Армянское «солнце» уходит в Европу
Каких затрат потребует реализация проекта поставок электроэнергии из Армении в ЕС
Начать придется с достаточно обширной цитаты.
«У Армении есть неограниченные энергетические возможности, поскольку в некоторых регионах более 300 солнечных дней в году. Это означает большие возможности для развития солнечной энергетики. Сегодня нам не хватает систем накопления энергии. Я благодарен нашим европейским коллегам за готовность помочь нам в этом вопросе. Это первые шаги в сфере энергетики. В энергетической сфере у нас с ЕС есть очень серьезные проекты и программы, направленные на объединение ресурсов Армении и технологий Евросоюза», – премьер-министр Армении Никол Пашинян, 5 мая 2026 года, совместные заявления с председателем Европейского совета Антониу Коштой и главой ЕК Урсулой фон дер Ляйен.
Политологических комментариев не будет, рассмотрим данное заявление с сугубо инженерной точки зрения.
Знакомство с электроэнергетикой Армении
Задача: обеспечить возможность поставок электроэнергии, генерируемой на солнечных электростанциях Армении, на территорию одной или нескольких стран ЕС. Теперь смотрим, что у нас имеется в графе «Дано», предполагая, что маршрут поставок будет пролегать через территорию Грузии и далее по дну Черного моря до побережья Румынии или Болгарии.
С учетом того, что объединенная энергосистема (ОЭС) Армении не синхронизирована с ОЭС Грузии, проект может быть реализован только за счет использования системы высоковольтной передачи на постоянном токе (HVDC).
Оценим ОЭС Армении по официально подведенным итогам прошлого года. Производство электроэнергии – 10,01 млрд кВт*ч, внутреннее потребление – 7,2 млрд кВт*ч, экспорт – около 2,8 млрд кВт*ч, потери в сетях – не указываются.
Структура ОЭС республики по установленной мощности источников генерации: тепловые (газовые) электростанции – 1 780 МВт, ГЭС (в том числе и малые) – 1 350 МВт, солнечные электростанции (СЭС) – 1 150 МВт, АЭС – 448 МВт, ветроэлектростанции (ВЭС) – 3 МВт. Баланс выработки электроэнергии по источникам генерации: ТЭС – 3,361 млрд кВт*ч (33,6%), АЭС – 2,915 млрд кВт*ч (29,1%), ГЭС – 2,106 млрд кВт*ч (21%), СЭС – 1,627 кВт*ч (16,3%), ВЭС – 0,0012 млрд кВт*ч (0,02%).
Эти данные позволяют вычислить реальные коэффициенты использования установленной мощности (КИУМ) различных видов генерации. У АЭС – 74%, у ТЭС – 21-22%, у ГЭС – 18%, у СЭС – 16%, у ВЭС – 4,5%. Если в проекте поставок электроэнергии в Европу речь идет о генерации на СЭС, нам важна именно эта величина: реальный, практический КИУМ, зафиксированный в Армении у этой генерации, – 16%.
Единственный покупатель
По итогам 2025 года ОЭС Армении была полностью сбалансирована: объемы генерации и потребления совпали, экспорт электроэнергии – только в Иран и только в рамках сделки «Газ в обмен на электроэнергию». Соответствующий договор был подписан в 2004 году и действует с момента завершения строительства газопровода Иран – Армения в 2007-м. Между странами в 1992 и в 2006 годах сооружены две ЛЭП (обе класса 220 кВ), в силу чего ОЭС двух государств синхронизированы между собой.
Санкций в отношении этого проекта нет, денежного обращения нет, формула: за 1 куб. м газа Армения расплачивается 3 кВт*ч энергии, еще 1 кВт*ч – оплата электроэнергии со стороны Ирана. Проект строительства третьей ЛЭП класса 400 кВ сдвинут вправо по причине отсутствия источника инвестиций. Срок действия договора – до 2030 года с правом продления.
Проект экспорта электроэнергии в Европу требует строительства новых СЭС. Уже ведутся подготовительные проработки проекта Black Sea Cable: генерация «зеленой» энергии в Узбекистане, Казахстане и Азербайджане с дальнейшим транзитом через Грузию (с добавлением производимой в Грузии «зеленой» энергии) и далее – HVDC-кабель по дну Черного моря в Европу.
Нужно быть реалистами: проект на сегодня не предусматривает участия Армении, а присутствие в нем крайне дружеского Азербайджана вряд ли даст возможность изменения уже имеющейся конфигурации. Реальное участие в новом проекте, предложенном господином Пашиняном: ОЭС Армении – как источник генерации, Грузия – как страна-транзитер, ЕС – как потребитель. Практика строительства морских HVDC-кабелей в Европе имеется, опыт показывает, что такие проекты становятся рентабельными при объемах поставок не менее 8 млрд кВт*ч в год, оптимально – 12 млрд кВт*ч. Берем среднее значение – 10 млрд кВт*ч, учитываем КИУМ СЭС в Армении, получаем необходимый для проекта «Энергомост Армения – Грузия – ЕС» объем новой установленной мощности СЭС.
Формула простая (8 760 – количество часов в календарном годе): P = (10 · 10⁹) / (8760 · 0,16) ≈ 7,14 ГВт. Мне кажется, что уже этого достаточно, чтобы оценить реалистичность данного проекта.
Всего лишь 10 млрд долларов
В 2025–2026 году рынок модулей (не вся станция, а именно панели) обычно находится в диапазоне 0,12–0,18 доллара США за 1 Вт, то есть если за базу взять 0,15 $/Вт, то только панели – это 1,071 млрд долларов. Инверторы, монтажные конструкции, комплектные распределительные устройства, кабели, подстанции, проектирование, ЕРС-контрактация, логистика доставки оборудования на Южный Кавказ, стоимость земли… Кстати, площадь земли под такие мощности можно приблизительно высчитать, беря за основу современную двухосевую компоновку. Европейская статистика реализованных проектов дает среднюю оценку в 70 МВт на 1 квадратный километр «плоской» площади, то есть для 7,14 ГВт требуется порядка 102 кв. км, или около 1/30 территории Еревана с его агломерацией. С учетом горного рельефа, когда часть местности непригодна для монтажа панелей, реально получится что-то около 160 кв. км.
Нужно учесть, что при оптовой закупке (как в данном случае) цены снижаются, но затраты вырастут из-за рельефа местности, так что реальная оценка только новых СЭС – не менее 7,1 млрд долларов. И это, повторю, только за новые солнечные электростанции. Число уже вполне симпатичное, но это ведь лишь часть проекта.
Цель его реализации: как минимум – возврат инвестиций, как максимум – получение прибыли. Зарабатывать на поставках электроэнергии можно только на европейском энергорынке, у которого есть свои особенности по стоимости: дешевый провал – с 10 до 15 часов среднеевропейского времени, рост – с 15 часов и пик – с 18 до 21 часа. Есть график и у инсоляции на территории Армении, берем упрощенно типичный летний безоблачный день. 6:30–8:30 – разгон (низкая мощность); 9:00–11:00 – быстрый рост; 11:00–14:30 – пиковая мощность; 14:30–17:00 – спад; 17:00–19:00 – хвост и после 19:00 – почти ноль. Период пиковой генерации, как видно, совпадает с периодом минимальных цен в Европе, а вот минимум генерации приходится на «дорогое окно».
Тогда задача систем накопления энергии (СНЭ) – срезать пик генерации, чтобы превратить его в пиковую выдачу мощности в часы «дорогого окна», тем самым получая пересечение «солнечного излишка Армении» и ценового пика ЕС. Сдвиг должен составить 4 часа, исходя из чего и можно высчитать необходимые характеристики СНЭ.
Предполагаем, что цикл зарядки/разрядки будет единственным за сутки, тогда накопителям потребуется емкость 15–20 ГВт*ч (забрать дневной излишек генерации) и мощность 2,5–3,5 ГВт (аккуратная выдача этого излишка в часы пиковых цен в Европе). Средние расценки 2025–2026 годов для сетевых СНЭ: емкостная, аккумулирующая часть – от 90 до 140 долларов за кВт*ч, мощностная часть (скорость выдачи электроэнергии в сеть) – от 200 до 400 долларов за кВт мощности. Берем средние значения, получаем: емкость хранения обойдется от 1,6 млрд долларов до 2,45 млрд долларов, мощность выдачи – от 0,6 до 1,2 млрд долларов. Итого: превращение непредсказуемой генерации в экономический поток обойдется в сумму порядка 2,9 млрд долларов. С учетом стоимости самих СЭС получаем красивые 10 млрд долларов.
Около 21 года
Остается совсем уж пустяк – прикинуть, сколько может стоить HVDC-кабель от границы Армении и Грузии до берега Румынии или Болгарии. Точка старта – район Баграташен/Садахло/Бавра, от них до Тбилиси – 50–80 км, от Тбилиси до Батуми – около 370 км, от Тбилиси до Поти – около 310 км, то есть наземная часть HVDC-кабеля – от 360 до 450 км.
По морю возможны варианты: Батуми – Варна – 625 км, Батуми – Констанца – 750 км, Поти – Варна – 600 км и Поти – Констанца – 700 км; с учетом рельефа дна – от 600 до 800 км подводного HVDC-кабеля. Добавим сюда минимум две конвертерные станции и получим общую смету около 4,5 млрд.
Суммарные затраты такого проекта (без поправок на все прочие сложности): 7,1 млрд долларов – строительство новых СЭС, 2,9 млрд долларов – сетевые СНЭ и 4,5 млрд долларов – линия (кабель) передачи и конвертерные станции. Итого – 14,5 млрд долларов.
Остается подсчитать сроки окупаемости при наличии внезапного для ЕС долгосрочного контракта с жестким требованием покупки всего, что ОЭС Армении будет способна поставлять, то есть с отказом от работы в режиме энергобиржи.
Для такой системы – СЭС + СНЭ + HVDC – средняя цена реализации в Европе составляет от 70 до 110 евро за МВт*ч, то есть данный проект окупится за период от 13 (цена за МВт – 110 евро) до 21 года (цена за МВт – 70 евро). Это идеальный вариант, в котором отсутствуют все возможные ЧС, срывы сроков поставок и монтажа, в Черном море на время прокладки кабеля – полный штиль и абсолютно мирная обстановка, а банки, само собой, выдают кредиты без процентов.
На мой взгляд – совершенно реальный, недорогой, легко реализуемый и взаимовыгодный проект. Армении – процветания, лично Николу Воваевичу – семь футов под килем, Европе – зеленого будущего!
