Европейский энерговектор Прикаспия

В середине ноября нынешнего года в Баку в Министерстве экономики республики состоялась встреча энергетиков и экономистов Азербайджана, Казахстана и Узбекистана, на которой были оценены перспективы экспорта электроэнергии из стран Южного Кавказа и Центральной Азии в Европу. Результатом встречи стало соглашение по подготовке технико-экономического обоснования ориентированного на Европу энергетического проекта и создание совместного азербайджано-казахско-узбекского предприятия по его реализации.

Ключевым звеном проекта должен стать Азербайджан, который уже совместно с Грузией, Румынией и Венгрией работает над созданием экспортного электроэнергетического коридора от Каспия через Черное море до Европы. Его планируемая мощность оценивается в 4 тыс. МВт. В Баку также надеются на поставки 1 тыс. МВт "зеленой энергии" по маршруту Нахичевань–Турция–Европа.

По данным Евростата (Eurostat), суммарные электроэнергетические мощности 28 стран ЕС к началу 2023 года оценивались в 991 050 МВт. Таким образом, заявленные проекты Азербайджана и стран ЦА, ориентированные на Европу, в случае их успешной реализации смогут дать Старому Свету дополнительные 5 тыс. МВт, эквивалентные 0,5% мощностей электростанций всех типов в государствах ЕС. Но только в случае выполнения целого ряда "если".

 Чей интерес в приоритете?

Суммарные установленные электроэнергетические мощности Азербайджана, Казахстана и Узбекистана к началу 2023 года выросли до 49 564 МВт (см. табл. 1). Таким образом, эта "тройка" готова поделиться с ЕС (в рамках задуманного энергокоридора) 10% своего электроэнергетического потенциала. И это при том, что объем генерирующих мощностей на душу населения в ЕС в разы превосходит аналогичный показатель в Азербайджане (в 2,7 раза), в Казахстане (в 1,79 раза) и в Узбекистане (в 4,8 раза).

Таблица 1

Хотя установленные мощности электростанций – не главный показатель, поскольку их КПД существенно варьируются (см. табл. 2). А потому 1 МВт мощностей ГЭС производит в семь раз больше электроэнергии, чем 1 МВт солнечных батарей. Следовательно, важен суммарный объем генерируемой электроэнергии, в том числе на душу населения. Но и по этому показателю ЕС превосходит страны "тройки": Азербайджан – в 2,2 раза, Казахстан – в 1,1 раза, Узбекистан – в три раза (см. табл. 3).

Таблица 2   

Таблица 3

Спрашивается, ради чего тогда упомянутые страны готовы пожертвовать интересами развития национальных экономик и экспортировать электроэнергию в ЕС? Тут может быть только один логичный ответ: ради финансовой прибыли, обеспеченной высокими ценами на электроэнергию в ЕС.

Цены в странах ЕС колеблются в широких пределах. Например, в Дании стоимость электроэнергии самая высокая в Европе, она достигает $0,46 за 1 кВт·ч. Однако мы для сравнения возьмем самые низкие расценки, действующие на румынском рынке (см. табл. 4). Но и этот пример убедительно объясняет стремление экспортировать электроэнергию в ЕС: в Азербайджане 1 кВт·ч дешевле румынского в четыре раза, в Казахстане – в 4,8 раза, в Узбекистане – в семь раз. Поэтому экспорт 1 млрд кВт·ч с Южного Кавказа и ЦА в Румынию принесет доход в $190 млн (минус, конечно, себестоимость производства, расходы на транспортировку, налоги и т. п.).

Таблица 4

Другое дело, насколько обеспечены планы по созданию энергокоридора в ЕС реальными возможностями.

Европе придется подождать?

Участники задуманного проекта говорят о вероятной мощности энергокоридора (5 тыс. МВт) и обходят молчанием куда более существенный вопрос: сколько энергии, считая в миллиардах киловатт-часов, сможет получать ЕС? Поиск ответа на этот принципиальный вопрос не представляет какой-либо сложности – достаточно просто сравнить известные технические и статистические данные.

Во-первых, по всем ЛЭП суммарной мощностью в 5 тыс. МВт, заявленным для участия в проекте, гипотетически можно за год поставлять до 35 млрд кВт·ч электроэнергии – это 7,8% потребностей ЕС минувшего года.

Во-вторых, электроэнергетические балансы стран – участниц проекта показывают, что ничего близкого к названному объему у Баку, Астаны и Ташкента пока нет в наличии (см. табл. 5), то есть экспортировать особо и нечего.

Таблица 5

Изыскать хоть несколько миллиардов киловатт-часов для ЕС, конечно, можно. Для этого существуют три пути.

Во-первых, необходимо нарастить объемы производства электроэнергии. Для этого придется создать новые генерирующие мощности (построить и оснастить оборудованием новые электростанции). Учитывая, что свыше 90% электроэнергии в упомянутых странах вырабатываются на ТЭС, придется не только построить новые тепловые электростанции, но и обеспечить их топливом – мазутом, газом, углем. То есть экспортно-ориентированным сырьем, хорошо продаваемым на внешних рынках по мировым ценам. Для производства, например, 35 млрд кВт·ч (заявленный максимум, экспортный доход от которого может составить на румынском рынке $6,7 млрд) потребуется 8,7 млрд куб. м природного газа. А валовой экспортный доход от реализации такого объема "голубого топлива" при биржевых ценах в ЕС в 2022 году в интервале $600–700 за 1000 куб. м мог бы составить $5,2–6,1 млрд. На внутренних рынках стран "тройки" цены на нефть, газ, уголь заметно ниже, чем на мировом, так что добывающие компании добровольно на изменение "вектора продаж" (с внешнего на внутренний) не пойдут.

Во-вторых, резко нарастить импорт электроэнергии из стран-соседей, а по сути, из России. То есть купить российские киловатт-часы подешевле, а в ЕС продать подороже. Вот только суммарный экспорт электроэнергии из России в период 2024–2029 годов прогнозируется в объеме 10,5 млрд кВт·ч в год, из которых около 50% пойдут в дружественный Китай.

В-третьих, затянуть пояса внутреннего рынка, то есть сократить потребление электроэнергии промышленными и сельскохозяйственными предприятиями и населением на 16% (исходя из экспорта 35 млрд кВт·ч). Но дело в том, что и в настоящее время потребление на душу населения в Азербайджане и Узбекистане находится на уровне, оцениваемом экономистами как стагнационный.

Впрочем, чтобы "отдать ЕС последнюю рубашку", странам "тройки" необходимо будет еще проложить транскаспийские (из Казахстана в Азербайджан) и трансчерноморские (из Грузии в Румынию) подводные кабели ЛЭП. На вопрос о том, в какую сумму выльется создание этой инфраструктуры, ответит ТЭО, о разработке которого договорились страны – участницы проекта.

Можно лишь отметить, что для каждой линии потребуется не менее 1 тыс. км кабеля, а аренда специального судна обойдется в $100 тыс. в сутки (причем таких судов в акватории Каспия может не оказаться, их потребуется проводить по рекам и каналам России, а это дополнительные расходы). В общем, итоговая сумма "акционерам" вряд ли понравится…

Тем не менее, как заявил азербайджанский министр энергетики Парвиз Шахбазов, для прокладки ЛЭП "определены сектора моря, выделены участки на суше". В общем, работа идет полным ходом.

Энергокоридор Север–Юг – реальнее

В ноябре текущего года состоялась еще одна встреча, связанная с электроэнергетикой Каспийского региона, – заместителей министров энергетики России, Азербайджана и Ирана. Целью данных переговоров была реализация проекта по объединению электроэнергетических систем трех стран. Ожидается, что обмен потоками электроэнергии начнется уже к апрелю 2024 года.

Россию и Азербайджан связывает ЛЭП Яшма–Дербент мощностью 300 МВт, в планах Москвы и Баку создание второй ЛЭП еще на 300 МВт. А суммарная мощность ЛЭП, соединяющих Азербайджан с Ираном, достигла 800 МВт.

Показатели энергокоридора Север–Юг, конечно, уступают по масштабам проекту, ориентированному на Европу. Но они, во-первых, базируются на реальных технических возможностях сторон, а во-вторых, не требуют от них "жертвования" своими национальными интересами: речь идет не о чистом экспорте, а о взаимном обмене электроэнергией, мотивированном графиками нагрузок в электросетях России, Азербайджана и Ирана. То есть каждый участник энергокоридора Север–Юг сначала получает от соседей столько киловатт-часов, сколько ему необходимо, а потом "возвращает долг" без ущерба национальным интересам.