Транспортные коридоры в регионе Черного моря (II)
Публикации | Ваган АСАТРЯН (Армения) | 06.01.2012 | 00:21
Часть I
Азербайджан: между дьяволом и глубоким синим морем
Экономика Азербайджана значительно выросла за последние годы с реальным ростом ВВП более чем на 30% в 2006 году. Тем не менее, азербайджанская экономика пострадала от глобального финансово-экономического кризиса, следствием чего был 5% экономический роста в 2010 году. Потребление электроэнергии в прошлом было высоким по отношению к ВВП в Азербайджане, что подразумевает значительные возможности для энергосбережения. Потребление энергии на единицу ВВП в Азербайджане в 2006 году составило 1,05, по сравнению с 1,81 в России, 0,70 в Грузии и 0,36 в Турции. Потребление электроэнергии в период с 2003 по 2006 год увеличилось в среднем на более чем 5,5% в год, достигнув 18 млрд кВт-ч (более 46% приходится на бытовой сектор) в 2007 году. Тенденция потребления изменилась в 2007-08, упав более чем на 16%, что было связано с осуществлением значительного увеличения тарифов и всеобщего вынесения счетчиков в январе 2007 года. Между тем, правительство Азербайджана прогнозирует рост среднего спроса на электроэнергию приблизительно на 4,7% в год к 2015 году. Кроме того, производство электроэнергии в Азербайджане, растущее с 2002 года снизилась на 11% в период между 2006 и 2007 гг до 21,8 млрд кВт-ч, и снижалось в дальнейшем до 18,4 млрд. кВт-ч в 2010 году.
Текущая установленная мощность 13 тепловых и 6 гидроэлектростанций составляет около 6400 МВт, около 90% из которых является тепловой, производимой, в основном, из природного газа (Азербайджан является чистым экспортером газа с 2007). Фактическая мощность составляет немногим более 80% от номинальной мощности. Работающая, в основном на природном газе «Азербайджанская ТЭЦ» (2400 МВт) находится в стадии реконструкции. Основные гидроэлектростанции находятся на реке Кур, а другие работают на реке Аракс. Правительство планирует увеличить генерирующие мощности до 9500 МВт к 2015 году, подразумевая годовую производственную мощность около 52500 ГВт, в частности, путем создания новых мощностей, а также повышением общей эффективности действующих мощностей, в направлении парогазовых теплоэлектростанций. Азербайджан также планирует построить до 280 малых ГЭС по всей стране, а также разработку альтернативных энергомощностей (солнечной и ветровой энергии) с привлечением «Sumitomo Corporation» и «Tomen Corporation».
Азербайджанские энергосети имеют взаимосвязь со своими соседями: Грузия (500 кВ, 330 кВ линии и одна 110 кВ линия), Россия (330 кВ линия), Иран (две 154 кВ линии в Нахичевань, и две 132 кВ линии), Турция (110 кВ линия и 220-230 кВ линия через территорию Ирана в Нахичевань). Будет возможно увеличить энергообмен между Азербайджаном и Ираном с 240 МВт до 700 МВт, после завершения еще одной 330 кВ линии передачи. Осуществляется реабилитация 500 кВ линии передачи «Мухрани Вели», которая существенно увеличит пропускную способность передачи энергии, в том числе возможность экспорта через Грузию в Турцию. Также планируется строительство еще одной новой линии 330 кВ к России.
В 2007 году Азербайджан превратился из чистого импортера электроэнергии в чистого экспортера. Торговые объемы были заметно ниже, чем в предыдущие годы, а импорт сократился весьма существенно по причине общего сокращения потребления энергии. Большая часть импорта электроэнергии Азербайджана идет в анклав Нахичевань и не связана с остальной сетью Азербайджана. В 2009 году Азербайджан импортировал около 43 млн кВт-ч и экспортировал 205 млн кВт-ч в страны региона. Торговля электроэнергией между Ираном и Азербайджаном, по-видимому, происходит в первую очередь на основе обмена во время сменяющихся пиках сезонов потребления: Азербайджан передает электроэнергию в Иран в течение лета, и получает электроэнергию от Ирана через ту же линию в зимний период. Большая часть электроэнергии импортируемой из Ирана по-видимому идет в Нахичевань, в то время экспортированная электроэнергию идет от основной сети Азербайджана.
«Азерэнерджи», находящийся в собственности государства, который был восстановлен в 1996 году, управляет производством и передачей, над которыми он сохраняет монополию. Он также недавно вновь взял под свой контроль большую часть сектора распределения. Правительство предусмотрело возможность частных инвестиций в сектор генерации, первоначально ожидая, что до 12% генерации будет находиться в частных руках к 2015 году. Тем не менее, проявляется все больше нежелание допускать частную собственность в этом секторе. Всемирный банк отмечает, что в азербайджанском секторе электроэнергии «слабая законодательная и нормативная база».
Розничные тарифы – примерно 7 центов США за кВт-ч, в то время как передающие компании взимали с распределительных компаний 5 центов США за кВт-ч. Тем не менее, в настоящее время, розничная цена, по-видимому, покрывает лишь несубсидированные расходы на топливо. Учитывая, субсидированные затраты на топливо, с которыми сталкиваются генераторы, настоящие тарифы предположительно оставят им прибыль, при условии полного сбора оплаты.
По причине договорных и замещенных связей между ценами на нефть и природный газ, повышение мировых цен на нефть будет иметь следствием тенденцию роста цены на газ наряду с этим, повышение цен на газ, закупаемый у экспортеров (например, Газпром), а также, альтернативные издержки не экспортируемого азербайджанского газа, используемого в локальной генерации электроэнергии или прямого распределения внутренним потребителям газа. Тем не менее, концепция альтернативных издержек газа не так проста, как для нефти, так как необходимость в газовой инфраструктуре часто ограничивает число возможных покупателей, а цены зависят от имеющихся альтернатив для тех покупателей. Отчасти из-за этого, косвенное субсидирование энергетики через местное производство топлива является обычным в ряде газодобывающих стран, например, в Иране. Тем не менее, долгосрочная политика субсидирования цен на газ для местных производителей электроэнергии в этой стране привело к неэффективному потреблению потребителями и стимулу построить электростанции, которые быстро построить, но неэффективно эксплуатировать. Хотя это может помочь производить избыточную электроэнергию, которую можно экспортировать в краткосрочной и среднесрочной перспективе, в долгосрочной перспективе это может привести обратно к поставке едва будучи в состоянии удовлетворить спрос, а также значительным пропущенным возможностям эффективности со стороны предложения. Между тем, большинство современных газовых электростанций в Азербайджане имеют низкую тепловую эффективность. При введении более эффективных мощностей газовой генерации, тепловая эффективность должна улучшиться. Без учета альтернативных издержек, выработка электроэнергии по текущей цене оплачиваемой «Азерэнержи» около 70 долларов США/ткм и продажа по 8-10 центов США/кВтч кажется очень выгодной. Стоимость выработки электроэнергии может быть на уровне 3,2 центов США / кВтч. Однако, когда включены альтернативные издержки, стоимость выработки электроэнергии показывает, что экспорт электроэнергии может стать нерентабельным.
В зависимости от увеличения генерирующих мощностей, уровень снижения потерь и ежегодный рост потребления, экспортируемый излишек Азербайджана к 2015 году может варьироваться от 5600 ГВт-ч до 31000 ГВт-ч в год. Развитие экспортной мощности, прежде всего, вероятно, будет функцией в развитии цен на газ в регионе (прежде всего в Турции) и Азербайджана, а также наличие газа, добываемого в Азербайджане, что кажется достаточно надежным, по крайней мере, до конца следующего десятилетия. Высокие внутренние цены на газ в Азербайджане приведут к снижению темпов роста потребления электроэнергии в стране, тем самым, увеличивая генерирование мощностей для экспорта. Однако это предполагает также более высокую стоимость генерации на азербайджанских электростанциях и, следовательно, более низкую предельные прибыль от экспорта электроэнергии.
Если разница между азербайджанскими и турецкими внутренними ценами на газ остается значительной или, если экспортные цены на газ из Азербайджана остаются низкими по сравнению со средней ценой газа на региональных рынках, будет значительно выгоднее экспортировать электроэнергию вместо экспорта газа.
Турция: три сына и пучок прутьев
Высокие темпы роста численности населения, индустриализации и экономического развития в Турции сопровождаются беспрецедентным ростом рынка электрической энергии, составляющего 2,5% для страны, находящейся на 17 месте среди ведущих мировых экономических держав. Наряду с преодолением экономического кризиса, Турция вновь увеличила производство энергии с общей годовой производительностью около 200 млрд. кВт-ч. В 2011 году, энергогенерирующие мощности в соседней стране превысили 50 000 МВт, более 65% производства на тепловых, около 32% - на ГЭС и около 3% (более 1300 МВт) - на ветровых электростанциях. В стране имеются геотермальные энергогенерирующие установки мощностью свыше 100 МВт. В то же время, более 28% тепловых электростанций, функционирующих в соседней стране, используют уголь, в том числе, импортный. Примечательно, что годовой объем производства угля в Турции падает более чем на 7%.
Запустив ключевые структурные реформы в энергетическом секторе несколько позже по сравнению с Арменией, Турция начала процесс разгосударствления, либерализации и дерегулирования энергетического рынка в последние годы. В 1993 году, посредством отделения функций генерации и передачи (TEAS) и распределения (TEDAS) энергии от Ведомство электроэнергии Турции (TEK), единого государственного ведомства, Турция инициировала приближение своей системы к стандартам ЕС на рынке путем продолжения разделения функций среди четырех общественных компаний EUAS (генерация), TEIAS (передача), TETAS (оптовая реализация) и TEDAS (распределение) в течение 2001-2003 гг. EUAS контролирует 60% объектов производства энергии, а EMRA, регулирующий орган, ограничивает генерирующие мощности и рост отдельных частных и независимых производственных компаний. Хотя TEIAS обладает монополией на передачу электроэнергии, она обязана приобретать всю продукцию по EUAS. TETAS преобладает на оптовом рынке, контролируя 90% рынка, экспорт и импорт, а 25 частных компаний, в совокупности контролируют около 10% оптового рынка. TEDAS координирует распределения энергии более чем 30 миллионам клиентов с помощью местных компаний и контролирует 75% розничного рынка. В 2008 году реальный процесс приватизации средств генерации набирал обороты. Таким образом, 52 гидроэлектростанций были приватизированы в течение 2009 года, а приватизация еще 45 – продолжается.
Оптовые цены на электроэнергию в Турции находятся в диапазоне самых высоких в Европе и составляют около 9 центов США за киловатт-час. Это, кажется, в основном объясняется тем, что чрезмерные поставки энергии в основном продаются тепловыми электростанциями, работающими на природном газе. Вполне очевидно, что в условиях роста цен на нефть и газ в среднесрочном секторе, оптовые цены в лучшем случае останутся неизменными. В то же время, в январе 2009г, Турция ратифицировала Киотский протокол, что ведет к повышению цен на электроэнергию, вырабатываемую из газа и угля, и, следовательно, увеличились средние оптовые цены.
Для того, чтобы соответствовать требованиям Регламента №714/2009 ЕС об условиях доступа к сети трансграничного обмена электроэнергией, Турция провела новые Правила по экспорту и импорту электроэнергии 1 июня 2011 года. В соответствии с этими Правилами, экспортные/импортные транзакции в рамках синхронного объединения с европейскими континентальными электрическими сетями, освобождаются от специального разрешения, которое еще требуется для сделок с другими странами и системами.
Технические, структурные и правовые реформы, занявшие более десяти лет и стоившие стране более 1 миллиарда долларов США, по оценкам, позволили Турции, во-первых, присоединиться к энергосистеме континентальной Европы в параллельном режиме работы в 2010 году и, во-вторых, обеспечить торговый обмен с Болгарией (65%) и Грецией (35%) 20 июня 2011 года.
Возможности торговли электроэнергией распределены между Турцией и ее европейскими соседями через прозрачные аукционы, которые объявляет и проводит TEIAS, пользующийся статусом наблюдателя в ENTSO-E. ENTSO-E является Европейская ассоциацией операторов 41 систем передачи электроэнергии в 34 европейских странах с членами, которые с их общей мощностью 880 000 МВт ежегодно обслуживают 532 млн потребителей 3200 млрд. кВт-ч и, таким образом, обеспечивают около 380 млрд. кВт-ч ежегодного обмена электроэнергией между членами. Сегодня изменения частоты электроэнергии между работающими синхронно турецкими и европейскими сетями никогда не превышают 0,15 герц. Хотя Турция все еще должна пройти долгий путь, прежде чем успешно интегрироваться в европейский энергетический рынок, присоединение к Синхронной зоне континентальной Европы, по сути, открыло новую эру для энергетических систем в Турции и соседних в ней государствах. Следует также отметить, что Турция начинает присоединение европейским энергосистемам от своей «враждебно дружественной» страны, с довольно сложными военными и политическими двусторонними отношениями.
В настоящее время энергосистема Турции также связана с энергосистемами других соседних государств, а именно Грузии, Азербайджана (Нахичевань), Ирана, Ирака и Сирии. В то время как Турция импортирует энергию из Грузии, Азербайджана и Туркменистана (в два раза больше, чем от первых двух стран), она также экспортирует энергию в Ирак и Сирию. В рамках проекта Взаимосвязи восьми стран (EIJLLPST), ожидается присоединение Турции к электрическим сетям еще пяти стран: Египта, Иордании, Ливии, Ливана и Палестины.
Среднесрочный спрос на электроэнергию по оценкам, продолжает расти на 6 или 7,5 процента в год, достигнув 320-380 млрд кВт час в 2016 году. Для удовлетворения такого спроса, Турция намерена увеличить мощности производства электроэнергии и обсудить широкий круг рекомендаций по гидро-, тепловым и атомным электростанциям, работающим на угле. Было подсчитано, что для получения энергии, Турция в настоящее время использует лишь более 36% (13000 МВт) от общего объема водных ресурсов, мощностью 36000 МВт. В рамках 627 проектов, осуществляется строительство около 11000 МВт ГЭС; в результате, страна будет использовать около 2/3 от гидроэнергетических ресурсов.
В целях диверсификации энергетических ресурсов, Турция рассматривает проекты по повышению ядерной ресурсов до 15000 МВт к 2012 году. В частности, Турция уже предприняла действия в Аккую и Синопе по строительству АЭ станции мощностью 5000 МВт к 2012 году. С этой целью Турция ожидает финансирования из соседней России, предлагая контракт на строительство.
Турция также имеет общий потенциал ветровой энергии мощностью около 48000 МВт, посредством которого она пытается увеличить инвестиции частного сектора, в том числе при условии реализации общей энергии, производимой частными ветряными электростанциями по 5,5 евро-центов за киловатт-час. Турция ожидает увеличения мощности ветряных электростанций более чем на 2000-3000 МВт в течение ближайших 3 или 5 лет в результате таких инвестиций. Тем не менее, ветряные электростанций в районе обеспечивают только 5-15% энергии для потребления. В то же время, такие станции обеспечивают дополнительную экономическую выгоду с точки зрения удовлетворения требований Киотского соглашения и сокращения выбросов двуокиси углерода. Следует также отметить, что Турция, находящаяся на первом месте в Европе и седьмом в мире по своим геотермальными ресурсам, почти не в состоянии использовать свой потенциал и реализует только 1 или 2 проекта.
Вообще, несмотря на дорогостоящие проекты в области производственных мощностей энергетики, требующих огромных финансовых вложений, турецкая экономика, скорее всего, чувствует потребность в импорте энергии, начиная с 2014 или 2016 года. Таким образом, Турция должна быть заинтересована в сотрудничестве со своими кавказскими соседями в этой области и в соединениях энергосистем в параллельном режиме, для использования более эффективных и доступных экономических средств, чтобы обеспечить свою энергетическую безопасность, сократить затраты, а также развивать многообразие свои источников энергии и взаимосвязь между странами в регионе и, следовательно, стабильность в регионе. В связи с этим, турецкие политики, кажется, пытаются использовать прагматичный подход. Текущий процесс формирования взаимосвязи с Грузией подтверждает это предположение. Примечательно, что нынешние возможности для обмена электроэнергией с соседними странами является довольно ограниченными. Например, даже в случае потенциального использования 400 кВ линии электропередачи сектора Ахалцихе-Борчха (около 100 км) со всей мощностью, энергия, импортируемая из Грузии в рамках асинхронного режима в результате обмена может удовлетворить только 2-4% спроса в Турции и, следовательно, не может иметь существенного влияния на оптовые цены. В настоящее время возможный обмен электроэнергией между Турцией и Арменией по всей емкости линии Гюмри-Карс никак не превышает 0,5% от текущего спроса. Что касается Азербайджана и Ирана, нынешние возможности пограничного импорта остаются неизменными. Во всяком случае, взаимосвязь этих стран в единую электроэнергетическую систему, текущие события в области энергетических мощностей и инвестиционных проектов в Армении, Грузии и Иране обеспечат прочную основу для экономического развития Турции при условии строительства новых объектов с повышенными возможностями и обеспечения ее бесперебойной синхронной работы. Есть уверенность, что надежные турецкие частные компании проявляют интерес к этому вопросу.
Для повышения технических возможностей для экспорта электроэнергии из Армении в Турцию требуется около 80-90 млн. долларов США. В то же время, развитие генерирующих средств в соответствии с увеличенной мощностью, Турции будут необходимы инвестиции в десятикратном размере. Такое сотрудничество имеет вполне очевидный экономический интерес. Кроме того, можно четко проследить потенциально заинтересованных лиц, т.е. частные компании. Увы, экономический интерес, в некоторых случаях, становится заложником политической повестки дня. Так, в сентябре 2008 года, армянская компания «Высоковольтные электрические сети» и бельгийская компания «Unit International SA» подписали контракт на поставку мощности в Турцию: на начальном этапе, ожидался экспорт 1,5 млрд кВтч электроэнергии от Армения, который, в последствии, должен был увеличиться до 3,5 млрд. кВтч. Армянская компания начала выстраивать план модернизации и восстановления подстанции Гюмри-2, построенной еще в 1972 году. Однако, вследствие отсутствия какой-либо определенной перспективы армяно-турецкого сближения в «пост-реактивный» период, это Проект был остановлен.
Восстановление политических отношений между двумя странами, безусловно, наладит сотрудничество между инфраструктурами в обеих странах и, в первую очередь, с точки зрения взаимосвязи электроэнергетических систем и приграничной торговли. Также, представляется совершенно очевидным, что современные возможности, экономические интересы и ключевые заинтересованные стороны в рамках энергетического сотрудничества между Арменией и Турцией не имеют либо достаточно власти, либо безотлагательной необходимости для устранения политических барьеров.
Тем не менее, непосредственная необходимость для первых шагов в этом направлении вполне очевидна. Наряду с действиями, необходимыми для параллельной работы с грузинской энергетической системой, должны быть обсуждены дальнейшие потребности и возможные решения возможных проблем в рамках сотрудничества в энергетической сфере между Арменией, Турцией и странами региона. Та же подсистема, очевидно, не может работать с системами, основанными на различных стандартах и, следовательно, требует огромных инвестиций и усилий. Экономическое развитие и связанные с ним потребности стран никогда не ждут урегулирования нерешенных политических вопросов. Сегодня такие потребности по-прежнему продолжают ждать и молча следить за текущими политическими событиями, шагами государственных властей и ролью посредников. Завтра, либерализация энергетических рынков, их полная интеграции в европейскую континентальные сеть, экономические интересов и вопросов экономического развития третьих стран неизбежно будут навязывать собственную логику. Тем не менее, чем дольше страны ищут решения краткосрочных проблем и откладывают обсуждение перспектив сотрудничества, тем больше опасность того, что среднесрочное и, особенно, долгосрочное сотрудничество, в большинстве случаев, могут служить интересам третьих лиц.
Материал подготовлен на основе выступления автора в ходе конференции Черноморской Миротворческой Сети в Стамбуле (9 – 11 декабря 2011 г.)
Азербайджан Турция Черноморская Миротворческая Сеть энергетика
