Главная > Актуальные комментарии > Актуальные сюжеты > Интервью с заместителем директора Института проблем нефти и газа РАН Алексеем Михайловичем Мастепановым

Интервью с заместителем директора Института проблем нефти и газа РАН Алексеем Михайловичем Мастепановым

Сегодня мы публикуем интервью с одним из авторитетнейших специалистов по газовой тематике. А. Мастепанов долгое время работал в качестве советника заместителя председателя правления ОАО «Газпром», где в том числе непосредственно занимался проблемой развития Восточносибирских газовых месторождений. Сегодня это один из важнейших сюжетов развития нашей газовой промышленности. О востоке и не только - в беседе с заместителем директора Института проблем нефти и газа РАН Алексеем Михайловичем Мастепановым

Алексей Михайлович, добрый день. В последнее время довольно распространен следующий прогноз развития мирового рынка газа: США благодаря сланцевой революции начнут масштабный экспорт СПГ, вытесняя Россию из Европы и не давая ей возможности полноценно выйти на рынок Азии. Как Вы оцениваете подобные перспективы? Насколько такие прогнозы адекватны?

 

 

Да, действительно, подобные прогнозы, как говорится, «имеют место быть». Подобным образом прогнозируют развитие ситуации и Международное энергетическое агентство (МЭА – International Energy Agency – IEA), по оценкам которого рентабельность подобных поставок американского сжиженного сланцевого газа на рынки стран Северо-восточной Азии может быть достаточно высокой, и Управление энергетической информации США (U.S. Energy Information Administration – EIA).

 

Так, последнее в своём обзоре AEO2012 предполагает, что с 2020 г. экспорт СПГ может составить до 20 млрд. куб. м. В определённой мере соглашаются с такими прогнозами и аналитики Сбербанка России («На наш взгляд, перспективы для экспорта газа у США есть» – Природный газ: краткий обзор мировой отрасли и анализ сланцевого бума. Центр макроэкономических исследований Сбербанка России. Май 2012).

 

Но вот на чём строятся подобные прогнозы?

 

Как известно, прежде чем прогнозировать экспорт чего-либо, надо убедиться, что этот товар у вас есть. В данном случае – надо быть уверенным, что существует соответствующая ресурсная база, то есть необходимый объём природных ресурсов и запасов сланцевого газа. Но первое, что бросается в глаза, это то, что в США, где геологическая изученность сланцевых залежей наиболее высока, данные о технически извлекаемых ресурсах сланцевого газа достаточно условны и варьируют в широком диапазоне. Так, динамика неподтверждённых (возможных, вероятных) технически извлекаемых (Unproved technically recoverable resource) ресурсов сланцевого газа в США, согласно официальным данным Annual Energy Outlook, такова (трлн. куб. футов):

 

AEO 2006 (по данным
на 1/1/2004)
AEO 2007 (на 1/1/2005) AEO 2008 (на 1/1/2006) AEO 2009 (на 1/1/2007) AEO 2010 (на 1/1/2008) AEO 2011 (на 1/1/2009) AEO 2012 (на 1/1/2010)
83 126 125 267 347 827 482

 

Что же касается доказанных запасов сланцевого газа, то в целом они не превышают сегодня 13% от общих доказанных запасов газа США или 0,93 трлн. м3.

 

Естественно, что прогнозы добычи сланцевого газа, построенные на подобной основе, достаточно ненадёжны и показывают скорее направление (тренд) развития, чем его количественные характеристики. Тем не менее, факт остаётся фактом: сланцевый газ в США – не миф, а реальность.

 

Но объём добычи сланцевого газа в США будет, прежде всего, зависеть от цен на газ на американском рынке. Ведь стоимость добычи сланцевого газа достаточно велика. Так, согласно исследованиям Массачусетского технологического института (США), цена безубыточности его добычи для 80% самых продуктивных скважин (то есть всех скважин, за исключением 20% самых низкодебитных), колеблется в диапазоне от 222,8 долл./тыс. куб. м до 601,8 долл./тыс. куб. м, а средняя составляет 403 долл./тыс. куб. м.

 

Таким образом, производственные издержки при добыче сланцевого газа, как и других видов нетрадиционного газа, в настоящее время в целом значительно выше, чем при добыче традиционного. В этом отношении нетрадиционные углеводороды, проигрывая в стоимости добычи, выигрывают в том, что они разрабатываются рядом с районами потребления при минимальных затратах на транспортировку. Собственно говоря, именно отсутствие подобных затрат и делает нетрадиционные ресурсы в настоящее время, при существующих технологиях, конкурентоспособными.

 

Отсюда и наша оценка основной роли нетрадиционного газа в ближайшие 10-15 лет – оставаться местным (региональным) видом топлива, развивая, укрепляя или формируя соответствующие газовые рынки, хотя в небольших объёмах импорт сжиженного сланцевого газа из США и/или Канады в страны СВА может иметь место.

 

Гораздо реальнее косвенное воздействие сланцевого газа на газовые рынки Европы и Азии: и через экспорт высвободившихся в США ресурсов угля; и путём организация поставок в виде СПГ невостребованного из-за «сланцевой революции» рынком США природного газа с месторождений Аляски и Канады; и большим психологическим давлением, оказываемым на газовые рынки Азии и Европы низкими ценами на внутреннем рынке США, установившимися с 2008 г. из-за избытка сланцевого газа.

 

 

Некоторые эксперты даже уверяют, что скоро любая стана сможет быть независимой от импорта углеводородов, так как технологии добычи - прежде всего нетрадиционных ресурсов - будут распространяться по всему миру, при этом совершенствуясь и дешевя. Скажем, много шуму в российских СМИ наделали первые успехи в добыче газа из метаногидратов в Японии. Как бы Вы оценили эти перспективы?

 

 

Рассуждая на эту тему, надо понимать, что для потребителя важна конечная стоимость энергии, то есть та цена, по которой он покупает тот или иной энергоресурс. В этом отношении нетрадиционные углеводороды, как я уже сказал, проигрывая в стоимости добычи, выигрывают в том, что они разрабатываются рядом с районами потребления при минимальных затратах на транспортировку. Но в этом – и основное ограничение развития индустрии нетрадиционного газа в современных условиях, которое обеспечивает такому газу роль фактора регионализации газовых рынков. Конечно же, развитие добычи нетрадиционного газа в Китае, Польше и других странах, обладающих его значительными ресурсами, сужает перспективную нишу для экспорта российского газа на ключевые для неё рынки сбыта – Европы и Северо-Восточной Азии. Особенное беспокойство вызывает ситуация, которая может сложиться в ближайшие 10-15 лет в Китае, экспорт газа в который остаётся одним из элементов реализации Восточной газовой программы России.

 

В этом ряду и возможный прогресс в разработке месторождений газогидратов, начало промышленной добычи которых, с учётом распространения газогидратов на Земле, по своему эффекту значительно превзойдёт «сланцевою революцию». Действительно, в начале этого года японская государственная компания JOGMEC публично объявила о начале реализации проекта пробной эксплуатации подводного газогидратного месторождения в районе Нанкайского прогиба и получении из него товарного природного газа. Полномасштабное освоение месторождения планируется начать в 2018-2019 году после разработки пригодной для промышленного использования технологии.

 

Аналогичные проекты реализуются или готовятся к реализации и в других странах – Канаде, Республике Корея, Норвегии, России, США... Соответственно, активизировался поиск инженерных решений проблемы добычи углеводородов из газовых гидратов и разработки технологий извлечения метана из газогидратов. Сложность и необычность этих работ в том, что газовый гидрат – твёрдый материал, самопроизвольно газифицирующийся при снижении давления или повышения температуры. Отсюда и разные методы газификации гидратов – путём снижения давления, путём нагревания, микроволнового воздействия и др. (всего, к настоящему времени запатентовано порядка десяти способов добычи углеводородов из газовых гидратов). В частности, ещё в 2001 г. Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН (авторы Мельгунов М.С.; Фенелонов В.Б. и Пармон В.Н.) запатентовал оригинальный способ добычи и первичной переработки природного газа из твёрдых газовый гидратов. Суть изобретения состоит в проведении в зоне разложения газовых гидратов экзотермической каталитической реакции глубокого (до CO2 и воды), полного или частичного (до синтез-газа) окисления природного газа, окислительной димеризации метана, паровой конверсии, или любой другой подобной реакции.

 

Разработка экономически эффективных промышленных технологий разработки газогидратов действительно может изменить весь ландшафт мировой энергетики. Правда, наступит это не завтра, а ближе к середине столетия.

 

В целом же в конкурентном глобализирующемся мире в ближайшие годы и десятилетия будет происходить своеобразное соревнование технологий. И от того, какие из них быстрее выйдут на рынок – новые технологии производства новых энергоресурсов (такие, как разработка сланцевой нефти и газогидратов, использование энергии приливов и отливов, температурного градиента океана, термоядерный синтез и др.), или технологии, обеспечивающие эффективный транспорт традиционных энергоресурсов на большие расстояния (природного газа в гидратном состоянии, электроэнергии по криогенному кабелю и др.), будет зависеть мировой энергетический ландшафт середины XXI века. И, конечно же, судьба основных экспортёров энергоресурсов, в том числе и России.

 

 

Вообще проблема качества прогнозов развития газового рынка стоит весьма остро. Скажем, все прогнозисты проспали ту же сланцевую революцию, но все равно не стесняются продолжать делать суждения о будущем - теперь уже противоположные тому, что они сами говорили еще десть лет назад. Или возьмем китайский рынок - совершенно разные прогнозы и по потреблению, и по импорту. Как вы считаете, в чем причины «нищеты прогнозистов»? И как в таких условиях принимать стратегические решения?

 

 

На мой взгляд, противоречивость прогнозов отнюдь не свидетельствует о недостаточной квалификации экспертов тех организаций, которые разрабатывают прогнозы. Скорее, это – отражение тех объективно противоречивых тенденций и процессов, которые происходят в настоящее время в мировой энергетической и мировой финансово-экономической и геополитической системах, их высокой неопределённости, и тех вызовов, которые бросает нам время.

 

Хотя и недостаточность качества некоторых прогнозов присутствует, и их определённая ангажированность. Поэтому к каждому прогнозу надо подходить индивидуально, зная и понимая, кто, когда, в каких условиях и для кого их делал.

 

В частности, высокая неопределённость динамики мирового экономического развития за пределами первых двух десятилетий связана со следующими моментами:

 

1. Понятно, что мировая экономика развивается циклично, что волны роста сменяются волнами спада. Имеются и весомые предпосылки того, что период 2010-2030 гг. станет, возможно, последней волной быстрого индустриального роста и, соответственно, роста энергопотребления, причём эта волна будет значительно слабее, чем волна 2000-х гг. Исчерпание этой волны роста может привести к стабилизации потребления природных ресурсов и индустриальной экономики в целом, при этом постиндустриальная экономика продолжит рост. Это означает, что в долгосрочной перспективе (за пределами 2040-2050 гг.) спрос на сырьё и традиционные энергоносители – основу современной специализации России в мире – будет расти всё медленнее, затем стагнировать, а затем и вовсе снижаться.

 

В принципе, понятно и то, что в ближайшее десятилетие развитые страны перейдут к формированию новой технологической базы экономических систем, основанной на использовании новейших достижений в области биотехнологий, информатики и нанотехнологий, что может существенно снизить их потребности в первичных энергоресурсах.

 

Но как количественно оценить и учесть эти предстоящие глобальные энергетические изменения в прогнозах?

 

2. Разрабатывая и принимая долгосрочные – до 2050 г. – документы (программы, стратегии и «дорожные карты»), надо учитывать всю совокупность факторов, определяющих будущее энергопотребление, а также то, что срок жизни крупных энергетических проектов измеряется, как правило, двумя-четырьмя десятилетиями. Примерно такой же отрезок времени занимает создание и апробирование новых энергетических технологий, новых поколений машин и оборудования. Именно это и позволяет более или менее точно прогнозировать развитие энергетики на период в 10-20-25 лет. Но за пределами 3-4-х десятилетий подобные ориентиры теряются.

 

3. Понятно, что в течение предстоящих 2-3-4 десятилетий неизбежно появление и принципиально новых, прорывных, революционных высокоэффективных технологий как производства новых энергоресурсов, так и их дальнего транспорта. Предпосылки их появления, в принципе, в той или иной степени уже просматриваются: и в области производства и в области эффективного транспорта традиционных энергоресурсов и энергии на большие расстояния. Причём, новые технологии развиваются циклично, по своим законам и закономерностям, понять которые нам пока не дано. Поэтому и спрогнозировать точные сроки и масштабы применения таких принципиально новых высокоэффективных технологий, на наш взгляд, невозможно.

 

Поэтому на лицах, которые наделены властью принимать стратегические решения, решения о крупных проектах, лежит огромная ответственность. А задачи долгосрочных (на 2-3 десятилетия вперёд) прогнозов в этих условиях – ориентировать лиц, принимающих решения, о возможных сценариях развития мировой и российской энергетики, но не налагать на них каких-либо преждевременных обязательств.

 

 

Вы – один из тех специалистов, с чьим именем связана идея развития Восточносибирских проектов и расширения экспорта на Восток. Считаете ли Вы, что в последнее время шансы на реализацию Восточной Программы существенно возросли? Что изменилось в восточной стратегии «Газпрома? Реалистичны ли сроки освоения Чаянды и Ковыкты?

 

 

Восточная газовая программа является одним из тех документов, которые разработаны или разрабатываются в интересах комплексного развития энергетики Российской Федерации, документом, определяющим стратегию развития газовой отрасли на Востоке страны на весь период до 2030 г.

 

Это не программа Газпрома, это программа государства, хотя Газпром ещё в 2003 г. назначен Правительством России координатором деятельности по её реализации. С тех пор он выполняет функции по обеспечению взаимодействия ОАО ««Газпром», других нефтегазовых компаний и местных органов власти по вопросам реализации основных проектов этой Программы. И надо признать, что реализация Восточной программы идёт достаточно успешно. За неполные пять лет, а принята она была в сентябре 2007 г., на Востоке страны выполнены и/или выполняются следующие проекты:

 

<!--[if !supportLists]-->· <!--[endif]-->проект газоснабжения Камчатки. Его первая очередь – газопровод от посёлка Соболево до г. Петропавловск-Камчатский (ТЭЦ-2) и обустройство Кшукского ГКМ – введена в эксплуатацию осенью 2010 года. В последующие годы завершено обустройству Кшукского и Нижне-Квакчикского газоконденсатных месторождений, строительство двух межпоселковых газопроводов и начата подача газа на ТЭЦ-1 и три котельных Петропавловска. Сейчас продолжается строительство ещё трёх межпоселковых газопроводов и газопровода–отвода к г. Елизово. Поставки камчатского газа потребителям края снизили зависимость региона от привозных видов топлива и гарантируют ему энергетическую безопасность на долгие годы;

 

<!--[if !supportLists]-->· <!--[endif]-->построен и сдан в эксплуатацию первый пусковой комплекс производительностью 6 млрд. куб. м газа в год газотранспортной системы «Сахалин–Хабаровск–Владивосток». Его реализация позволила обеспечить газом Хабаровский и Приморский края;

 

<!--[if !supportLists]-->· <!--[endif]-->формируется сахалинский центр газодобычи. В 2009 году завершена вторая фаза проекта «Сахалин-2», начал работу первый в России завод по производству СПГ. Сейчас Газпром приступил к работам на объектах проекта «Сахалин-3» – ведёт поисково-разведочное бурение, сейсморазведочные работы 3Д и геохимические работы с отбором донных проб на Киринском, Восточно-Одоптинском и Аяшском блоках. В 2010 году на Киринском блоке открыто новое крупное газоконденсатное месторождение – Южно-Киринское (С12=564 млрд. куб. м), а в октябре 2011 года – ещё одно – Мынгинское в пределах Киринского перспективного участка недр проекта «Сахалин-3». Кроме того, в 2011 году завершены геологоразведочные работы на Киринском месторождении. Сейчас оно полностью подготовлено к разработке. Начало добычи – впервые в России с использованием подводных добычных комплексов – ожидается в текущем году (первоначально планировалась во втором квартале 2012 года). Одновременно ведутся работы по газификации Сахалинской области;

 

<!--[if !supportLists]-->· <!--[endif]-->начато формирование Якутского центра газодобычи. 30 октября 2012 г. Правление Газпрома приняло окончательное инвестиционное решение по проекту обустройства Чаяндинского месторождения, строительства магистрального газопровода «Якутия — Хабаровск — Владивосток», а также объектов переработки газа в г. Белогорске. Ввод в опытно-промышленную разработку нефтяной оторочки планируется в 2014 году, газовой залежи — в 2017 году. С учётом привлечённых сил и средств – это вполне реалистичные сроки. При полном развитии на месторождении будет добываться до 25 млрд. куб. м газа и не менее 1,5 млн. тонн нефти в год.

 

Дополнительный импульс реализации Восточной программы дала стратегия наращивания присутствия Газпрома на рынке сжиженного природного газа. В феврале этого года правление Газпрома одобрило Обоснование инвестиций в проект строительства завода по производству сжиженного природного газа в районе Владивостока (бухта Перевозная), состоящего из трёх технологических линий мощностью 5 млн. тонн СПГ в год каждая. Планируется, что первая линия будет введена в 2018 году.

 

Следующим шагом станет полномасштабная разработка Ковыктинского месторождения в Иркутской области и строительство газопровода между Иркутским и Якутским центрами газодобычи протяжённостью порядка 800 км. Будет создана общая для двух центров система доставки газа на тихоокеанское побережье России, названная «Сила Сибири». Именно с учётом этого соединения производительность газопровода «Якутия-Хабаровск-Владивосток» и составит 61 млрд. куб. м газа в год.

 

 

Часто говорится, что «Газпром» не сможет договориться по цене с Китаем и другими покупателями в регионе северо-восточной Азии. В качестве аргументов указывается на высокую себестоимость газа на устье скважины в Якутии и очень дорогую транспортировку. Что вы можете сказать о конкурентоспособности российского газа на азиатских рынках, где ему придется соперничать с австралийским, восточно-африканским, катарским и, возможно, даже американским СПГ?

 

 

Говорится много чего. А что на заборах пишется... На самом деле, по ценам на российский газ пока нет договорённости только с Китаем (другие страны и экономики – Япония, Р. Корея, Тайвань) берут российский газ (СПГ) по мировым ценам. А Китай долгое время настаивал, чтобы цены на импортный газ были конкурентными с местным углем. Естественно, при таком подходе переговоры пробуксовывали. Но время шло, Китай, как говорится, «почувствовал вкус газа», убедился, что газ дешёвым не бывает, да и экологические проблемы решать надо. И уже в мае 2011 г. импортировал газ не только по 170-180 долл./тыс. куб. м из Австралии, но и по 304 долл./тыс. куб. м из Туркменистана, по 524-565 долл./тыс. куб. м из Йемена и Катара, и даже по 586 долл./тыс. куб. м из Тринидада и Тобаго.

 

Что же касается российского природного газа и его конкурентоспособности на рынках Северо-восточной Азии, то я бы ответил так. Будущее российской газовой отрасли, конкурентоспособность её продукции на мировом рынке во многом будут зависеть от того, насколько отечественной науке и российским компаниям удастся продвинуться в решении таких задач, как создание принципиально новых технологий дальнего транспорта природного газа, а также технологий, обеспечивающих значительное снижение издержек производства традиционного газа по всей «цепочке» – добыча, подготовка, транспорт и распределение газа.

 

И «сланцевая революция» должна стать для газовой отрасли России, прежде всего стимулом для такого снижения. Без дешёвого газа – источника энергии и сырья для газохимии – Россия потеряет свои конкурентные преимущества, и никакие заклинания о «необходимости инноваций» нас не спасут. Это должны понимать и топ-менеджеры отраслевых структур, это должно понимать и государство, обеспечивая соответствующим компаниям благоприятный инвестиционный климат и возможность эффективного развития.

 

 

Некоторые эксперты считают, что России на востоке нужно сделать ставку на газопровод в Китай и проект «Владивосток СПГ». А вот газопроводы в Японию и Южную Корею оцениваются как проблематичные и даже нецелесообразные. Согласны ли Вы с такой оценкой? Возможно ли сегодня реализовать проект газопровода через Северную Корею, о котором Вы много писали и говорили, если учесть последние политические новости с корейского полуострова?

 

 

Проект «Владивосток СПГ» действительно должен быть приоритетным. Не меньший приоритет надо отдать и проекту поставок трубопроводного газа в Китай в силу его масштабов, несмотря на все трудности переговоров. Что же касается проекта строительства газопровода на Корейский полуостров, то повторю: проект поставок газа по магистральному газопроводу через территорию северной части Корейского полуострова в Республику Корея является предпочтительным, поскольку позволит укрепить не только энергетическую, но и военно-политическую безопасность на Корейском полуострове. Кроме того, он значительно дешевле альтернативных способов поставок газа (СПГ и КПГ) и по капитальным, и по операционным затратам. Главный его минус – высокие политические риски, связанные с ситуацией на полуострове.

 

К сожалению, пока ситуация на полуострове развивается по негативному для этого проекта направлению. Рискну предположить, что силы, заинтересованные в сохранении напряжённости в этом районе, в ближайшее время будут превалировать (анализ их – тема отдельного разговора).

 

Что же касается проекта, связанного со строительством газопровода в Японию, то время его ещё не пришло, в массе своей сами японские потребители газа не готовы к такому варианту газоснабжения.

 

 

Вы один из авторов Энергетической стратегии по 2030 гола. Сейчас идет подготовка стратегии до 2050 года. Как Вы думаете, это документ способен стать реальным инструментом целеполагания для государства? Почему государство зачастую не слушает энергетических экспертов?

 

 

Прежде всего, к разработке Энергетической стратегии по 2030 гола я отношения не имел. Да, я был одним из основных разработчиков предыдущих версий подобных документов, но в разработке Энергетической стратегии на период по 2030 года не участвовал.

 

Чтобы ответить на вопрос, способна ли Энергетическая стратегия стать реальным инструментом целеполагания для государства, давайте кратко проанализируем историю её предыдущих версий.

 

Первая Энергетическая стратегия России (на период до 2010 года) была разработана Межведомственной комиссией в начале 1990-х гг. и одобрена постановлением Правительства РФ в октябре 1995 г. Однако выполнение этого документа, по сути, было сорвано, хотя многое из того, что задумывали и удалось сделать. Основная причина невыполнения Энергетической стратегии – отсутствие у государства более или менее внятной экономической политики, которая, в конечном счёте, определяет и основные параметры развития ТЭК.

 

Поэтому в 1998-1999 гг. министерства и ведомства России приступили к подготовке новой редакции Энергетической стратегии – теперь уже до 2020 года. Подготовленный проект Стратегии был заслушан в Госдуме РФ на парламентских слушаниях, рассмотрен Экспертным советом Правительства РФ, а затем Основные положения энергетической стратегии России были рассмотрены и одобрены на заседании Правительства РФ 23 ноября 2000 г. Она получила широкий резонанс и в деловых кругах, и в регионах, и у научной общественности.

 

Однако не прошло и полутора лет, а ряд принципиальных рекомендаций стратегии опять оказался не выполненным. Так, одобренные Правительством Основные положения исходили из необходимости усиления рентного характера налогообложения. Приоритет рентной составляющей при налогообложении деятельности, связанной с эксплуатацией недр, был также прямо обозначен в Бюджетном послании Президента Российской Федерации. Однако в том же 2001 г. с подачи Правительства Госдума приняла Закон о налоге на добычу полезных ископаемых, который базируется на принципиально ином, чем рентный, подходе к налогообложению. Кроме того, Стратегия предусматривала чёткий механизм мониторинга её выполнения. А из вышесказанного видно, что и без всякого мониторинга Стратегия не выполняется, причём в первую очередь, тем самым Правительством, которое её и приняло.

 

Потому вновь возникла необходимость уточнения Стратегии, что и было зафиксировано в протоколе заседания Правительства РФ от 6 декабря 2001 г. № 50. Уточнённую редакцию Энергетической стратегии на период до 2020 года намечалось рассмотреть на заседании Правительства РФ 14 марта 2002 г. В сжатые сроки уточнения были сделаны – они коснулись ожидаемых темпов роста экономики страны, параметров прогнозной потребности России в топливе и энергии, прогнозных параметров развития ТЭК и его отраслей. Были скорректированы задачи совершенствования ценовой и налоговой политики, появились новые рекомендации по совершенствованию ценообразования в электроэнергетике и газовой промышленности, увязанные с этапами реформирования этих отраслей.

 

Уточнённая редакция Энергетической стратегии в соответствии с действующим регламентом была согласована с заинтересованными министерствами и ведомствами и внесена Министерством энергетики 28 февраля 2002 г. в Правительство. Однако уже в первых числах марта документ был отозван для дальнейшей доработки, а в мае в Правительство вносится принципиально иной документ – не содержащий ни прогнозных параметров развития экономики, энергопотребления и ТЭК, ни конкретных (с этапами, цифрами) рекомендаций, ни каких бы то ни было обязательств государства – одним словом, пустой, декларативный материал. Но крайне удобный: что бы ни происходило в стране, всегда можно сказать, что такая «Стратегия» выполняется. Но на заседании Правительства РФ такая «Стратегия» была отклонена и фактически с осени 2002 г. началась работа над новым документом, который в мае 2003 г. был наконец-то одобрен на заседании Правительства, а 22 августа того же года утверждён распоряжением Правительства РФ № 1234-р.

 

А чтобы Основные положения не одобрять повторно (это могло бы вызвать ненужные вопросы), был сделан тактически грамотный шаг – решили документ в редакции 2003 г. назвать не «основными положениями», а просто «стратегией». Тогда выстраивается очень красивая логика: в 2000 г. были одобрены Основные положения Энергетической стратегии на период до 2020 года, а на их базе 28 августа 2003 г. распоряжением Правительства Российской Федерации № 1234-р одобрена собственно Энергетическая стратегия России.

 

В ходе реализации этого документа была подтверждена адекватность большинства её важнейших положений реальному процессу развития энергетического сектора страны даже в условиях резких изменений внешних и внутренних факторов, определяющих основные параметры функционирования топливно-энергетического комплекса России, при этом были задействованы все предусмотренные Стратегией механизмы государственной энергетической политики. Однако в соответствии с регламентом этого документа (необходимость внесения соответствующих изменений в Стратегию не реже одного раза в 5 лет) потребовалась разработка новой его редакции, теперь уже на период до 2030 г. (ЭС-2030).

 

Со времени принятия ЭС-2030 в ноябре 2009 г. прошло уже почти три с половиной года. На первый взгляд, срок небольшой, чтобы корректировать такой «долгоиграющий» документ, как стратегия, даже с учётом того, что в современных условиях действительно наблюдаются стремительные изменения ситуации как в мировой и российской энергетике, так и в экономике и политике в целом.

 

Однако, как отмечают сами разработчики Стратегии, основные идеи, заложенные в ЭС-2030, были сформированы ещё в докризисный период. Конечно, на финальном этапе доработки Стратегии они были адаптированы к посткризисным реалиям – в той степени, в какой это возможно было сделать в середине 2009 г., когда острая фаза кризиса ещё только завершилась. Кроме того, за прошедшие годы в мировой и российской энергетике сформировались принципиально новые вызовы и возможности, которые в принципе не могли быть учтены в ЭС-2030, и которые оказали настолько существенное воздействие на условия реализации государственной энергетической политики, что настоятельно требуют учёта на уровне важнейших стратегических документов.

 

Полностью соглашаясь с этим тезисом, тем не менее, хочется добавить следующее: а где гарантии того, что, учтя уже проявившиеся новые условия и вызовы, удастся на этот раз спрогнозировать появление новых?

 

Кроме того, как я уже сказал, отвечая на вопрос о качестве прогнозов, имеется и ряд фактор неопределённости динамики мирового экономического развития. Внешние факторы — и, прежде всего, мировые цены на нефть — в открытой российской экономике уже в настоящее время оказывают огромное влияние на все воспроизводственные процессы в энергетике страны. Со вступлением России в ВТО и по мере развёртывания процессов глобализации развитие энергетики в стране всё больше и больше будет определяться именно этими внешними (экзогенными) факторами. Поэтому прогнозирование или предвидение (в том или ином виде) развития энергетики России на период до 2035-2050 гг. – это, прежде всего, попытка понять (я бы даже сказал — философски осмыслить) процессы развития глобализации во всех её проявлениях, причины, процессы и последствия масштабного применения возобновляемых источников энергии и нетрадиционных источников углеводородов; появления в мировой экономике новых полюсов экономического роста и новых экономических гигантов; реиндустриализацию самой России и освоение её восточных районов.

 

Поэтому, на мой взгляд, речь должна идти не о ЭС-2050, а о системе документов, определяющих долгосрочную энергетическую политику государства и включающих:

 

1. Собственно Энергетическую стратегию на предстоящие 15-20 лет, то есть до 2035 г.;

 

2. Основные направления энергетической политики на предстоящие 25 лет, то есть до 2040 г.;

 

3. Документ — назовём условно его «Энергетическая перспектива до 2050 г.», который бы ориентировал руководство страны о возможных сценариях развития мировой и российской энергетики, но не налагал на него каких-либо преждевременных обязательств.

 

Причём, каждый из этих документов должен актуализироваться и корректироваться один раз в пять лет на основе постоянного (ежегодного) мониторинга их реализации и изменений, происходящих в России и во внешнем мире.

 

 

Вы много лет проработали в «Газпроме». Ваше мнение и как газпромовца, и как известного экономиста нужна ли реструктуризация компании? Целесообразно ли отделять генерацию от трубы и приватизировать добывающие активы?

 

 

Скажу прямо — для меня важнее содержание, а не форма. В данном случае – надёжность газоснабжения, уверенность потребителей.

 

Вот провели реформу – реструктуризацию РАО «ЕЭС России». Что приобрела от этого Россия? Где обещанные идеологами реформы инвестиции, эффективность, качество работы, снижение цен на электроэнергию путём создания конкуренции? Просто развалили уникальную единую энергосистему, нагрели на этом руки... И вместо одной естественной монополии РАО «ЕЭС России» имеем конгломерат не естественных монополий – частных и государственных компаний –, а ключевые заявленные цели реформы остались на бумаге. Теперь будем так же реформировать Газпром? Может быть, нам мало назревающей конкуренции на рынках СВА между СПГ газпромовских проектов и проектов, совместно разрабатываемых Роснефтью и ЭксонМобилом?

 

Безусловно, необходимо радикальное повышение эффективности работы Газпрома – выше я уже отмечал необходимость дешёвого газа для России. И государство, как основной собственник ОАО «Газпром», должно уделять гораздо больше внимания эффективности работы своей компании, обоснованности затратных характеристик её инвестиционных программ и проектов.

 

Но реформировать Газпром путём отделения добычи газа от его транспорта в условиях современной России — значить делать ещё одну стратегическую ошибку.

 


Аналитическая серия «ТЭК России»:

Рынок Азии: потенциал российского нефтегазового экспорта на восток
Государственное регулирование нефтегазового комплекса в 2016 году и перспективы 2017 года
«Газпром»: Голиаф сдаваться не намерен
Противоречия между основными игроками на газовом рынке в России продолжают накапливаться – депрессия на стороне спроса и наращивание предложения независимых производителей ограничивают добычу «Газпрома» и делают конкуренцию за платежеспособных потребителей острее, создавая почву для новых интриг вокруг конфигурации отрасли. На внешних рынках, напротив, складывается позитивная ситуация. Восточное направление также не остается без внимания.
Налоговая политика в отношении нефтегаза в период бюджетного дефицита
Отношения Минфина и отрасли в эпоху «нефти по 100» складывались на основе «ножниц Кудрина» - доходы свыше отметки в 60 долларов за баррель просто срезались в пользу федерального бюджета. Но это позволяло нефтяным компаниям сравнительно спокойно относиться к падению цен на нефть и даже получать выгоду, как бы парадоксально это не звучало. Ведь обвал нефтяных цен традиционно сопровождается падением курса рубля, что выгодно экспортерам. Однако радоваться ТЭКу не пришлось. Столкнушвись с бюджетным дефицитом, Минфин все равно обратил свои взоры на отрасль, придумав для нее новые налоговые изъятия. Министерство получило мощный аргумент в свою пользу: добыча нефти в 2016 показывает рекордный рост, и это позволяет ведомству заявлять, что финансовая ситуация не так и плоха, как о ней рассуждают нефтегазовые компании. В результате бюджетная трехлетка (2017-2019 гг.) может стать для отрасли проблемной, хотя нефтегаз, наоборот, рассчитывал на запуск новой налоговой системы на основе налогообложения прибыли.
Европейский рынок газа – жизнь в эпоху Третьего энергопакета

Все доклады за: 2016 , 15 , 14 , 13 , 12 , 11 , 10 , 09 , 08 , 07 гг.

Рейтинг@Mail.ru Rambler's Top100
О Фонде | Продукты | Услуги | Актуальные комментарии | Книги | Выступления | Клиенты | Цены | Карта cайта | Контакты
Консалтинговые услуги, оценка политических рисков в ТЭК, интересы политических и экономических элит в нефтегазовой отрасли.
Фонд национальной энергетической безопасности © 2007
  Новости ТЭК   Новости российской электроэнергетики