Источник: ritmeurasia.ru
Реализуемое объединение электроэнергетических систем РФ и Беларуси потенциально обеспечивает – по крайней мере географически – подключение других стран ЕАЭС и Ирана к союзной энергосистеме. Тем более что формируется электроэнергетический коридор Россия–Закавказье–Иран, состыкованный действующими электросетями через РФ и Иран со странами Центральной Азии.
Такая тенденция стратегически важна и потому, что программа развития атомной энергетики Ирана предусматривает уже к 2027 году существенный экспортный потенциал местной электроэнергетики, который дополнится активным развитием там газовой энергетики.
Однако сам процесс объединения энергосистем России и Беларуси идёт не рекордно быстрыми темпами. Сказывается, прежде всего, тот факт, что белорусская энергетика не прошла через «горнило» реформы РАО ЕЭС, проведённой в России. В результате организационные и эксплуатационные сегменты двух стран различаются. Это дополнительно усугубляется тем фактом, что в российской энергетике поныне присутствует большое количество так называемых «независимых» собственников и перепродавцов.
Не так давно Беларусь и Россия подписали долгожданный договор о единой энергосистеме. Но это не мешает, например, Минску предъявлять претензии к «Росатому» по поводу срывов сроков строительства АЭС под Островцом. Что в определенной мере связано, повторим, с упомянутым выше основным различием в системах управления и работы электросистем в обеих странах.
Между тем мощности этой АЭС хватит не только на обеспечение электроэнергией самой Беларуси, но и на поставки её в соседние регионы России. Плюс к тому в Минске предварительно планируют строить АЭС и в Гомельской области. Вдобавок с конца 2010-х запущен на основе национальных инвестиций проект строительства комплекса ветряных электростанций под Новогрудком (Гродненская область). Если упомянутые проекты будут реализованы, Беларусь станет второй в ЕАЭС после России по объемам экспорта электроэнергии в постсоветское зарубежье. В том числе повысится конкурентоспособность белорусских электропоставок в Калининградскую область.
В целом сами по себе планы энергетической интеграции не могут не впечатлять. Считается, что к 2025 году всё, образно говоря, пойдет ещё дальше – как раз вплоть до единого энергорынка ЕАЭС. В связи с этим вполне можно прогнозировать включение в этот рынок и Таджикистана, обладающего огромными, но пока малоосвоенными ресурсами гидроэлектроэнергии. Тем более с учетом растущего спроса всех соседей по Центральной Азии на электроэнергию.
Что же касается эксплуатационно-технологического сегмента, электросистемы России и Беларуси полностью работают в синхронном режиме. Для других стран ЕАЭС единого синхронного стандарта пока нет. А с Таджикистаном и Ираном, разумеется, необходимы переговоры по означенным вопросам.
В этой связи отметим, что соглашение о синхронном формате энергосистем между Россией и Беларусью было подписано ещё в 1999 году, но единую энергосистему создали только сейчас. Это стало возможным, прежде всего потому, что Москва и Минск смогли договориться о том, что их энергосистемы работают в едином режимном формате, но управляются диспетчерскими в каждой из стран. Скорее всего, в 2025 году все страны ЕАЭС придут к такому же управленческому формату, а единый орган управления создавать пока не будут.
Своего рода особняком выглядит стремление прибалтийских стран побыстрее – не позже 2025 года – окончательно выйти из объединенной энергосистемы БРЭЛЛ. По данным аналитиков из РАО ЕЭС и прибалтийских источников, закупки электроэнергии из других стран Евросоюза обойдутся трём странам Балтии более чем в 350 млрд евро в год. При своих маленьких бюджетах и хронической нехватке собственной выработки электричества они такую сумму самостоятельно просто не потянут.
Характерно в этой связи, что сроки отделения от БРЭЛЛ уже дважды переносились. При этом многие чиновники и эксперты тех же стран поныне заявляют и о технических сложностях, затрудняющих синхронный «скоростной» выход всех этих стран из БРЭЛЛ. Например, в Эстонии отмечают, что поспешное отключение от данной системы неизбежно повлечёт большие и долговременные риски для энергопотребителей. Схожее мнение высказывает министр энергетики Латвии Каспар Мелнис.
В этой связи географическая, эксплуатационная и ценовая привлекательность данной системы вполне может вынудить прибалтов найти некую золотую середину: между подключением к ЕС-энергосистеме и сохранением частичного участия в БРЭЛЛ – стало быть, в общем рынке электроэнергии ЕАЭС.
Если же говорить в более широком контексте, то замминистра энергетики Беларуси Денис Мороз подчеркивает: страны ЕАЭС «очень плотно работают над такой конструкцией энергетических рынков, которая не позволит создавать излишнюю волатильность в сфере ценообразования».
При этом чиновник делает акцент на одинаковых ценах на электричество для всех участников общего рынка: «Как только мы создадим условия, при которых цена на энергоресурсы для производителей в Беларуси будет равна цене на энергоресурсы в России, Казахстане, Кыргызстане и Армении, можно будет создавать более эффективные производства и повышать конкурентоспособность как отдельных стран-участниц Евразийского союза, так и объединения их на мировом рынке». Но пока нет официальной информации, будет ли именно этот ценовой принцип претворен в рамках единого рынка электроэнергии, а также каков будет механизм ценообразования для других стран, вовлекаемых в этот рынок.
Тем временем правительство Узбекистана с середины февраля 2022 г. «изучает перспективы присоединения страны к общему энергетическому рынку ЕАЭС». Главное направление этой работы – «минимизация негативных последствий присоединения Узбекистана к энергорынку Союза». Имеются в виду не только ценовые вопросы, но и такие варианты ассоциации Узбекистана с этим рынком (то есть смежные со статусом наблюдателя страны в ЕАЭС), которые обеспечат Ташкенту выгодные условия для экспорта-импорта-транзита электроэнергии.
Очевидно, что та же проблематика актуальна для всех других стран-потенциальных участниц данного рынка.
