Белорусская АЭС тревоги нашей

Почти две недели назад в белорусском Островце запущена первая за много лет новая АЭС в континентальной Европе. Энергия начала поступать в сеть, и теперь Минску придется ломать голову над сбытом. БелАЭС исходно задумывалась как экспортный проект, но ключевой рынок — страны Прибалтики — отказывается покупать электроэнергию станции. “Ъ” разбирался, как новая АЭС может изменить энергорынки России, Белоруссии и Прибалтики.

Первая в Белоруссии АЭС, официально давшая энергию в сеть 7 ноября, построена с третьей попытки. В 1960-е годы под проект уже было выбрали площадку в Витебской области, но власти СССР перенесли стройку в Литву, где появилась Игналинская АЭС на 2,6 ГВт. Второй проект — атомная ТЭЦ на 2 ГВт под Минском — пришлось экстренно свернуть в 1986-м из-за аварии на Чернобыльской АЭС.

Третья попытка тоже могла сорваться. Власти Белоруссии вернулись к идее в 2007 году, в разгар «атомного ренессанса», а соглашение с РФ подписали в день его завершения — 15 марта 2011 года. Именно тогда из-за сильнейшего землетрясения в Японии были повреждены два блока на АЭС «Фукусима-1». Катастрофа заставила атомщиков повысить расходы на системы безопасности и привела к пересмотру атомных программ в ЕС.

Для БелАЭС выбрали, как тогда казалось, удачное место — рядом с городом Островец в Гродненской области, всего в 20 км от границы с Литвой, которая как раз останавливала по требованию ЕС основной источник энергии — Игналинскую АЭС на реакторе РБМК "чернобыльского" типа. На этом фоне Минск стремился стать главным поставщиком электроэнергии в дефицитный Балтийский регион. Экспорт энергии АЭС по высоким европейским ценам и лег в основу механизма окупаемости проекта. Но торжественный запуск БелАЭС произошел уже в совершенно другой экономической и политической реальности.

Дефицит в избытке

Проект БелАЭС был утвержден, когда и сама Белоруссия испытывала энергодефицит. Станции общей мощностью около 10 ГВт долгие годы производили чуть более 34 млрд кВт•ч при внутреннем потреблении около 37 млрд кВт•ч (уровень Челябинской области). Страна покрывала дефицит российскими поставками: в 2017 году «Интер РАО» заработало на экспорте в Белоруссию 7,6 млрд руб., или около 2,8 руб. за 1 кВт•ч. Оптовая цена в первой ценовой зоне РФ тогда была 2,13 руб. за 1 кВт•ч.

Но в 2018 году Белоруссия отказалась от поставок «Интер РАО», назвав российскую электроэнергию слишком дорогой, и сама стала экспортером. К 2019 году Минску удалось увеличить выработку своих ТЭС на 18%, до 40 млрд кВт•ч, из них за границу ушли 2,4 млрд кВт•ч. Львиную долю покупала Литва (1,5 млрд кВт•ч) и Украина (0,85 млрд кВт•ч), скромные объемы уходили в Латвию. За два года новая статья экспорта принесла Белоруссии более $178,2 млн.

Основа энергетики Белоруссии — газовые станции советских времен. Но страна постепенно модернизировала мощности и строила новые парогазовые установки (ПГУ) — в частности, на Березовской и Лукомльской ГРЭС. «В отсутствие прозрачного ценообразования сложно судить, насколько экспортная стоимость электроэнергии покрывает фактические затраты на ее производство и насколько велика роль перекрестного субсидирования»,— говорит врио блока трейдинга «Интер РАО» Александра Панина.

Между тем ввод БелАЭС, которая формально увеличивает экспортный потенциал страны, наоборот, поставил на нем окончательный крест. Литва исходно выступала жестко против станции, а с началом выработки, как и обещала, обрезала переток из Белоруссии под предлогом поддержания энергобезопасности. Белорусский Госатомнадзор выполнил на станции не все рекомендации МАГАТЭ, пояснили “Ъ” свою позицию в МИД Литвы. Вильнюс также недоволен тем, что не получил доступа к полному предэксплуатационному отчету МАГАТЭ от 2019 года. «Росатом» это отрицает (см. интервью).

Позиция Украины не столь жесткая, но этот рынок может закрыться через три года, после выхода страны, как и Прибалтики, из синхронизированной энергосистемы СНГ.

Размыкая круг

Выход балтийских стран из энергокольца БРЭЛЛ (Белоруссия, РФ, Эстония, Латвия, Литва) намечен на 2025 год. Они уже начали объединять энергосистемы с континентальной Европой и Скандинавией (биржа NordPool): из Польши в Литву построен энергомост Litpol link (500 МВт), из Швеции — морской кабель Nord Balt (700 МВт), продолжается строительство кабеля Harmony link (700 МВт) из Польши. После распада БРЭЛЛ Калининградская область останется в изоляции, для работы энергосистемы уже построены новые ТЭС.

БРЭЛЛ — наследие единой энергосистемы СССР, которое до недавнего времени позволяло РФ транзитом через Белоруссию поставлять электроэнергию в дефицитную Прибалтику. Теперь, когда Литва отказывается принимать энергию от Белоруссии, Россия начала поставки через Латвию из Псковской области. От российской энергии в Прибалтике пока не отказываются.

Переток между профицитной теперь Калининградской областью и Литвой достигает 600 МВт и используется менее чем на 40%, открытие сечения с Латвией позволяет дополнительно экспортировать еще около 320 МВт, говорит Ростислав Костюк из Vygon Consulting. Но отказ в 2025 году от энергокольца будет означать остановку поставок и из России.

От текущей позиции Литвы в отношении БелАЭС сильнее всего пострадают потребители и энерготрейдеры в самой стране, считает Сергей Роженко из KPMG. В последние пять-семь лет Литва стала фактически региональным энергохабом, перепродавая энергию из РФ и Белоруссии в Польшу. Но в первую неделю ноября уже наблюдается падение объемов экспорта из Литвы в Польшу, отмечает Сергей Роженко. Цены в Прибалтике очень волатильны, российские поставки покрывают до 22% потребления и позволяют сдерживать рост на бирже NordPool в Латвии, Эстонии и Литве, добавляет Ростислав Костюк.

Вильнюс утверждает, что справится без Белоруссии. В этом году почти 43% импорта энергии в Литву пришлось на Швецию, оставшаяся часть поставлялась из Латвии и Калининграда, из Белоруссии — лишь 5%, сообщили “Ъ” в Минэнерго Литвы. При этом страна увеличила внутреннее производство энергии на 38,5%.

Кому бы засветить

Энергию БелАЭС, однако, нужно куда-то девать, а вариантов немного. С одной стороны, Минск публично говорит, что выработка АЭС будет замещать газовые ТЭС и позволит сократить закупки газа у России — сейчас они составляют около 20 млрд кубометров в год (на $2,64 млрд в 2019 году, по данным Белстата).

Оба блока БелАЭС позволят сократить потребление на 6 млрд кубометров газа в год, отмечает Игорь Юшков из Финансового университета при правительстве РФ. Пуск первого блока БелАЭС может привести к сокращению выработки электроэнергии ТЭС на 25%, второго — на 36% относительно 2020 года, считает Виктор Балыбердин из «СКМ Маркет Предиктор». С другой стороны, официальные прогнозы Минска не подразумевают разгрузку газовой генерации. Страна хочет наращивать профицит в энергосистеме, увеличив выработку на 10%, до 44 млрд кВт•ч за четыре года. Что обеспечит сопоставимый рост потребления, белорусские власти не поясняют.

Самым вероятным сценарием выглядит начало поставок электроэнергии из Белоруссии в Россию. Физически РФ может начать импорт уже сейчас, но перспективы неочевидны: в стране нет особой нужды в дополнительной энергии. Либо Минск может подождать запуска общего энергорынка (ОЭР) стран ЕАЭС, который намечен на 2025 год. Также Белоруссия надеется, что к тому моменту будет создан общий газовый рынок ЕАЭС, что позволит снизить цену на газ и сделает местные газовые ТЭС более конкурентоспособными.

Объединение энергорынков позволит Белоруссии самостоятельно продавать электроэнергию на рынке на сутки вперед (РСВ) в первой ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал). Но не поможет окупить БелАЭС. Себестоимость электроэнергии станции составляет примерно €50 за 1 МВт•ч, что почти в четыре раза выше цен на РСВ, отмечает Виктор Балыбердин. Кроме того, новые объемы из Белоруссии будут давить на цены РСВ. По оценкам Виктора Балыбердина, в первой ценовой зоне они могут снизиться на 10–50 руб. за 1 МВт•ч (минус 1–4% к ценам 2020 года).

Единственный реалистичный сценарий окупаемости БелАЭС — ее выход на российский рынок мощности. Пока неизвестно, будет ли создание ОЭР предполагать единый рынок мощности, которого в Белоруссии, например, сейчас вообще нет. Если единый рынок мощности будет создан, то электростанции республики смогут участвовать в конкурентном отборе мощности (КОМ). Минск также может обратиться к Москве с просьбой допустить станцию в КОМ без формирования единого рынка или даже дать ей те же наценки, которые получают новые АЭС в России. Такой сценарий фактически будет означать, что за БелАЭС заплатят не только белорусские, но и российские потребители.

«Вопрос, каким образом участники из разных государств, в одних из которых есть рынок мощности, а в других — нет, должны формировать свои предложение для торговли на ОЭР, остается открытым и будет обсуждаться дополнительно»,— отмечает госпожа Панина. Она считает, что, учитывая уровень развития российского рынка электроэнергии и мощности, самый правильный вариант — присоединение энергосистемы Белоруссии к оптовому рынку России. При этом, добавляет Александра Панина, важно провести эффективную подготовительную работу, чтобы «не допустить возможных негативных последствий для российского рынка».