Разорвать нельзя оставить

 

 

Общие проблемы

 

По мнению экспертов, выход Узбекистана повлечет за собой частичный дефицит электроэнергии, и странам региона придется, прокладывая новые линии электропередачи (ЛЭП) в обход территории Узбекистана, инвестировать в новую инфраструктуру. К примеру, формируя новую конфигурацию энергосистемы, строить ЛЭП-500 кВ от Токтогула через новую ТЭС в Кара-Кече мощностью 1200 МВт, далее через Балыкчы, Иссык-Куль в Алматы. При этом необходимо создавать новый КДЦ «Энергия-2».

 

Кроме того, во всех странах региона имеет место высокий технический и моральный износ оборудования электростанций и сетей. Из-за износа генерирующего оборудования, при установленной мощности кыргызской энергосистемы 3,68 тыс. МВт, располагаемая мощность составляет 3,13 тыс. МВт. В Казахстане — 18,98 тыс. МВт и 14,78 тыс. МВт соответственно. Похожая ситуация и у остальных стран региона.

 

Также наблюдается диспропорция в структуре и размещении генерирующих мощностей, недостаточное развитие системообразующих электрических сетей, ограничивающее их пропускную способность и повышающее риски ограничения потребителей. К примеру, в той же Киргизии размещаемые по югу страны генерирующие мощности составляют 2920 МВт, или 79,4% от общей установленной мощности республики. Все это усугубляется сезонностью потребления: в зимний период потребление значительно превышает летнее, при этом коэффициент загрузки энергосистем не равномерен, и сложно обеспечивать экономическую эффективность их работы. По расчетам Министерства промышленности, энергетики и топливных ресурсов Киргизии, в 2009 году общая нехватка электроэнергии в республике составит более 2 млрд кВт·ч.

 

Кризис притормозил темпы роста энергопотребления и отсрочил появление дефицита на внутренних рынках, но одновременно сократил и приток инвестиций в обновление основных фондов. Однако вскоре после выхода из кризиса потребуются резервные генерирующие мощности. Но быстро возобновить объемы энергостроительства невозможно — отрасль отличается длительными циклами строительства и необходимостью аккумулирования огромных инвестиций. Так, стоимость строительства 1 кВт угольной электростанции составляет около 1,5 тыс. долларов, на ее строительство требуется четыре-пять лет, срок окупаемости — вдвое-втрое больший.

 

И тут весьма кстати может оказаться ввод Рогунской и Сангтудинских ГЭС-1 и ГЭС-2, что увеличит выработку электроэнергии в Таджикистане до 31—33 млрд кВт·ч. Поскольку собственная потребность республики оценивается в 23—25 млрд кВт·ч, то избыток электроэнергии составит 8—10 млрд кВт·ч в год. Но здесь более важно другое.

 

Фактор частоты

 

На первый взгляд, после ввода в эксплуатацию новой линии электропередачи, соединившей Ново-Ангренскую ТЭС в Ташкентской области с густонаселенными районами Ферганской долины, все области Узбекистана стали независимы от внешних источников энергоснабжения и выходу «Узбекэнерго» из общей энергосистемы ничто не препятствует. Но в Узбекистане более 80% общего объема электроэнергии производится на тепловых станциях. Но тепловые станции не могут подавать нормативную частоту электрического тока в 50 герц. Нехватка достаточного количества так называемых пиковых мощностей (которые обеспечивают ГЭС) делает задачу регулирования частоты трудноисполнимой. Эта услуга берется у таджиков и киргизов. Без их регулирования частоты вся энергосистема Узбекистана выйдет из строя. Поэтому Ташкенту необходимо работать в параллели хотя бы с одной частоторегулирующей энергосистемой — таджикской или киргизской.

 

Таким образом, заявления Ташкента о выходе из ОЭС ЦА можно расценивать как торг с целью повышения тарифов на свои услуги. Ведь, несмотря на то что после распада СССР торговля электроэнергией, по некоторым оценкам, снизилась на 80%, энергоснабжение многих районов Киргизии и Таджикистана до сих пор критически зависит если не от поставок электроэнергии из Узбекистана, то от транзита через его энергосистему. В октябре подобным способом Ташкент добился успеха в переговорах с Киргизией, настояв на оплате транзита электроэнергии с севера Кыргызстана на юг через собственную территорию (раньше он считался перетоком и был бесплатным).

 

Рынок диктует

 

Минимальные потери с точки зрения энергетики понесет Казахстан. Ввод второй ЛЭП «Север — юг» и снижение внутреннего энергопотребления (создавшее дополнительные резервы на Жамбылской ГРЭС) повысили устойчивость энергосистемы страны. Тем не менее выход из ОЭС ЦА несет определенные риски и для Казахстана. Но проблемы будут связаны уже не с энерго-, а с водообеспечением. Ведь вода из водохранилищ не только вращает лопатки турбин ГЭС, но и используется для полива зерновых клинов на юге Казахстана и узбекских хлопковых плантаций. И о воде договариваться все равно придется. Таким образом, разрыв энергетического кольца в той или иной мере создаст проблемы всем странам региона.

 

Неконтрактный отбор электроэнергии из объединенной системы, ставший причиной очередных конфликтов, обусловлен неурегулированностью договорной основы странами-участницами. «У нас нет ни одного двустороннего договора с партнерами по ЕЭС. Наши коллеги не хотят подписывать договоры, где бы четко была прописана и диспетчерская дисциплина, и финансовое урегулирование ... Все хотят пользоваться благами единой системы, но никто не хочет нести при этом ответственность», — отмечает глава KEGOC Канат Бозумбаев.

 

Участившиеся конфликты настойчиво требуют перехода всей энергосистемы региона на рыночные отношения в соответствии с международной практикой. Необходимость создания коммерчески прописанного механизма защиты от несанкционированного отбора и безусловного возврата сверхлимитно отобранной энергии, не говоря уже о соответствующей компенсации причиненного этим ущерба, становится все более очевидной. Авария на Саяно-Шушенской ГЭС наглядно показала, что халатное отношение к системам безопасности и накоплению водных ресурсов ведет к техногенной катастрофе.

 

Переход на рыночные отношения диктуется не только желанием обезопасить себя поставками, но и неравнозначными по стоимости перетоками электроэнергии. Безусловно, в советское время говорить об этом не имело смысла. Теперь, в условиях рынка, дальнейшее затягивание решения этой проблемы грозит разрывом кольца высоковольтных линий 500 кВ (Ташкент — Шымкент — Тараз — Бишкек — Токтогульская ГЭС — Сырдарьинская ГРЭС — Ташкент), что негативно отразится на каждой из «закольцованных» стран.

 

По мнению экспертов, объединенная энергосистема может трансформироваться, например, в формат вроде Узбекистан — Кыргызстан — Казахстан, Узбекистан — Таджикистан — Казахстан или Казахстан — Кыргызстан. Но конфликт интересов сохранится, поскольку заинтересованность «верхних» стран в новых гидроэнергетических проектах объективно противоречит интересам нижележащих соседей в водопользовании. И вода будет по-прежнему использоваться как инструмент политического и экономического давления.

 

Вместе с тем водная составляющая — использование гидроресурсов водохранилищ ГЭС для нужд ирригации, заставляющая Узбекистан и Казахстан после выхода возвращаться в ОЭС, — именно тот фактор, который вынудит страны региона договориться по всем проблемам и сохранить Объединенную энергосистему. Утрясти интересы участников можно путем акционирования энергетических объектов. Так, акционерами гидросооружений и электростанций становятся все страны региона. Это позволит не только рационально использовать водно-энергетические ресурсы, но и, главное, неся ответственность за состояние объектов, все участники будут вкладывать средства в их капитальный ремонт, восстановление, безопасную и эффективную эксплуатацию.

 

«Эксперт Казахстан»