О перспективах энергетического сотрудничества внутри ЕАЭС, будущем нефтегазовой отрасли Казахстана и России, ценах на энергоресурсы обозреватель ИАЦ поговорил с руководителем направления глобальной энергетики, членом Совета директоров российского Института энергетической стратегии А.М. Мастепановым.
— Алексей Михайлович, каковы перспективы создания единого рынка электроэнергетики в рамках ЕАЭС? В чем преимущества подобного шага для евразийских стран?
— Прежде всего, давайте немного уточним вопрос. Как известно, в мире существуют разные модели интеграции рынков электроэнергии, причём многие из них работают достаточно успешно. Среди них специалисты выделяют две принципиально отличающихся модели: «Единый рынок электроэнергии» и «Общий рынок электроэнергии». В нашем случае правильнее видимо было бы говорить о второй модели, ибо «Единый рынок электроэнергии» предполагает единое рыночное пространство в пределах энергосистем всех стран, изъявивших согласие на его создание. Для него необходимы также единые правила торговли и единые рыночные механизмы в этих странах, единые наднациональные Системный оператор и нормативно-правовая база, единые наднациональные органы управления и регулирования, а также системы взаиморасчётов. Всего этого в странах ЕАЭС пока нет. Да и опыт зарубежных стран показывает, что к Единому рынку страны шли постепенно, через Общий рынок. А «Общий рынок электроэнергии» — это такая форма интеграции национальных рынков электроэнергии, при которой осуществляется свободное перемещение электрической энергии и мощности, а также связанных с ними услуг, через границы государств, являющихся членами общего рынка, но сохраняются национальные рынки электроэнергии, и соответственно, национальные правила, механизмы и органы управления и регулирования.
Для работы общего рынка электроэнергии и мощности должна быть создана соответствующая технологическая инфраструктура, обеспечивающая функционирование и развитие оптовых рынков электроэнергии и мощности (прежде всего – развитая система линий электропередач высокого напряжения – ЛЭП). Должно быть обеспечено единое качество электрической энергии, то есть обеспечение соответствия основных параметров электрической энергии (напряжения, частоты, формы кривой электрического тока) их установленным значениям. В нашем случае — это, прежде всего, развитость ЛЭП, потому что электросети России, Беларуси и Казахстана являлись частями одной единой энергосистемы Советского союза, поэтому и частота, и остальные параметры электроэнергии полностью совпадают – единые ГОСТы, единые стандарты – здесь проблемы нет. Собственно, проблема в сетях. Те высоковольтные сети, которые существовали в советское время для выдачи мощности из Восточной Сибири в европейскую часть, а также те линии электропередач, по которым должна была выдаваться мощность группы Экибастузских тепловых станций – одни не достроены, другие полностью пришли в негодность, их растащили, разворовали, сдали в металлолом, их просто нет как таковых.
Поэтому прежде чем говорить серьезно о рынке, нужно восстановить технологическую инфраструктуру, которая бы обеспечила переток мощностей. Конечно же, для функционирования общего рынка потребуется гармонизировать существующую нормативно-правовую базу взаимной торговли между нашими странами, унифицировать вопросы технического регулирования, регламентов и стандартов. Потребуется и создание специальных, согласованных сторонами, правил и механизмов, а также некоторых наднациональных органов управления и регулирования, которым необходимо будет передать часть полномочий национальных органов.
Но объективно потребность в формировании общего рынка электроэнергии и мощности на пространстве ЕАЭС есть и с учетом разницы в часовых поясах, и с учетом часовых нагрузок, и с учетом разницы в типах электростанций. По оценкам наших казахстанских коллег, сделанных ещё несколько лет назад, общий рынок электроэнергии ЕАЭС приведёт к повышению конкурентоспособности поставок электроэнергии, снизит её себестоимость и повысит эффективность использования мощностей на 7%. Поэтому вопрос интересный, вопрос нужный, но он сейчас сложнее, чем был 20 лет назад.
— Каковы перспективы сотрудничества России и Казахстана в нефтегазовом секторе?
— В нефтегазовом секторе идет активное сотрудничество, которое на фоне крупных международных проектов остается в тени. В чем оно проявляется? Прежде всего, это обеспечение экспорта казахстанской нефти. Он осуществляется в европейские страны по двум трубопроводным системам, проходящим по территории России.
Это известный нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), который соединяет месторождения Западного Казахстана (Тенгиз, Карачаганак) с российским побережьем Чёрного моря (терминал Южная Озереевка около Новороссийска). Пропускная способность КТК к середине 2004 г. вышла на 28,2 млн. т/год – показатель полной пропускной способности первого этапа развития. С 2005 г. специалисты КТК начали применять оригинальную технологию прокачки (с использованием антифрикционных присадок), что позволило увеличить пропускную способность трубы сверх проектной. В результате объём прокачки нефти по КТК стал постепенно расти, достигнув в 2010 г. 35 млн. т в год. В декабре 2009 г. акционеры утвердили План расширения пропускной способности магистрального трубопровода КТК до 67 млн. т нефти в год. В настоящее время завершаются соответствующие работы по его расширению – строительству 10 новых НПС и дополнительных объектов на Морском Терминале. Уже к концу 2014 г. его мощность составила порядка 40 млн. т/год (к концу 2015 г. будет доведена до 45 млн. т/г, а ближайшие пять лет – до 67 млн. т/г.).
А вторая трубопроводная система – это «Атырау-Самара», по которому казахстанская нефть подается в район Самары. А там находятся головные сооружения системы магистральных нефтепроводов «Дружба», по которой нефть марки Urals идёт на НПЗ России и на экспорт. Но Urals нет в природе – это смесь разной нефти, легких малосернистых западносибирских, куйбышевских, сернистой нефти Поволжья, и высокосернистой нефти Татарии и Казахстана. Там большая база смешения нефти, из них и получается стандартная смесь Urals, на которой работают большинство заводов европейской части нашей страны, а также Полоцк, Мозырь, заводы Чехии, Словакии, Венгрии и Германии.
Так вот, из района Самары казахстанская нефть в смеси с другими нефтями транспортируется далее по нефтепроводам «Транснефти» в порты Приморск, Усть-Луга, Новороссийск и по системе «Дружба» на рынки Северо-Западной, Центральной и Восточной Европы. Ежегодно по нефтепроводу «Атырау — Самара» прокачивается порядка 15 млн. т нефти (в 2014 г. –14,6 млн. т).
Собственно в проектах по добыче нефти сотрудничества нет. Здесь российские компании успешно вытеснили китайцы. Потому что под каждый проект они дают кредиты, но кредиты, надо сказать, тяжелые. У Президента нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» В.Ю. Алекперова как-то спросили, почему его компания не берет кредиты у китайцев. Он ответил, что более невыгодных кредитов он не знает.
— Невыгодные почему?
Потому что они полностью связаны с приобретением китайского оборудования, как говорят специалисты – «связанные». И по таким кредитам возможности выбирать оборудование, выстраивать оптимальную конфигурацию, «дизайн» проекта, «собирая с мира по нитке» всё лучшее, уже нет.
— В России и Казахстане очень схожие экономические модели. Можно ли говорить о конкуренции между нашими странами в нефтегазовой сфере?
— Я бы не сказал, что есть большая конкуренция. До конца прошлого года рынок нефти уверенно рос. А на растущем рынке, а он рос и в объемах и в ценовых параметрах, эта конкуренция практически не сказывалась. Кроме того, не такие уж большие объёмы нефти экспортирует Казахстан, чтобы они «мешали» российскому экспорту.
Сотрудничество развивалось. Ещё один пример такого сотрудничества – переработка серосодержащего природного газа месторождения Карачаганак. В Казахстане нет мощностей по переработке такого газа. Этот газ идёт в Оренбург, на Оренбургский газоперерабатывающий завод, там перерабатывается. Ведь газ одинаков и в оренбургском месторождении, и на Карачаганаке. Это одни и те же по качеству залежи газа подсолевых горизонтов Северного Прикаспия. И соответственно технологическая схема Оренбургского ГПЗ позволяет его свободно перерабатывать. Соглашение об основных принципах создания соответствующего совместного предприятия (сейчас это ТОО "Казросгаз") на базе Оренбургского ГПЗ ОАО «Газпром» и АО «Национальная компания «КазМунайГаз» подписали ещё в мае 2007 г.
Создание этого СП, а также возможное увеличение объёмов переработки газа Карачаганака до 16 млрд. куб. м ежегодно (сейчас его поставляется немногим больше 8 млрд. куб. м в год), обеспечат полную загрузку всех действующих и вновь вводимых модернизированных мощностей ГПЗ на длительную перспективу. Основные объёмы переработанного газа направляются на внутренний рынок Казахстана, а оставшаяся часть — реализуется по экспортным контрактам.
В июне этого года стороны договорились о продлении срока действия действующего договора о купле-продаже карачаганакского газа до января 2038 г. Важным результатом продления договора является возможность обеспечения долгосрочных поставок газа на внутренний рынок Казахстана, в том числе путём обменных (своповых) операций. Это пример хорошего сотрудничества, здесь опять-таки нет никакой конкуренции.
— Вот еще один пример сотрудничества России и Казахстана в нефтегазовой сфере – это недавно достигнутое соглашение о совместной разработке месторождений структуры Центральная. Можно ли говорить о том, что проблематика каспийской темы получает развитие? В 2016 году в Казахстане соберется следующий саммит прикаспийских государств и, по некоторым прогнозам, будет решена главная проблема Каспия – разграничение акватории и шельфа Каспия.
— Ну, делимитация зависит от всех пяти прикаспийских государств, над этим работают дипломаты всех этих стран. Работают успешно, хотя не менее успешно им вставляют и палки в колеса, прежде всего, сторонники открытой свободной торговли по всему миру. Эти сторонники не признают внутренних вод, причём это не только по отношению к России. Вот сейчас, когда с глобальным потеплением климата открывается для судоходства Северный Морской путь и Северо-западный проход, требования одинаковы, что к Канаде, что к России. Заявляется, что эти трассы международные, свободные, и Россия с Канадой должны потесниться, несмотря на то, что эти две трассы проходят по большей части по внутренним водам этих государств. Та же ситуация и по Каспию. Причём, здесь США активно поддерживает и Евросоюз.
ЕС заинтересован в Транскаспийском трубопроводе, в доступе на рынки прикаспийских государств — и на ресурсный, и на потребительский.
Что касается Северной части Каспийского моря, то здесь есть несколько очень хороших нефтегазоносных структур. В 2008 г., по итогам бурения, ООО «ЦентрКаспнефтегаз» (совместное предприятие ОАО «Газпром» и ОАО «ПК «Лукойл») на структуре Центральная открыто месторождение, получившее название «Центральное», с суммарными извлекаемыми ресурсами 101,4 млн. т нефти, 7,5 млн. т конденсата и 162,1 млрд. куб. м свободного и растворённого газа. Структура «Центральная» расположена в пределах российского сектора Каспийского моря в 180 км восточнее Махачкалы, однако её разработка по условиям Соглашения о разграничении дна северной части Каспийского моря от 6 июля 1998 года должна вестись при участии казахских партнёров. Подписанный лидерами двух стран документ (протокол о внесении изменений в соглашение, который готовился с середины прошлого года) решает вопрос о проведении дополнительной геологоразведки «Центрального» до заключения с Казахстаном соглашения о разделе продукции.
— То есть это демонстрация высокой степени доверия и сотрудничества между Россией и Казахстаном? Раз найден такой компромисс, вместо того, чтобы делить месторождение – было решено его разрабатывать совместно.
— Это и признак той реальной интеграции, которая происходит в рамках ЕАЭС. Это успешный, хороший пример. Как известно, лицензия на геологоразведку структуры «Центральная» в пределах российского сектора акватории Каспийского моря принадлежала компании «ЦентрКаспнефтегаз», но лицензия на геологоразведку истекла, а получить лицензию на добычу эта компания не смогла из-за требований российского законодательства, по которому разрабатывать шельф могут только компании с государственным участием свыше 50%.
В 2013 году ЛУКОЙЛ и Газпром совместно с казахстанским «КазМунайГазом» создали ООО «Нефтегазовая компания Центральная» для разработки месторождения. Вот эта компания, по всей видимости, и займётся доразведкой и разработкой месторождения.
Поэтому я уверен, что этот проект в самое ближайшее время заиграет, и о нем услышим еще не один раз только самое хорошее.
— С нефтегазовой сферой понятно, здесь сотрудничество между Россией и Казахстаном развивается достаточно активно. В прошлом году, во время визита министра иностранных дел России С. Лаврова было подписано соглашение о том, что Россия будет строить в Казахстане атомную станцию. Однако со временем эта тема практически ушла из информационного пространства.
— Сотрудничество в атомной сфере это не только атомные электростанции, это, прежде всего, урановое сырье. Здесь сотрудничество идёт активно и успешно, существует много совместных предприятий, которыми в 2013 г. добыто 4 545 тонн урана. А к 2017 году, по информации Росатома, планируется выйти на показатель 6000 тонн в год. В мае 2014 г. стороны подписали "дорожную карту" по урегулированию вопросов недропользования на месторождениях "Харасан-1", "Акдала" и "Южный Инкай" в Казахстане. В документе определён перечень конкретных мероприятий, способствующих дальнейшему развитию перспективных урановых месторождений на территории Казахстана в рамках совместных российско-казахстанских предприятий. В рамках российско-казахстанского сотрудничества в области мирного использования атомной энергии на паритетных началах создано совместное предприятие по обогащению урана – ЗАО «Центр по обогащению урана».
А вот что касается атомной энергетики, атомных станций, то здесь вопрос все же в другом. Не нужно из них делать какого-то фетиша и символа. Все же потребителю нужна электроэнергия как таковая. Вы знаете, что сейчас по России практически все инвестпрограммы отложены, либо закрыты. Потому что те оценки роста потребности в электроэнергии, которые были сделаны 7-10 лет назад, оказались сильно завышенными. Экономика стоит, соответственно нет потребности в росте потребления электроэнергии. Поэтому и объем строительства резко снизился, главным образом, идет модернизация действующих – замена оборудования станций, линий электропередач, фарватерных подстанциях. Атомная станция – это крупный объект, т.к. даже при минимальной мощности нужно ставить два тысячных блока. Под такую нагрузку нужен потребитель. Если сейчас потребитель не просматривается, то проект отодвигается. Это объективные причины.
Что же касается строительства АЭС в Казахстане, то, как известно, впервые намерение построить АЭС (близ озера Балхаш, в центре республики) было обнародовано в Казахстане в 1998 г. Однако в обществе эти планы были восприняты крайне негативно, и работы по разработке проекта были фактически свёрнуты. В ноябре 2006 г. правительство приняло постановление о подготовке строительства АЭС в Мангистауской области, в 10 км от Актау на базе бывшего атомного энергокомбината (МАЭК), работавшего на быстрых нейтронах. Сейчас это производство ликвидировано, топливо утилизируется, а сам комбинат передан в состав "Казатомпрома". При этом было решено строить АЭС на базе реакторов средней мощности российского и европейского производства. Разработку ТЭО и обоснования инвестиций проекта АЭС российские специалисты обещали завершить в 2009 году. Однако в феврале 2009 года правительство республики приостановило проект до урегулирования с Россией вопросов передачи интеллектуальной собственности. И только 29 мая 2014 г. был подписан меморандум о взаимопонимании по сотрудничеству в сооружении АЭС на территории Казахстана. А 15 октября 2015 г. Президент РФ В.В. Путин, по итогам переговоров с Президентом Казахстана Н. А. Назарбаевым, отметил, что Россия и Казахстан разрабатывают программу общего рынка электроэнергии и готовятся к возведению в Казахстане первой АЭС. Так что и этот вопрос не закрыт.
— В чем преимущество единого рынка электроэнергетики для ЕАЭС?
— Во-первых, конкуренция между производителями. Это преимущество для потребителя, так как с ростом конкуренции потребитель должен получить более дешевую электроэнергию.
Во-вторых, это надежность. Любые дополнительные связки между энергосистемами позволяют повысить эконмическую эффективность, потому что можно отказываться от части резервных мощностей, которые практически простаивают в горячем резерве только на случай аварии. К тому же это чисто физическая дополнительная надежность, поскольку появляются новые поставщики, производители и соответственно новые возможности построения конфигурации электросетевого хозяйства.
Поэтому развитие рынков идёт даже в тех странах, в которых, казалось бы, уже давно всё развито. В странах с так называемыми рынками высокой степени развития, типа Европы, всё равно продолжается строительство каких-то вставок, модернизация линий, увеличение пропускной способности. Предела совершенства здесь нет.
— Не могу не задать вопрос о Вашей оценке развития ситуации на энергетическом рынке? Будет ли расти цена на нефть?
— Если вспомнить кризис 1970-х гг., то тогда цена нефти в течение года поднялась с 3 до 12 долларов за баррель. И это был серьёзный рост, крупнейший энергетический кризис. Экономика к таким ценам была не готова. Как ответная реакция – начались программы энергосбережения, государственное регулирование и т.д. Благодаря мерам, принятым на государственном и межгосударственном уровне, а также на уровне корпораций и бизнеса в целом эта проблема временно была разрешена.
Основными среди принятых в то время мер были:
— координация энергетической политики, в том числе в рамках специально созданного для этих целей Международного энергетического агентства (МЭА);
— активная энергосберегающая политика в странах-потребителях энергоресурсов;
— широкое вовлечение в энергобаланс собственных, альтернативных импортной нефти энергоресурсов;
— принятие в ряде стран государственных программ по поддержке исследований в области возобновляемых источников энергии, а также активизация использования национальных энергоресурсов.
В числе последних особо следует отметить развитие атомной энергетики, добычу нефти на Аляске и на шельфе Северного моря, использование возобновляемых энергоресурсов, а также государственную поддержку в ряде стран угольной промышленности.
Позже цены на нефть продолжали расти, достигнув 50, 80, 100 и даже 120 долларов за баррель. Причём, в отдельные периоды рост был достаточно резкий (например, с 37 долларов за баррель в 2000 г. до 102 долларов за баррель в 2008 г.) И ничего, потому что на уровне предкризисного 2008 года в мире сложились «равновесные цены на нефть». Вот те самые 100-110 долларов за баррель обеспечивали нефтяные компании доходами, которые позволяли вести геологоразведку, развивать и применять новые технологии и вести инвестиционный цикл с лагом на 10-15 лет. Всегда говорят, что в высоких ценах заинтересованы производители, страны-экспортеры. Но в этих высоких ценах, по большому счету, заинтересованы были и страны-потребители. Потому что в цене бензина от 40 до 60% – это налоги государства. В США – 40%, в Европе – 60%.
Поэтому когда говорят, что от нефтяных цен зависит бюджет России, это правда, также как в Европе и США. Другое дело, что у них, кроме нефтяной, есть и другие отрасли.
В этих ценах были заинтересованы все, кто разрабатывал новые источники энергии. Ведь всплеск солнечной, ветровой и других видов энергии, стал возможным только благодаря высоким ценам на нефть. Не будь этих высоких цен, никто бы этой нетрадиционной энергетикой не занимался.
Последнее. В этих ценах были заинтересованы и те, кто занимается энергоэффективностью, энергосбережением, повышением эффективности использования ресурсов. Потому что если энергия дешевая, какой смысл вкладывать большие деньги в то, чтобы повысить эффективность ее использования. Поэтому высокие цены так долго и держались, был баланс интересов.
Сейчас он нарушен. Вопрос то не в том, когда цены будут вновь высокими, а когда сложится новый баланс интересов. Пока говорить об этом рано. Потому что сейчас, а также еще несколько лет, будут эффективно работать те технологии и те инвестиции, которые были сделаны раньше. Ведь энергетика и нефтегазовый комплекс в целом очень инерционны. Большинство инвестиций были сделаны 10-15 лет назад и мы по-прежнему пользуемся произведённым продуктом. Те инвестиции, которые вкладываются сейчас в нефтяной и газовой сфере, отдачу дадут через 10-15 лет. А проект должен работать 25-30 лет, а то и больше. Поэтому процесс растянут.
Два основных фактора, которые объективно влияют на падение цен на нефть.
Первое. Снижение спроса в связи с замедлением развития мировой экономики и таких лидеров как Китай. То есть снижение спроса как такового.
Второе. Это не до конца использованный потенциал нетрадиционных источников – сланцевая нефть США, битуминозные песчаники Канады. В них вложены огромные деньги. Соответственно, американская система хеджирования рисков, предоставления кредитов позволяет продолжать добычу даже тогда, когда издержки производства выше цен. Поэтому они ещё будут продолжать добывать нефть в больших количествах. И хотя в последние месяцы пошла статистика о некотором падении добычи, но большие объемы будут еще существовать долго. Поэтому, скорее всего, до конца 2016 года цены на нефть при некоторых колебаниях, будут в пределах 50-55, может быть, 60 долларов за баррель. А рост возможен только к 2018-2019 году. Надо жить исходя из того, что так же, как и санкции, такой диапазон нефтяных цен надолго.
Интервью с руководителем направления глобальной энергетики, членом Совета директоров российского Института энергетической стратегии А.М. Мастепановым.
Начало здесь
— Вот еще один пример сотрудничества России и Казахстана в нефтегазовой сфере – это недавно достигнутое соглашение о совместной разработке месторождений структуры Центральная. Можно ли говорить о том, что проблематика каспийской темы получает развитие? В 2016 году в Казахстане соберется следующий саммит прикаспийских государств и, по некоторым прогнозам, будет решена главная проблема Каспия – разграничение акватории и шельфа Каспия.
— Ну, делимитация зависит от всех пяти прикаспийских государств, над этим работают дипломаты всех этих стран. Работают успешно, хотя не менее успешно им вставляют и палки в колеса, прежде всего, сторонники открытой свободной торговли по всему миру. Эти сторонники не признают внутренних вод, причём это не только по отношению к России. Вот сейчас, когда с глобальным потеплением климата открывается для судоходства Северный Морской путь и Северо-западный проход, требования одинаковы, что к Канаде, что к России. Заявляется, что эти трассы международные, свободные, и Россия с Канадой должны потесниться, несмотря на то, что эти две трассы проходят по большей части по внутренним водам этих государств. Та же ситуация и по Каспию. Причём, здесь США активно поддерживает и Евросоюз.
ЕС заинтересован в Транскаспийском трубопроводе, в доступе на рынки прикаспийских государств — и на ресурсный, и на потребительский.
Что касается Северной части Каспийского моря, то здесь есть несколько очень хороших нефтегазоносных структур. В 2008 г., по итогам бурения, ООО «ЦентрКаспнефтегаз» (совместное предприятие ОАО «Газпром» и ОАО «ПК «Лукойл») на структуре Центральная открыто месторождение, получившее название «Центральное», с суммарными извлекаемыми ресурсами 101,4 млн. т нефти, 7,5 млн. т конденсата и 162,1 млрд. куб. м свободного и растворённого газа. Структура «Центральная» расположена в пределах российского сектора Каспийского моря в 180 км восточнее Махачкалы, однако её разработка по условиям Соглашения о разграничении дна северной части Каспийского моря от 6 июля 1998 года должна вестись при участии казахских партнёров. Подписанный лидерами двух стран документ (протокол о внесении изменений в соглашение, который готовился с середины прошлого года) решает вопрос о проведении дополнительной геологоразведки «Центрального» до заключения с Казахстаном соглашения о разделе продукции.
— То есть это демонстрация высокой степени доверия и сотрудничества между Россией и Казахстаном? Раз найден такой компромисс, вместо того, чтобы делить месторождение – было решено его разрабатывать совместно.
— Это и признак той реальной интеграции, которая происходит в рамках ЕАЭС. Это успешный, хороший пример. Как известно, лицензия на геологоразведку структуры «Центральная» в пределах российского сектора акватории Каспийского моря принадлежала компании «ЦентрКаспнефтегаз», но лицензия на геологоразведку истекла, а получить лицензию на добычу эта компания не смогла из-за требований российского законодательства, по которому разрабатывать шельф могут только компании с государственным участием свыше 50%.
В 2013 году ЛУКОЙЛ и Газпром совместно с казахстанским «КазМунайГазом» создали ООО «Нефтегазовая компания Центральная» для разработки месторождения. Вот эта компания, по всей видимости, и займётся доразведкой и разработкой месторождения.
Поэтому я уверен, что этот проект в самое ближайшее время заиграет, и о нем услышим еще не один раз только самое хорошее.
— С нефтегазовой сферой понятно, здесь сотрудничество между Россией и Казахстаном развивается достаточно активно. В прошлом году, во время визита министра иностранных дел России С. Лаврова было подписано соглашение о том, что Россия будет строить в Казахстане атомную станцию. Однако со временем эта тема практически ушла из информационного пространства.
— Сотрудничество в атомной сфере это не только атомные электростанции, это, прежде всего, урановое сырье. Здесь сотрудничество идёт активно и успешно, существует много совместных предприятий, которыми в 2013 г. добыто 4 545 тонн урана. А к 2017 году, по информации Росатома, планируется выйти на показатель 6000 тонн в год. В мае 2014 г. стороны подписали "дорожную карту" по урегулированию вопросов недропользования на месторождениях "Харасан-1", "Акдала" и "Южный Инкай" в Казахстане. В документе определён перечень конкретных мероприятий, способствующих дальнейшему развитию перспективных урановых месторождений на территории Казахстана в рамках совместных российско-казахстанских предприятий. В рамках российско-казахстанского сотрудничества в области мирного использования атомной энергии на паритетных началах создано совместное предприятие по обогащению урана – ЗАО «Центр по обогащению урана».
А вот что касается атомной энергетики, атомных станций, то здесь вопрос все же в другом. Не нужно из них делать какого-то фетиша и символа. Все же потребителю нужна электроэнергия как таковая. Вы знаете, что сейчас по России практически все инвестпрограммы отложены, либо закрыты. Потому что те оценки роста потребности в электроэнергии, которые были сделаны 7-10 лет назад, оказались сильно завышенными. Экономика стоит, соответственно нет потребности в росте потребления электроэнергии. Поэтому и объем строительства резко снизился, главным образом, идет модернизация действующих – замена оборудования станций, линий электропередач, фарватерных подстанциях. Атомная станция – это крупный объект, т.к. даже при минимальной мощности нужно ставить два тысячных блока. Под такую нагрузку нужен потребитель. Если сейчас потребитель не просматривается, то проект отодвигается. Это объективные причины.
Что же касается строительства АЭС в Казахстане, то, как известно, впервые намерение построить АЭС (близ озера Балхаш, в центре республики) было обнародовано в Казахстане в 1998 г. Однако в обществе эти планы были восприняты крайне негативно, и работы по разработке проекта были фактически свёрнуты. В ноябре 2006 г. правительство приняло постановление о подготовке строительства АЭС в Мангистауской области, в 10 км от Актау на базе бывшего атомного энергокомбината (МАЭК), работавшего на быстрых нейтронах. Сейчас это производство ликвидировано, топливо утилизируется, а сам комбинат передан в состав "Казатомпрома". При этом было решено строить АЭС на базе реакторов средней мощности российского и европейского производства. Разработку ТЭО и обоснования инвестиций проекта АЭС российские специалисты обещали завершить в 2009 году. Однако в феврале 2009 года правительство республики приостановило проект до урегулирования с Россией вопросов передачи интеллектуальной собственности. И только 29 мая 2014 г. был подписан меморандум о взаимопонимании по сотрудничеству в сооружении АЭС на территории Казахстана. А 15 октября 2015 г. Президент РФ В.В. Путин, по итогам переговоров с Президентом Казахстана Н. А. Назарбаевым, отметил, что Россия и Казахстан разрабатывают программу общего рынка электроэнергии и готовятся к возведению в Казахстане первой АЭС. Так что и этот вопрос не закрыт.
— В чем преимущество единого рынка электроэнергетики для ЕАЭС?
— Во-первых, конкуренция между производителями. Это преимущество для потребителя, так как с ростом конкуренции потребитель должен получить более дешевую электроэнергию.
Во-вторых, это надежность. Любые дополнительные связки между энергосистемами позволяют повысить эконмическую эффективность, потому что можно отказываться от части резервных мощностей, которые практически простаивают в горячем резерве только на случай аварии. К тому же это чисто физическая дополнительная надежность, поскольку появляются новые поставщики, производители и соответственно новые возможности построения конфигурации электросетевого хозяйства.
Поэтому развитие рынков идёт даже в тех странах, в которых, казалось бы, уже давно всё развито. В странах с так называемыми рынками высокой степени развития, типа Европы, всё равно продолжается строительство каких-то вставок, модернизация линий, увеличение пропускной способности. Предела совершенства здесь нет.
— Не могу не задать вопрос о Вашей оценке развития ситуации на энергетическом рынке? Будет ли расти цена на нефть?
— Если вспомнить кризис 1970-х гг., то тогда цена нефти в течение года поднялась с 3 до 12 долларов за баррель. И это был серьёзный рост, крупнейший энергетический кризис. Экономика к таким ценам была не готова. Как ответная реакция – начались программы энергосбережения, государственное регулирование и т.д. Благодаря мерам, принятым на государственном и межгосударственном уровне, а также на уровне корпораций и бизнеса в целом эта проблема временно была разрешена.
Основными среди принятых в то время мер были:
— координация энергетической политики, в том числе в рамках специально созданного для этих целей Международного энергетического агентства (МЭА);
— активная энергосберегающая политика в странах-потребителях энергоресурсов;
— широкое вовлечение в энергобаланс собственных, альтернативных импортной нефти энергоресурсов;
— принятие в ряде стран государственных программ по поддержке исследований в области возобновляемых источников энергии, а также активизация использования национальных энергоресурсов.
В числе последних особо следует отметить развитие атомной энергетики, добычу нефти на Аляске и на шельфе Северного моря, использование возобновляемых энергоресурсов, а также государственную поддержку в ряде стран угольной промышленности.
Позже цены на нефть продолжали расти, достигнув 50, 80, 100 и даже 120 долларов за баррель. Причём, в отдельные периоды рост был достаточно резкий (например, с 37 долларов за баррель в 2000 г. до 102 долларов за баррель в 2008 г.) И ничего, потому что на уровне предкризисного 2008 года в мире сложились «равновесные цены на нефть». Вот те самые 100-110 долларов за баррель обеспечивали нефтяные компании доходами, которые позволяли вести геологоразведку, развивать и применять новые технологии и вести инвестиционный цикл с лагом на 10-15 лет. Всегда говорят, что в высоких ценах заинтересованы производители, страны-экспортеры. Но в этих высоких ценах, по большому счету, заинтересованы были и страны-потребители. Потому что в цене бензина от 40 до 60% – это налоги государства. В США – 40%, в Европе – 60%.
Поэтому когда говорят, что от нефтяных цен зависит бюджет России, это правда, также как в Европе и США. Другое дело, что у них, кроме нефтяной, есть и другие отрасли.
В этих ценах были заинтересованы все, кто разрабатывал новые источники энергии. Ведь всплеск солнечной, ветровой и других видов энергии, стал возможным только благодаря высоким ценам на нефть. Не будь этих высоких цен, никто бы этой нетрадиционной энергетикой не занимался.
Последнее. В этих ценах были заинтересованы и те, кто занимается энергоэффективностью, энергосбережением, повышением эффективности использования ресурсов. Потому что если энергия дешевая, какой смысл вкладывать большие деньги в то, чтобы повысить эффективность ее использования. Поэтому высокие цены так долго и держались, был баланс интересов.
Сейчас он нарушен. Вопрос то не в том, когда цены будут вновь высокими, а когда сложится новый баланс интересов. Пока говорить об этом рано. Потому что сейчас, а также еще несколько лет, будут эффективно работать те технологии и те инвестиции, которые были сделаны раньше. Ведь энергетика и нефтегазовый комплекс в целом очень инерционны. Большинство инвестиций были сделаны 10-15 лет назад и мы по-прежнему пользуемся произведённым продуктом. Те инвестиции, которые вкладываются сейчас в нефтяной и газовой сфере, отдачу дадут через 10-15 лет. А проект должен работать 25-30 лет, а то и больше. Поэтому процесс растянут.
Два основных фактора, которые объективно влияют на падение цен на н