Этим летом страны Евразийского союза подписали соглашение о создании общего электроэнергетического рынка, ожидаемые сроки запуска которого – 2024-2025 гг. В ЕЭК считают, что общий рынок положительно скажется на ценообразовании и энергобезопасности государств Союза, но для того, чтобы он заработал, необходимо уладить еще множество вопросов. О спорных моментах и препятствиях на пути к общему энергорынку с точки зрения Армении читайте в статье кандидата политических наук, президента Института энергетической безопасности (Армения) Ваге Давтяна.

Энергетическая интеграция

Одним из базовых и, пожалуй, наиболее спорных направлений интеграции в рамках ЕАЭС продолжает оставаться формирование общих рынков электроэнергии, газа, нефти и нефтепродуктов, призванных обеспечить равномерное энергетическое развитие стран-членов Союза. Можно утверждать, что именно от успешной энергетической интеграции зависит будущее общего евразийского экономического пространства, ибо лишь при наличии единых принципов и правил функционирования энергетических систем, схожих и легко адаптируемых друг к другу моделях национальных рынков можно будет говорить о долгосрочной интеграции в целом.

Тезис о том, что с учетом растущей энергоемкости национальных экономик общие энергорынки должны стать двигателями интеграционного процесса в ЕАЭС является неотъемлемой частью официальной риторики всех членов Союза. Это, однако, не мешает носителям той же риторики при рассмотрении вопроса формирования общих рынков на прикладном уровне занимать порой крайне скептическую позицию.

Изначально в ЕАЭС велись переговоры по формированию единого рынка электроэнергии, однако в 2016 г., эпитет «единый» был заменено на «общий», что свидетельствовало о готовности стран-членов идти по пути интеграции энергосистем при сохранении структурных особенностей национальных рынков.

Армения в данном вопросе исключением не стала, при этом комплекс неразрешенных и изо дня в день усугубляющихся проблем в энергосистеме республики обязывает Ереван искать наиболее эффективные и безопасные пути обеспечения своей энергетической безопасности – в том числе в рамках интеграции в общие рынки Союза. Попробуем разобраться в специфике армянской энергосистемы в контексте интеграционных вызовов

Энергоизбыточный Союз

Формирование общего рынка электроэнергии предполагает, что члены Союза смогут закупать электроэнергию как по двусторонним контрактам, так и в рамках централизованных торгов, для осуществления которых будет сформирован специальный электроэнергетический фондовый рынок. При этом общий анализ национальных энергосистем стран-членов ЕАЭС показывает наличие весьма низкого спроса на импорт электроэнергии. Сегодня лишь в Беларуси наблюдается некоторый дефицит, который вскоре будет покрыт с запуском двух блоков БелАЭС (2400 МВт) в 2020 и 2021 гг., что позволит Минску выступить в качестве страны-экспортера электроэнергии с нацеленностью, в частности, на прибалтийские рынки.

В Казахстане электроэнергетическая отрасль развивается динамично, и в ближайшие годы Нур-Султан нацелен выйти на уровень полного самообеспечения. При этом, к 2050 г. планируется обеспечить до 50% генерации электроэнергии за счет возобновляемых источников, что позволит также приступить к разработке экспортных стратегий в направлении азиатских рынков.

В России генерационные мощности также избыточны и в десятки раз превосходит остальных членов ЕАЭС вместе взятых, что также свидетельствует об экспортоориентированности ее энергетики. Россия – один из крупнейших экспортеров электроэнергии, ежегодно поставляющий за рубеж до 18 млрд кВт.ч энергии.

Профицит мощностей имеется и в Кыргызстане, и в Армении. И если в случае с Киргизией львиная доля генерации осуществляется на гидроэнергомощностях, что обеспечивает, пожалуй, самую низкую себестоимость и тарифы на электроэнергии во всем ЕАЭС, то в случае с Арменией структура генерации зиждется на АЭС (около 40%), ТЭС (около 40%) и ГЭС (около 20%). С подобной структурой, при избытке мощностей (из установленной мощности 3555 МВт используется лишь 2320 МВт) в условиях негативной динамики потребления и громадного кредитного бремени в энергосистеме (порядка $1 млрд) крайне сложно обеспечить низкую себестоимость электроэнергии.

Проведем сравнение по странам ЕАЭС. В Кыргызстане, например, для населения тариф установлен в размере $0,01 за 1 кВт.ч, тогда как в Армении стоимость 1 кВт.ч электроэнергии колеблется в пределах $0,07 – $0,09, в Беларуси – $0,06 — $0,1, в Казахстане – $0,06 – 0,08, в России (средняя цена по Москве) – $0,1.

Для обеспечения здоровой конкуренции на общем евразийском рынке электроэнергии важно обратиться к вопросу формирования общего рынка природного газа, без которого общий рынок электроэнергии вряд ли сможет состояться, поскольку производство электроэнергии в ЕАЭС, за исключением Кыргызстана, осуществляется в основном на тепловых электростанциях, работающих на природном газе. При этом из членов Союза лишь Россия и Казахстан занимаются добычей газа, и вполне естественно, что себестоимость производимой у них электроэнергии будет значительно ниже, чем, например, в Беларуси, где 90% генерации осуществляется за счет газа, импортируемого из России. В примерно таком же положении находится и Армения, где, как уже было отмечено, ТЭС обеспечивают более 40% генерации. Следовательно, как Беларусь, так Армения будут неконкурентоспособными на формирующемся общем рынке электроэнергии. Вот почему официальный Минск то и дело призывает запустить общий рынок газа, и лишь потом приступить к электроэнергетическому рынку. Данный подход представляется вполне обоснованным.

«Ахиллесова пята» армянской энергетики

Итак, для Армении, обеспечивающей более 40% генерации на тепловых электростанциях, доступная цена на природный газ является важным предусловиям для формирования конкурентоспособной энергетики. Хотя в настоящее время в республике проводятся работы по увеличению удельного веса солнечных станций в структуре генерации (согласно программе правительства 2019 г., удельный вес гелиоэнергетики должен к 2022 г. составить 10%, что является вполне реалистичным показателем), наряду с этим в Армении наблюдается также развитие тепловых газотурбинных электростанций. В целом это противоречит то и дело звучащим заявлениям властей о диверсификации энергосистемы.

С учетом старта строительства нового блока Ереванской ТЭС и инвестиций, которые вкладывает компания «Газпром Армения» в 5-й энергоблок Разданской ТЭС, можно констатировать, что в ближайшее десятилетие удельный вес тепловых электростанций в Армении вряд ли будет понижен. Следовательно, цена на импортируемый из России газ продолжит играть ключевую роль в формировании конкурентоспособной электроэнергетики Армении. При этом в связи с проводящимися между Москвой и Ереваном в настоящее время переговорами на предмет определения цены на 2020 г. важно понимать, что с запуском общего рынка природного газа ЕАЭС в 2025 г. ни о каких базовых ценах речи быть не может, так как торги будут осуществляться на газовой бирже в соответствии с текущей рыночной конъюнктурой.

Как известно, 31 декабря 2018 г. Москва повысила цену на газ для Армении на $15, и сегодня она составляет $165 за 1000 м³. При этом тарифы на внутреннем рынке остались неизменными, благодаря компенсации потерь за счет дочки « «Газпрома» – компании «Газпром Армения». Впрочем, компания уже не раз заявляла, что не в состоянии далее сдерживать внутренние тарифы, в результате чего будет вынуждена пойти на такой непопулярный шаг, как сокращение коллектива.

Монополизм на топливном рынке

Формирование общего рынка нефти и нефтепродуктов, прежде всего, предполагает демонополизацию национальных рынков. В случае с Арменией данный вопрос, пожалуй, является одним из самых болезненных.

Начиная с 2013 г., де-факто монополистом на армянском рынке топлива является компания «Роснефть». До ее прихода в Армении функционировали несколько крупных субъектов («Флеш», «City Petrol Service» и пр.), импортирующих бензин в основном из Румынии, Болгарии и Ирана. Сегодня эти компании продолжают функционировать, но уже в качестве дистрибьюторов, закупающих топливо у той же «Роснефти». Придя в Армению, российская компания обеспечила понижение цены на бензин на 2%, однако постепенная монополизация рынка привела к росту цен.

Демонополизация, необходимая для формирования и функционирования общего рынка нефти и нефтепродуктов, сопряжена также с некоторыми внутренними конъюнктурными вопросами. Лишение «Роснефти» монополии приведет к активизации некоторых нефтетрейдеров, ранее потерявших свои позиции. Традиционно действующие по принципу картельного сговора, они, вероятно, будут препятствовать полноценной либерализации рынка. Впрочем, уже в начале 2019 г. о намерениях вступить на армянский рынок топлива заявила также казахская компания, однако о практической стороне вопроса конкретных сведений пока что нет.

Издержки либерализации

Пожалуй, главным препятствием на пути формирования общего энергорынка ЕАЭС является отсутствие у стран-членов единого видения либерализации национальных рынков – важного условия для воплощения в жизнь интеграционного проекта.

В России, как известно, уже осуществлена либерализация рынка электроэнергии, хотя многие представители бизнеса и профессионалы-энергетики то и дело заявляют о наступившем в результате этого кризисе: участившиеся аварии, сбои, проблемы тарифной политики пр. Нередко с реформами связывают также межсистемные аварии с отключением электростанций, катастрофу на Саяно-Шушенской ГЭС, аварию на Сургутской ГРЭС-2 и пр.

В Казахстане и Кыргызстане либерализация имеет в целом формальный характер: активы энергокомпаний разделены, однако продолжают находится в собственности государства, что является результатом приобретения активов компаниями с государственным долевым участием.

В свою очередь, Беларусь не торопится с реформами, что связано, во-первых, с предстоящим запуском БелАЭС, которая, как ожидается, в корне изменит структуру энергосистемы и рынка и, во-вторых, с не раз озвучиваемой позицией о целесообразности формирования общего рынка газа и лишь затем – рынка электроэнергии. В результате, по сей день в Белоруссии не принят новый закон об энергетике.

Процесс либерализации в Армении был запущен в 2017 г., и, как ожидается, к 2021 г. в республике будет сформирован рынок, действующий по принципу разделения функций генерации, передачи и распределения электроэнергии. Это также позволит проводить более социально-ориентированную ценовую политику на внутреннем рынке. Однако либерализация армянской электроэнергетики имеет множество подводных камней, без детального рассмотрения которых крайне сложно дать объективную оценку данному процессу.

Пожалуй, основная проблема заключается в том, что либерализация рынка предполагает наличие на рынке субъектов, располагающих правом импортировать более дешевую электроэнергию (прежде всего, грузинскую), что в контексте решения краткосрочных социально-экономических задач, конечно, может выглядеть вполне привлекательно.

Однако при рассмотрении вопроса с точки зрения энергетической безопасности риски становятся очевидными.

Энергосистема Армении, как уже было указано, является избыточной, а следовательно – экспортоориентированной. Именно этот принцип был заложен в систему еще в 1970‑1980‑е гг., когда Армянская ССР выполняла, по сути, функцию гаранта энергетической безопасности всего Закавказья. И в этом смысле импорт электроэнергии, пусть даже дешевой, значительно понизит эффективность всей энергосистемы Армении.

Это становится особенно опасным на фоне сокращения внутреннего потребления электроэнергии (в 2019 г. ожидается спад на 9%), а также в связи с активизацией Азербайджана на главных направлениях армянского экспорта – в Грузии и Иране. Неслучайно, что, учитывая изложенные риски, в феврале 2019 г. правительство Армении приняло решение о сохранении за собой права осуществлять экспорт и импорт электроэнергии. Такой протекционизм, конечно, входит в противоречие с принятой программой либерализации рынка, однако все же минимизирует возможные риски энергобезопасности Армении.

Ваге Давтян, кандидат политических наук, доцент Российско-армянского университета, президент Института энергетической безопасности (Армения)