Facing the East: the future of electric energy export from Russia to China

Polyakova Mariya Rafailovna Postgraduate at the Institute for Asian and African Studies of Moscow State University, Department of International Economic Relations 125009, Russia, Moscow, ul. Mokhovaya, 11, str. 1 mariarpolyakova@gmail.com

Международное экономическое сотрудничество становится неотъемлемой частью развития современных стран. В погоне за «ускорением» роста экономики страны каждая ищет свой маршрут ^[1]. В условиях политической нестабильности происходит реструктуризация мирового рынка в целом, меняется ситуация и в экономиках отдельных государств ^[2].

Страны Северо-Восточной Азии (в геополитическом плане границы региона не определены, а большинство исследователей включают КНР, РФ, Японию, КНДР, Республику Корею, Монголию и даже Тайвань. Прим. автора) в последнее время все активнее развивают интеграционные процессы в регионе. Однако, в большей степени, это пока ограничивается межстрановыми отношениями, и вопросы решаются «один на один» между соседями. Кроме того, отсутствуют какие-либо нормативные акты, соглашения или договора, регламентирующие отношения между всеми участниками, что усложняет реализацию глобальных проектов в регионе. Например, на территории Европы при решении вопросов энергетического сотрудничества стороны руководствуются условиями, прописанными в Европейской энергетической хартии и Договору к ней ^[3]. Вопрос необходимости создания подобного рода документа, действующего на территории государств Северо-Восточной Азии, уже неоднократно поднимался заинтересованными сторонами. Однако, это длительный процесс, который включает в себя синергию анализа европейского опыта и азиатских традиционных подходов. В любом случае, чтобы регламентировать конкретный интеграционный процесс, важно понимать его участников и их фактические потребности и возможности.

Одним из интеграционных процессов можно считать работу по объединению энергосистем стран Северо-Восточной Азии в «Азиатское суперкольцо». Исследования данного мегапроекта ведутся уже не одно десятилетие, на сегодняшний день сформировались разные точки зрения о его реализации. Одним из подходов является развитие на первом этапе двусторонних отношений и строительство энергомостов между системами двух стран. Подобные исследования проводятся заинтересованными компаниями, которые, главным образом, руководствуются экономической эффективностью и техническую реализуемость конкретных проектов.

Одним из уже реализуемых проектов является организация поставок электроэнергии из Российской Федерации в Китайскую Народную Республику. В 2012 году был подписан первый в истории российско-китайских отношений долгосрочный контракт на поставку электроэнергии с предельным объёмом поставки в 100 млрд. кВт.ч за 25 лет. Известно, что электроэнергетика является базовым элементом экономики любой страны, поэтому подписание подобного договора между Россией и Китаем именно по поставкам данного неподлежащего хранению товара говорит о намерении обеих стран работать в направлении укрепления экономических связей и рассмотрении возможности усиления интеграционных процессов между Россией и Китаем.

Конечно, основные вопросы это: кому данное «укрепление» выгодно, каково положение каждого из участников данных рыночных отношений, и каковы потенциальные возможности. В текущей ситуации Россия выступает в качестве продавца, Китай – в качестве покупателя, единица товара – это киловатт-час передаваемой электроэнергии. Посмотрим, зачем Китаю с его собственным огромным производством электроэнергии данного рода поставки?

Очевидно, что текущий объем экспорта электроэнергии из России в Китай (2012 г.– 2,630 млрд. кВт.ч., 2013 г. – 3,495 млрд. кВт.ч., 2014 г. – 3, 376 млрд. кВт.ч., 2015 г. (9 мес.) – 2,5 млрд. кВт.ч. ».^[4]) составляет лишь малую долю от объемов потребления электроэнергии в приграничных районах Северо-Восточного Китая. Например, в годовом потреблении электроэнергии провинции Хэйлунцзян в 2013 году (85 млрд. кВт.ч.^[5]), куда собственно и осуществляется поставка, доля экспорта из России составила только 4%. При этом существующая электросетевая инфраструктура позволяет обеспечить объем поставок в размере порядка 6-7 млрд. кВт.ч.в год, что составило бы уже 8%.

Текущий объем экспорта электроэнергии, поставляемый в рамках действующего договора, не может повлиять в значительной мере на экономические показатели ни приграничной провинции Хэйлунцзян, ни, тем более, Китая в целом, и никак не угрожает политической и экономической независимости Китая. Тем более, что электроэнергетика КНР является крупнейшей в мире. Установленная мощность объектов генерации по состоянию на начало 2015 г. составила 1,36 тыс. ГВт ^[6], годовые объемы ввода новых генерирующих мощностей с 2000 по 2014 гг. составили порядка 72 ГВт в год, а в период с 2010 по 2014 гг. достигли порядка 100 ГВт в год. Это самый высокий показатель по вводу генерирующих мощностей за всю историю развития мировой электроэнергетической отрасли. К примеру, 230 ГВт новой генерирующей мощности, введенной в Китае в 2012-2013гг., соответствует суммарной установленной мощности всех электростанций России вместе взятых (232 ГВт)^[7]!

Казалось бы, что с точки зрения физики процесса, Китаю импорт электроэнергии из России в приграничный регион не нужен, но в данном процессе немаловажную роль играет простая математика, а точнее экономика. По данным ПАО «Интер РАО» величина экспортной цены в 2012 г. составила 49 долл. США/МВт.ч, а в формуле цены учитывается цена оптового рынка провинции Хэйлунцзян ^[8]. Посмотрим на цены на электроэнергию на внутреннем рынке Китая. Особенностью формирования цены является директивная форма ее установления государственным органом (Государственным Комитетом по развитию и реформам (ГКРР) Китая), по сути это тариф. Либерализация рынка электроэнергетики Китаю еще только предстоит, а пока государство само устанавливает тарифы на территории всей страны. В России тарифы работают только на территории Дальнем Востоке. С наглядной точки зрения, в России тарифы на электроэнергию утверждаются и публикуются местными регуляторами в рамках общенациональной политики ежегодно в фактических единицах измерений, а в Китае ГКРР вносит изменения в уже действующий тариф на электроэнергию по провинциям, указывая при этом, только насколько происходит изменение, и делает это на нерегулярной основе. Проведя анализ данных постановлений, можно экспертно рассчитать тариф на электроэнергию, отпускаемую угольными электростанциями в провинции Хэйлунцзян в 2012 г. Согласно Постановлению ГКРР Китая №2620 (2011 г.) тариф на электроэнергию на угольную генерацию был установлен в размере 404.9 юаней /МВт.ч, средневзвешенный курс Банка Китая за 2012 год примерно составил 1 доллар США 6,24 юаней за 1 доллар США. В итоге получаем тариф, равный примерно 64 долл. США/МВт.ч (приведенная экспертная оценка не включает в себя потери при передачи электроэнергии и иные удельные затраты. Примечание автора). Сравнив приведённые выше цифры, видим, что для провинции Хэйлунцзян в 2012 году покупать российскую электроэнергию на 20% выгоднее, чем производить на собственных угольных электростанциях.

Также экспертно оценим экономическую выгоду России от продаж в условиях действующего договора. Согласно Приказу № 258-пр/э от 30.12.2011 Управления государственного регулирования цен и тарифов Амурской области средневзвешенная стоимость электроэнергии (мощности) без учета потерь и передачи в 2012 год, составила порядка 1295,27 руб./МВт.ч. ^[9] (в Дальневосточном Федеральном округе, применяется субсидирование конечных пользователей при оплате тарифов за электроэнергию. Примечание автора). Средневзвешенный курс доллара США к рублю по данным ЦБ РФ за 2012 год составил 31,07417 рублей за 1 доллар США. Итого получаем в долларах стоимость электроэнергии равной 41,68 долл. США/МВт.ч. Данная оценка показывает, что в 2012 году Россия продавала в Китай дороже, чем на внутреннем рынке, при этом Китай покупал дешевле, чем производил сам. И это в условиях докризисных цен и курсов валют. Можно предположить, что в текущей экономической ситуации прибыль продавца возросла, при условии неизменности валюты договора.

В настоящее время продавец прогнозирует объем ежегодных поставок на уровне 3,5 млрд. кВт.ч. вплоть до 2021 года. Именной такой объем экспорта в Китай учтен в «Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2015-2021 года», утвержденной Приказом Министерства энергетики Российской Федерации № 627 от 9 сентября 2015 года. Данная поставка осуществляется по действующим линиями 110, 220 и 500 кВ, общая пропускная способность сечений которых составляет в номинальном режиме не менее 1 000 МВт, то есть позволяет передавать ежегодно в 2 раз больше, чем заявлено сейчас.

Допустим, что Китай готов импортировать больший объем электроэнергии. Каков потенциал России предоставить и гарантировать подобное увеличение? Заявленный объем электроэнергии планируется забирать с оптового рынка, то есть торговля основана на излишках, которые может предоставить данная энергосистема, но насколько они могут быть гарантированы и какие существую альтернативы. Для этого более подробно рассмотрим ситуацию в граничащих с Китаем энергосистемах.

В настоящее время экспорт электроэнергии в Китай осуществляется из Амурской энергосистемы, которая входит в объединенную энергосистема Востока (ОЭС Востока). ОЭС Востока охватывает большую часть территории Дальневосточного федерального округа (ДФО), граничащего на юге с Китайской Народной Республикой. Кроме Амурской энергосистемы в ОЭС Востока также входят энергосистемы Хабаровского края и Еврейской автономной области, Приморская энергосистема и Южно-Якутский энергорайон, к которому с 2016 гг. планируется также присоединение ранее изолированных Западного и Центрального энергорайонов Республики Саха (Якутия).Не стоит забывать, что в электроэнергетический комплекс на территориях ДФО входит не только ОЭС Востока, а еще несколько других изолированных энергосистем. По своей сути энергокомплекс ДФО – это слабое звено ЕЭС России, реформирование которого практически не коснулось. И даже в ОЭС Востока перетоки электроэнергии ограниченны существующей сетевой инфраструктурой, требующей значительной модернизации. Как следствие, можно заметить определенный «перекос» в балансе: запад скорее в профиците, а востоке в дефиците. Стоит отметить, что проблема слабых перетоков в ОЭС Востока в настоящее время играет в плюс организации экспорта электроэнергии из Амурской энергосистемы, которую, как уже было сказано, можно считать избыточной, в противном случае было бы проблематично организовать экспорт, как если бы, например, торговля осуществлялась из дефицитной Приморской энергосистемы.

Кроме Дальневосточного Федерального округа, с Китайской Народной Республикой граничит Сибирский Федеральный Округ (СФО). В отличие от энергокомплекса ДФО, энергетический комплекс Сибири объединен в единую энергосистему (ОЭС Сибири). ОЭС Сибири включает в себя десять региональных энергетических систем: Алтайская, Бурятская, Читинская, Иркутская, Красноярская, Новосибирская, Омская, Томская, Хакасская, Кузбасская.

Рисунок 1: ЕЭС РФ по итогам 2014 года

Кроме организационных особенностей ОЭС Востока и ОЭС Сибири, следует обратить внимание и на их географическое положение.

ОЭС Востока, по сути, является самой удаленной от центральной части России и наиболее изолированной. Передача электроэнергии в настоящее время из ОЭС Востока осуществляется в направлении ОЭС Сибири и энергосистемы Китая, с которыми у ОЭС Востока есть связи.

ОЭС Сибири имеет более выгодное географическое положение, она граничит с ОЭС Урала, ОЭС Востока, энергосистемами Казахстана, Монголии и Китая и является одним из самых крупных энергообъединений ЕЭС России. Однако, действующих перетоков с китайской энергосистемой у ОЭС Сибири нет, соответственно, для организации экспорта электроэнергии из ОЭС Сибири необходимо построить новые электросетевые объекты.

Для определения потенциальных возможностей увеличения текущего объема экспорта электроэнергии, поиска альтернативных вариантов его организации, а также гарантии его обеспечения, важно учитывать не только сетевую инфраструктуру, но и структуру установленных мощностей на территории рассматриваемых регионов.

В настоящее время структура генерирующих источников и ОЭС Востока, и ОЭС Сибири сформирована на основе гидравлических и тепловых электростанций.

Гидравлические электростанции ОЭС Востока сосредоточены в одной лишь Амурской энергосистеме, а гидравлические электростанции ОЭС Сибири размещены в южной ее части. Суммарная установленная электрическая мощность гидростанций в ОЭС Востока по состоянию на 01.01. 2015 ^[10] составила 3340 МВт или порядка 37% от всей установленной мощности ОЭС Востока, в ОЭС Сибири - 25271,4 МВт и 49,6% соответственно.

В ОЭС Востока тепловые электростанции размещены более равномерно по всей ее территории, чем гидравлические. Географически размещение тепловых электростанций для ОЭС Сибири аналогично размещению гидроэлектростанциям, также в южной половине СФО. По установленной мощности доля тепловых электростанций ОЭС Востока состоянию на 01.01.2015 г. составила 63% или 5846,6 МВт, а ОЭС Сибири – 50,4% или 25699,9 МВт соответственно.

Резерв мощности ОЭС Востока исторически составляет большую величину, что связано с необходимостью резервирования тепловыми электростанциями негарантированной мощности гидроэлектростанций в Амурской энергосистеме. По состоянию на 2013-2014 гг. величина резерва мощности составляла порядка 9,06-4,6-0,68=3,78 ГВт (72% от максимума нагрузки, включая экспорт). Учитывая нормативный резерв мощности (23% по состоянию на 2014 год от максимума нагрузки), необходимый для обеспечения надежного функционирования ОЭС Востока, фактический сверхнормативный резерв мощности составил 9,06-4,6-4,6*0,23-0,68=2,72 ГВт.

Вместе с тем, высокая величина резерва мощностей ~ 2,72 ГВт не означает, что весь этот резерв может быть использован для целей экспорта (КНР, КНДР, Республику Корею, Японию) или покрытия нагрузок новых потребителей на территории ОЭС Востока без сооружения дополнительной генерации. Выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях не может быть гарантирована в течение всего года, т.к. она зависит от величины годовых осадков в бассейнах рек Зея и Бурея. Поэтому, учитывая высокую долю гидрогенерации (порядка 37% в балансе мощности), для обеспечения надежного и качественного электроснабжения потребителей в маловодные годы, тепловые электростанции должны содержать повышенный резерв мощности. Соответственно, в текущей ситуации экспорт может осуществляться в отношении только избытка электрической энергии, выработка которой неравномерна, как в течение суток, так и в течение года. Для обеспечения гарантированных экспортных поставок из ОЭС Востока необходимо сооружение дополнительных генерирующих объектов тепловой генерации.

Объединенная энергосистема Сибири является в настоящее время избыточной по установленной мощности. Суммарная мощность электростанций составляет 50,9 ГВт. По состоянию на 01.01.2015 г. собственный максимум нагрузки составлял 30,6 ГВт, нагрузка экспорта 0,26 ГВт. Величина фактического резерва мощности составляла порядка 50,9-30,6-0,26=20 ГВт (64% от максимума нагрузки, включая экспорт). Учитывая нормативный резерв мощности (22% по состоянию на 2014 год от максимума нагрузки), необходимый для обеспечения надежного функционирования ОЭС Сибири, фактический сверхнормативный резерв мощности составил 50,9-30,6-30,6*0,22-0,26=13,3 ГВт. Высокая величина резерва, как и в случае с ОЭС Востока, обусловлена необходимостью резервирования тепловыми электростанциями негарантированной мощности гидроэлектростанций, доля которых в балансе мощности составляет порядка 50%.

Аналогично ситуации в ОЭС Востока высокая величина резерва мощностей ~ 13,3 ГВт (50,9-37,6) в объединенной энергосистеме Сибири не означает, что весь этот резерв может быть использован для целей экспорта (Республика Казахстан, Монголия, Китай) или покрытия нагрузок новых потребителей на территории ОЭС Сибири без сооружения дополнительных объектов генерации. Следует отметить, что в настоящее время ОЭС Сибири имеет возможность экспорта электроэнергии в центральную часть России, что особенно актуально в период высоких уровней воды в водохранилищах гидроэлектростанций. Переток мощности по транзитным линиям электропередач «Сибирь – Урал – Центр» может достигать 2 ГВт. Однако, по данным 2014 года ^[11], существующий транзит использовался преимущественно не для экспорта, а для импорта 1,72 млрд. кВт.ч электроэнергии из энергосистемы Урала, что свидетельствует об отсутствии дополнительного экспортного потенциала ОЭС Сибири.

Таким образом, для обеспечения равномерных экспортных поставок из ОЭС Сибири, как и в случае ОЭС Востока, необходимо сооружение дополнительных генерирующих объектов.

Строительство новых объектов генерации и сетевой инфраструктуры необходимы для обоих энергосистем. В первую очередь это связана со значительным износом оборудования тепловых электростанций (более 60%). Серьезным тормозом развития нового строительства в электрогенерации с учетом экономической эффективности проектов, является низкая пропускная способность существующих линий электропередач, о которой уже говорилось ранее. Низкая пропускная способность линий и, как следствие, ограниченные возможности системы по резервированию, определяют лимит для единичной мощности новых энергоблоков, тем самым, делая проекты более дорогими.

Очевидно, что дальнейшее развитие темы гарантированного экспорта электроэнергии возможно только при строительстве новых эффективных тепловых электростанций. Выработка электроэнергии гидроэлектростанциями имеет сезонный характер, кроме того, о ее низкой цене можно говорить только с учетом выработки на уже действующих ГЭС. В настоящее время новые объекты генерации следует рассматривать как инвестиционные, соответственно, важен фактор окупаемости нового строительства. Так или иначе, значительное влияние на оценку экономической эффективности имеют цены (тарифы) на электроэнергию и мощность.

В результате проведенной реформы электроэнергетической отрасли был сформирован оптовый рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ или оптовый рынок). Оптовый рынок Российской Федерации функционирует в двух ценовых зонах: в первую ценовую зону входят территории Европейской части РФ и Урала, во вторую – Сибирь. Таким образом, энергосистема Сибири функционирует во второй ценовой зоне ОРЭМ.

А вот на территории ДФО, как уже было отмечено выше, не была проведена реформа электроэнергетической отрасли. Поэтому ценообразование сводится к утверждению тарифов на тепловую и электрическую энергию местными и федеральными органами регулирования. Тарифы на тепловую энергию устанавливают местные региональные энергетические комиссии исходя из обоснованного уровня затрат на производство и передачу тепловой энергии. Тарифы на электрическую энергию утверждает Федеральная служба по тарифам. При этом на территории ОЭС Востока введен механизм межтерриториального субсидирования, в соответствии с которым цены на электрическую энергию устанавливаются одинаковыми для потребителей всех энергосистем ОЭС Востока.

Вследствие высокой доли дешевой гидрогенерации (более 30%) в балансе электроэнергии, тарифы на электроэнергию в ОЭС Востока в целом соответствуют ценам на электроэнергию в России, а в ОЭС Сибири, при введенной системе конкурентного ценообразования и значительной доли дешевой гидрогенерации, цены на электроэнергию значительно ниже цен в Европейской части России, Урала и Дальнего Востока.

Например, в 2013 году среднегодовая цена на электроэнергию в ОЭС Сибири составила порядка 1,9 руб./кВт.ч, что примерно на 34% ниже, чем в ОЭС Востока (2,9 руб./кВт.ч), где успешно реализован проект по экспорту электроэнергии в Китай.

В текущей ситуации в ОЭС Востока и ОЭС Сибири значительно увеличить объем экспорта электроэнергии представляется крайне затруднительным. В случае нового строительства генерирующих мощностей, особенно экспортоориентированных, и соответствующей сетевой инфраструктуры необходимо привлекать частные инвестиции. К сожалению, инвестиционная привлекательность ОЭС Востока и ОЭС Сибири, даже с учетом проведенных реформ, остается достаточно низкой. Приход частных инвесторов в электроэнергетическую отрасль ограничивается рядом факторов, из которых наиболее характерными для ОЭС Востока являются:

1. Отсутствие механизма входа на рынок, где монопольное положение занимает государственная компания ПАО «РусГидро» и ее дочерняя компания ПАО «РАО Энергетические системы Востока».
2. Отсутствие механизмов, обеспечивающих возврат инвестиций с гарантированной доходностью. При этом в реформированной части отрасли подобные механизмы были введены в секторе генерации на основе заключения договоров о предоставлении мощности, а также в электросетевом комплексе путем введения RAB-регулирования (RAB - RegulatoryAssetBase или регулируемая база задействованного капитала – величина, устанавливаемая в целях регулирования тарифов, отражающая рыночную стоимость активов компании с учетом их физического износа. Примечание автора).
3. Государственное регулирование тарифов на тепловую и электрическую энергию для тепловых электростанций в условиях конкурентного ценообразования на угольное топливо. Цена на газ для генерирующих объектов ОЭС Востока регулируется государством, кроме объектов, находящихся в Хабаровском крае, цена на газ для этих объектов изменяется в зависимости от курса рубля по отношению к доллару США.
4. Отсутствие практики утверждения достаточного объема расходов для генерирующих, тепло- и электросетевых компаний на модернизацию и новое строительство при утверждении тарифов на тепловую и электрическую энергию.
5. Отсутствие конкуренции между компаниями, отсутствие стимулов к энергосбережению, повышению технологической и операционной эффективности.
6. Низкая доля промышленного производства, обуславливающая высокую неравномерность суточного графика электропотребления, для обеспечения которого приходится часто останавливать и пускать основное оборудование электростанций. Такой характер режима работы приводит к возникновению больших дополнительных затрат, что, в конечном итоге, увеличивает себестоимость производства и уменьшает прибыль.
7. Вплоть до настоящего времени государство управляет энергетическими компаниями на территории ДФО, продолжая осуществлять финансирование крупных инвестиционных проектов в сфере электроэнергетики, а также выделять субсидии и дотации как регионального, так и федерального уровня.

На территории СФО также существует ряд нерешенных задач, которые препятствуют увеличению инвестиционной активности в ОЭС Сибири:

1. Все строящиеся объекты генерации сооружаются в рамках Договоров о предоставлении мощности (ДПМ). Новые объекты, как нового строительства, так и реконструкции, не имеют механизма, обеспечивающего возврат инвестиций в сооружение или реконструкцию генерирующих объектов.
2. В условиях существующего ценообразования ^[12], а также ограничений по развитию собственной генерации ^[13], сторонним инвесторам практически невозможно осуществлять сооружение источников генерации даже для условий обеспечения собственных производственных мощностей. Сектор распределенной генерации практически не развивается. Возможность работы на рынке имеют только те участники, которые пришли в отрасль на стадии реформирования.
3. Цены на электроэнергию в Сибири, вследствие высокой доли дешевой гидрогенерации, почти в 2 раза ниже, чем в Европейской части России и на Урале. Это означает, что при одних и тех же капитальных затратах в сооружение нового объекта генерации доходная часть данного проекта в Сибири будет в два раза ниже, чем в Европейской части или на Урале. Данный факт, учитывая вышеизложенные обстоятельства, делает энергосистему Сибири самой инвестиционно непривлекательной из реформированных энергосистем.
4. Распределительные электрические сети, несмотря на введение RAB-регулирования, так и не переданы в управление ни одной частной компании, как это предполагалось ранее. В результате инвестиции в электросетевой комплекс были привлечены, но эффективность их использования осталась на прежнем уровне.
5. Сохраняется государственное регулирование тарифов на тепловую энергию для тепловых электростанций в условиях конкурентного ценообразования на угольное топливо.

Вышеперечисленные факторы в значительной степени ограничивают развитие ОЭС Востока и ОЭС Сибири в целом, особенно это касается строительства энергетических объектов, ориентированных исключительно на внутренний рынок. Одной из целей реформы энергетики в России было привлечение инвесторов в энергетику ^[14]. Строительство экспортоориентированных проектов может повысить инвестиционную привлекательность, так как зарубежные компании, в частности китайские, будут заинтересованы в гарантиях обеспечения поставок с подобных станций, и для них участие в капитале может служить гарантом. Подобный подход может послужить стартовой площадкой для глобального изменения ситуации с привлечением иностранных инвесторов в регион в целом. Тем более, что потенциал для развития есть.

Наращивание собственного экспортного потенциала в сфере электроэнергетики позволит России, внести качественные изменения в структуру торгового баланса между Россией и Китаем в отношении энергоресурсов, укрепить существующий электроэнергетический комплекс российских регионов, граничащих с Китаем, тем самым заложить фундамент для повышения энергоэффективности электрических сетей и генерирующих объектов на востоке страны ^[15], стимулировать развитие сопутствующих отраслей, например, повысить уровень локализации производства электроэнергетического оборудования на территории России, создать новые рабочие места в регионах, увеличить налогооблагаемую базу регионов, а также внести качественные изменения в структуру торгового баланса между Россией и Китаем в отношении энергоресурсов.