выработки и потребления электроэнергии. Причем, если для выработки и потребления электроэнергии характерна тенденция восстановления докризисного уровня 1990 г., то экспортно-импортные обмены проявляют устойчивую тенденцию к все более глубокому падению.
Таблица 3
Динамика снижения выработки, потребления и перетоков электроэнергии (относительно 1990 г.), %*
Год Выработка Потребление Экспорт Импорт
1998 2008 2009 2010 * Исходная народных и ** В знама пространс 29,1 12,6 17,8 12,7 информация для таблиц сточников [16-24]. ателе — падение объемов ва. 28,3 11,8 16,2 12,0 1 получена в ходе анализа обмена электроэнергией и 58,6 63,6 66,4 73,3/82** многочисленных наци юлъко между стране 56,5 69,1 71,8 80,1 оналъных и между-ми постсоветского
Как показали выполненные расчеты, падение экспортных перетоков между странами бывшего СССР за период с 1990 по 2010 г. достигло 82%. В то же время этот показатель с учетом торговли с третьими странами был ниже, составляя примерно 73% (см. табл. 3). Следует отметить, что объемы импорта электроэнергии из третьих стран как в 1990-е годы, так и в настоящее время крайне малы. Поэтому падение импортных обменов в табл. 3 фактически характеризует этот показатель для стран постсоветского пространства.
Хотя торговля с третьими странами за постсоветский период в абсолютном выражении сократилась, ее доля в общем объеме торговли электроэнергией за этот же период существенно возросла. Так, в 1990 г. она составляла 20%, а к 2010 г. увеличилась более чем вдвое, достигнув 45%. Как отмечено, это произошло за счет большего сокращения торговли электроэнергией между странами постсоветского пространства.
Таким образом, на постсоветском пространстве наблюдается постоянное снижение объемов торговли электроэнергией, а значит, и уровня электроэнергетической интеграции. При этом существенно ограничивается взаимовыгодная реализация системных эффектов взаимодействия национальных ЭЭС.
Экономическая оценка системных эффектов, реализующихся при взаимодействии национальных ЭЭС на постсоветском пространстве. В результате взаимных обменов электроэнергией на постсоветском пространстве, рассмотренных выше, реализуются некоторые системные эффекты объединения национальных ЭЭС стран бывшего СССР. Данные эффекты в определенной степени характеризуют уровень интеграции ЭЭС рассматриваемых стран. Анализ системных эффектов, реализующихся на постсоветском пространстве, был выполнен авторами в работах [8; 25]. Однако он был проведен на качественном уровне без получения каких-либо количественных оценок. 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 уже отмечалось, Беларусь снижает расходы на приобретение топлива, требуемого для выработки электроэнергии, посредством увеличения ее импорта из России и других близлежащих стран постсоветского пространства. В результате минимизируются тарифы на электроэнергию для белорусских потребителей, чем достигается реализация режимного эффекта. По оценкам авторов (с использованием информации источника [26]), в 2009 г. экономический эффект Беларуси за счет импорта электроэнергии из России, Украины, Литвы и Латвии составил более 5 млрд. руб. 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 по-
требителей примерно на 5,5%. В 2010 г. эффект импорта, по расчетам авторов, составил около 4 млрд. руб.2 При этом стоимость электроэнергии для белорусских потребителей оценочно снизилась более чем на 4%. Снижение эффекта в 2010 г. произошло вследствие того, что из-за недоговоренностей по цене между сторонами и несоблюдения платежной дисциплины импорт Беларусью электроэнергии из России практически сократился в 100 раз, составив только 30,3 млн. кВт-ч вместо 2,9 млрд. кВт-ч в 2009 г. [25].
В свою очередь экономический эффект России от экспорта электроэнергии в Беларусь в 2009 г., по оценкам авторов, превысил 1,6 млрд. руб. При расчете эффекта учитывались доходы от экспорта и затраты на покупку соответствующего объема электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности в России, а также затраты на ее транспорт по электрическим сетям до границы с Беларусью [27; 28]. В 2010 г. этот эффект был незначителен - около 19 млн. руб. - в связи с тем, что как указывалось выше, поставки из России в Беларусь в этом году снизились практически на два порядка.
Обмен мощностями между Объединенными энергосистемами (ОЭС) Сибири и Урала через сети АО «КЕвОС» (Казахстан) традиционно осуществляется в следующем режиме: в часы вечернего максимума происходит выдача мощности из ОЭС Сибири в ОЭС Урала (и через нее в европейскую часть России), в часы ночного минимума в европейской части России в ОЭС Сибири осуществляется 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 получает экономический эффект вследствие предоставления транзита России. Так, в 2010 г. этот эффект составил около 840 млн. руб. [29].
Потенциальные системные мощностные эффекты, которые могут быть достигнуты в настоящее время при кооперации национальных ЭЭС на постсоветском пространстве. По состоянию на 2009 г. были выполнены оценки мощ-ностного эффекта объединения национальных ЭЭС стран бывшего СССР, обусловленного разновременностью наступления и различием конфигурации суточных и годовых максимумов и графиков нагрузки. При этом в условиях ограниченности имеющихся исходных данных использовался подход, предусматривавший:
- совмещение годовых графиков месячных максимумов нагрузки национальных ЭЭС и определение совмещенного годового максимума;
- для месяца этого максимума совмещение суточных графиков нагрузки национальных ЭЭС и определение уточненного совмещенного годового максимума нагрузки. Уточнение необходимо вследствие того, что месячные максимумы нагрузки не учитывают ее суточного изменения и различное время наступления суточных максимумов в разных национальных ЭЭС вследствие разницы часовых поясов.
Следует отметить, что установленные мощности электростанций выбираются по годовому максимуму нагрузки, всегда превышая 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 за величину резервов обычно принимается доля максимума нагрузки. Поэтому изменение максимума нагрузки приводит и к изменению потребности в установленной мощности.
Зная совмещенный годовой максимум нагрузки всего энергообъединения, годовые максимумы нагрузки всех национальных ЭЭС, а также оперируя принятым ко-
2 Оценки экономического эффекта, полученного в 2009 и 2010 гг., рассчитаны в текущих ценах.
эффициентом резервирования (в данном случае он принимался равным 20%), определяется мощностной эффект как разность установленных мощностей (включающих рабочие и резервные) при изолированной и совместной работе национальных ЭЭС.
Конфигурации годовых и суточных графиков нагрузки на рис. 1 и 2 [см., напр. 23, 30, 31] дают наглядное представление об их особенностях и различиях по странам5.
%
Рис. 1. Конфигурация годовых графиков нагрузки ЭЭС стран бывшего СССР (2009 г.):
_Россия; -А- Б.М.У.*; -□- Балтия**;---страны ЦА***;
-♦- Закавказье****;-----совмещенный
%
Рис. 2. Конфигурация суточных графиков нагрузки ЭЭС стран бывшего СССР на день прохождения совмещенного максимума нагрузки (январь 2009 г.)
- Россия; -А- Б.М.У.*; -□- Балтия**;---страны ЦА***;
-♦- Закавказье****;-----совмещенный
Так, во всех странах имеет место «провал» нагрузки в течение летних месяцев. Вместе с тем он в меньшей степени выражен в Беларуси, Молдове, Украине и странах Центральной Азии (ЦА). Суточные графики различаются по часам наступления максимумов нагрузки, их продолжительности, глубине «провалов». Объединение и годовых, и суточных графиков позволяет получить более равномерный результирующий график.
5 Пояснение к рис. 1, 2.
Расчеты выполнены в относительных единицах.
Приняты следующие обозначения регионов: * Беларусь, Молдова, Украина; ** Латвия, Литва, Эстония;
*** Казахстан, Кыргызстан, Таджикистан, Туркменистан, Узбекистан; ****Азербайджан, Армения, Грузия.
Совмещенный максимум нагрузки межгосударственного энергообъединения стран бывшего СССР (см. рис. 1) приходится на январь. Графики приведены к единому московскому времени посредством универсального скоординированного времени (coordinated universal time - UTC) [32].
Результаты расчетов мощностного эффекта совмещения графиков нагрузки сведены в табл. 4. Они показывают, что снижение совмещенного максимума энергообъединения стран бывшего СССР по сравнению с суммой максимумов отдельных национальных ЭЭС привело к получению мощностного эффекта, превышающего 4 ГВт.
Обращает внимание, что полученный мощностной эффект существенно ниже того, который имел место в ЕЭС СССР [16, 33]. Это объясняется тем, что в ЕЭС учитывались эффекты, реализуемые как внутри республик, так и при объединении их энергосистем. Здесь же реализация эффектов внутри стран (бывших союзных республик) не рассматривается. Учитываются только те эффекты, которые могут возникнуть в результате межгосударственной электроэнергетической кооперации.
Для расчета экономических оценок полученного мощностного эффекта были приняты исходные данные работы [34]. Определялся суммарный экономический эффект, (как произведение удельных капиталовложений на величину мощностного эффекта), а также эффект, приведенный к годовой размерности. Переход от суммарной оценки к годовой осуществлялся умножением первой на коэффициент возврата капитала CRF [35]. Для расчета этого коэффициента принимались: ставка дисконтирования в размере 15 %, а срок возврата капитала - равным 15 годам, что соответствует значениям, рекомендуемым нормативными документами по рынку мощности [36]. Результаты расчетов показали, что экономический эквивалент мощностного эффекта весьма высок (табл. 4).
Реализация мощностных эффектов требует соответствующего развития электросетевой инфраструктуры, а получаемые при этом экономические эффекты примерно в 2 раза превышают затраты [33]. Исходя из сказанного, определены чистые экономические эффекты.
Таблица 4
Оценка мощностного системного эффекта*
Показатель 2009 г. 2030 г. 2030 г. (сдвиг максимума нагрузки стран ЦА на лето)
Мощностной эффект, МВт Суммарный экономический эффект, в ценах 2010 г.**, млрд. руб. Годовой экономический эффект, млрд. руб./год * Расчеты авторов. ** В ценах 2009 г для оценки мощностного системно *** Общий эффект/Чистый эффект. 4085 135,6/67,8*** 23,2/11,6 го эффекта 2009 6400 212/106 36,6/18,3 г. 10150 336,8/168,4 57,6/28,8
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 (на величины, указанные в табл. 4).
Системные мощностные эффекты объединения национальных ЭЭС на постсоветском пространстве на перспективу до 2030 г Оценка системных мощностных эффектов на перспективу до 2030 г. проводилась таким же образом, как описано выше. При этом конфигурация графиков нагрузки (см. рис. 1 и 2) принималась неизменной, а рост электропотребления и максимумов нагрузок задавался согласно национальным директивным документам по развитию электроэнергетики, указанным выше.
Согласно данным табл. 4, в 2030 г. мощностной эффект составит 6,4 ГВт, что выше оценки текущего потенциального эффекта более чем в полтора раза. Учет затрат на реализацию указанных эффектов снижает их экономические оценки в 2 раза (приведены в знаменателе). Тем не менее они остаются весьма значительными.
Дополнительно был рассмотрен вариант, когда максимум нагрузки в странах ЦА, включая Кыргызстан, Таджикистан, Туркменистан, Узбекистан, в ходе социально-экономического развития (в частности, развития кондиционирования) к 2030 г. смещается на летний период. Это произошло в Японии в 1960-е годы ХХ в., в Южной Корее - в 1980-е и Северном Китае - в начале 2000-х годов [37]. Объединение энергосистем с зимним и летним максимумами нагрузки дает значительные интеграционные эффекты в виде экономии генерирующих мощностей и затрат на их строительство и эксплуатацию. Поэтому 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 ЦА 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, 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.
В соответствии с указанным предположением экспертно были скорректированы годовые графики электрической нагрузки указанных стран (рис. 3).
%
Рис. 3. Конфигурация годовых графиков нагрузки ЭЭС стран бывшего СССР (при смещении годового максимума нагрузки в южных регионах ЦА на лето, 2030 г.)
- Россия; -А- Б.М.У.*; -□- Балтия**;---страны ЦА***;
-♦- Закавказье****;-----совмещенный
Их сравнение с аналогичными графиками с традиционным зимним максимумом нагрузки (см. рис. 1) показывает существенное различие в конфигурации.
При условии смещения годового максимума нагрузки в указанных выше странах ЦА на лето эффект и его экономический эквивалент существенно возросли (см. табл. 4). Необходимо отметить, что достижение мощностных системных эффектов требует тесной координации действий отдельных стран, в том числе согласования
политики развития их электроэнергетических комплексов.
* * *
Таким образом, вышеизложенное позволяет сделать следующие выводы о потенциале электроэнергетической интеграции стран постсоветского пространства.
1. На постсоветском пространстве сосуществуют национальные электроэнергетические комплексы, различающиеся (в десятки раз) по уровню установленной мощности электростанций, а также по структуре генерирующих мощностей. Это предопределяет кооперацию национальных ЭЭС и ее дальнейшее развитие.
2. Экспортно-импортные обмены электроэнергией между странами бывшего СССР последовательно снижались в течение всего постсоветского периода. Причем, если для выработки и потребления электроэнергии характерна тенденция к восстановлению докризисного уровня, то для экспортно-импортных обменов - устойчивая тенденция ко все более глубокому снижению. В настоящее время оно составляет 82% по экспорту и 80% по импорту от уровня 1990 г.
3. В перспективе до 2020 г. в странах бывшего СССР ожидается рост электропотребления более чем на четверть, а генерирующей мощности - на 20% к уровню 2010 г. При этом лидирующую роль сохранит российский электроэнергетический комплекс. Общая структура установленных мощностей на постсоветском пространстве не претерпит кардинальных изменений по сравнению с текущей ситуацией. Разработка совместных энергетических стратегий, программ и схем развития ЭЭС странами бывшего СССР позволит сформировать предпосылки для реализации системных эффектов взаимодействия национальных ЭЭС в перспективе.
4. В результате взаимных обменов электроэнергией реализуются некоторые системные эффекты объединения национальных ЭЭС стран бывшего СССР. Они в определенной степени характеризуют текущий уровень интеграции ЭЭС рассматриваемых стран. Потенциальный мощностной системный эффект электроэнергетической кооперации стран бывшего СССР в настоящее время превышает 4 ГВт. Его чистый суммарный экономический эквивалент приближается к 68 млрд. руб., а ежегодный составляет около 12 млрд. руб./год.
5. К 2030 г. мощностной системный эффект электроэнергетической кооперации на постсоветском пространстве составит почти 6,4 ГВт, ежегодный чистый экономический эффект превысит 18 млрд. руб./год. При условии смещения годового максимума нагрузки в странах ЦАна лето мощностной эффект существенно возрастает, составляя более 10 ГВт. При этом происходит согласование расхода гидроресурсов для целей электроэнергетики и ирригации, что снимает острое противоречие между энергетическими и сельскохозяйственными водопользователями и в конечном счете снижает уровень межгосударственной конфронтации в регионе.
6. Отказ от электроэнергетической кооперации или снижение ее уровня приводит к росту затрат на функционирование и развитие национальных ЭЭС и экономик стран постсоветского пространства.
Литература
1. Анализ итогов деятельности электроэнергетики за 2011 год, прогноз на 2012 год. Экспресс-доклад. М: Министерство энергетики РФ, 2012. URL: http://minenergo.gov.ru/upioad/ibiock/d6f/d6fb1b2ad5fa7be66db40215f7bc3e5b6.pdf
2. Итоги работы за 2010 год и задачи на 2011 год. Минск: Министерство энергетики Республики Беларусь, 2011. URL: http://energystrategy.by/upioad/content/Itogi_2010_2011_e_1.pdf
3. Годовой отчет за 2010 год. Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности. 2011. URL: http://www.korem.kz/fiies/otch2010.zip
4. Оновлення Енергетично'i стратеги Украти на перод до 2030 р. Ки'в: Мiнiстерствi енергетики та вуггльно! промисловостi Украти. 7 червня 2012р. м. URL: http://mpe.kmu.gov.ua/jUeí/doccataíog/document?id=222032
5. Annual Report 2010. Tbilisi, Georgia: Georgian State Eiectrosystem Ltd. 2011. URL Режим доступа: http://www.gse.com.ge/1downioad/Annuai_Report_2010_Web_Format.pdf
6. Электроэнергетика Таджикистана — настоящее и будущее. Executive Workshop On Best Practices In Eiectricity Transmission & Distribution. March 21 to March 23, New Deihi, India. United States Energy Association. URL: http://www.usea.org/Programs/EUPP/SouthCentraiAsiaTDWorkshop/DAY3PRESENTATIONS-DISTRIBUTION/4_-_ОАХК_Барки_Точик.pdf
7. Statisticai Yearbook Brussels, Beigium: European Network ofTransmission System Operators for Eiectricity (ENTSO-E) 2011.
8. Волкова Е.Д., Захаров АА, Подковальников С.В., Савельев В А., Чудинова Л.Ю. Электроэнергетическая кооперация на постсоветском пространстве //Евразийская экономическая интеграция. 2011. № 3 (12).
9. Mpe.kmu.gov.ua (2012) Оновлення Енергетично'i стратеги Украти на перод до 2030р. Мiнiстерствi енергетики та вуг1льно1 промисловостi Украти. 7 червня 2012р. м. Ки'в. http://mpe.kmu.gov.ua/fuei/doccataiog/document?id=222032.
10. Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года. Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике, Минэнерго России. Москва. 2011. http://www.e-apbe.ru/5years/pb_2012_2030/index.php.
11. Deveiopment strategy of power industry of Turkmenistan. Nationai Workshop. Centrai Asia Regionai Economic Cooperation. Ashgabat. May. 2012. http://www.carecprogram.org/upioads/events/2012/TKM-Nationai-Workshop/TKM-Deveiopment-Strategy-of-Power-Industry.pdf.
12. ENTSO-E System Adequacy Forecast 2011 - 2025 (Database: 15.02.2011) European Network of Tran System Operators for Eiectricity. 2011. https://www.entsoe.eu/fiieadmin/user_upioad/_iibrary/SDC/SOAF/SO_AF_2011_-_2025_.zip.
13. АБР — ТА 7558 - Центрально-Азиатское региональное экономическое сотрудничество: Генеральный план регионального сотрудничества в секторе энергетики. 2nd Draft Finai Report 2-й Проект Заключительного отчета. Asian Deveiopment Bank, Fichtner GmbH&Co. KG. 2012.
14. Nationai Deveiopment Pian of the Energy Sector untii 2020. Ministry ofEconomic Affairs and Communications. Estonia. Taiiinn. 2012. http://www.mkm.ee/pubiic/ENMAK_EN.pdf.
15. Выступление министра индустрии и новых технологий РКА. Исекешева на заседании Правительства по концепции развития электроэнергетики до 2030г. 13.03.2012. http://ru.government.kz/docs/po_energetike_do_2030_g.rar
16. Ершевич В.В., Антименко Ю.Л. Эффективность функционирования Единой электроэнергетической системы на территории бывшего СССР //Известия РАН. Энергетика. 1993. № 1.
17. Мишук Е.С., Коротков В.А. Электроэнергетика Содружества Независимых Государств. Состояние, проблемы и перспективы развития // Электро. Электротехника, электроэнергетика, электротехническая промышленность. 2005. Т. 56. № 4. http://eiektro.eiektrozavod.ru/pdf/2005_4.pdf
18. http://www.stat.kz
19. http://www.azstat.org
20. http://www.stat.kg
21. http://www.beistat.gov.by
22. http://www.armstat.am
23. http://www.gks.ru
24. http://energocis.оrg
25. Абсаметова А., Волкова Е., Захаров А. и др. Интеграционные процессы в электроэнергетическом секторе государств — участников Евразийского банка развития. Отраслевой обзор № 15. Евразийский банк развития. Алматы. 2012.
26. Как Беларусь экспортирует электроэнергию дешевле себестоимости. 2011. http://beianews.ru/2011/06/17/18117/
27. Итоги работы оптового рынка электроэнергии и мощности в 2009 году. Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью. 2010. http://www.np-
sr.ru/idc/idcpig?IdcService=GET_FILE&dDocName=SR_0V006726&RevisionSeiectionMethod=LatestReieased
28. Казаченков А. (2010) Итоги деятельности 2009 года. Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы. 2010. http://www.fsk-ees.ru/upioad/docs/kazachenkov.pdf
29. KEGOC получил доход в 4 млрд тенге за транзит российской электроэнергии в 2010 году. http://www.newskaz.ru/economy/20110112/1043317-print.htmi
30. Интернет-сайт Системного оператора Единой электроэнергетической системы России. Доступно на: www.so-ups.ru
31. Georgian State Eiectrosystem Ltd. Avaiiabie at: http://www.gse.com.ge
32. LEGAL TIME 2011. Annex to ITU OB No. 975 of 1.III.2011. Internationai Teiecommu-nication Union. 2011. http://www.itu.int/dms_pub/itu-t/opb/sp/T-SP-LT.1-2011-PDF-E.pdf
33. Волькенау И.М., Зейлигер А.Н., Хабачев Л.Д. Экономика формирования электроэнергетических систем. М.: Энергия, 1981.
34. Приложение № 46 к программе «Модернизация электроэнергетики России на период до 2020 года». Министерство энергетики РФ. 2012. http://minenergo.gov.ru/upioad/ibiock/34c/34c45e296821c7f4ae166b0a81ce6ca9.pdf
35. Austin M., Loveii D., Ayyub B. Engineering Economics Tutoriai. Institute for Systems Research. 1998. http://www.isr.umd.edu/~austin/ence202.d/economics.htmi
37. Постановление Правительства РФ от 13 апреля 2010 г. №238. Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода. 2010. www.rg.ru/prii/39/89/98/238.doc
37. Беляев Л.С., Подковальников С.В., Савельев В.А., Чудинова Л.Ю. Эффективность межгосударственных электрических связей. Новосибирск: Наука, 2008.
