Перейти к основному содержанию

kursiv_in_telegram.JPG


13493 просмотра

АЭС в Казахстане: экономические "за" и "против"

Астана определилась со строительством АЭС

АЭС в Казахстане: экономические "за" и "против"

АЭС в Казахстане: экономические "за" и "против"

Решение о строительстве атомной электростанции в Казахстане будет принято до конца следующего года, сообщил этим летом директор Департамент развития атомных и энергетических проектов министерства энергетики республики Батыржан Каракозов. Астана уже определилась с двумя потенциальными точками дислокации этого проекта, но при этом проявляет осторожность в оценке его экономической целесообразности и выбора будущих партнеров по реализации данного объекта. Что, учитывая специфику этого вида альтернативной энергетики, является оптимальной линией поведения.

Заявление г-на Каракозова прозвучало в начале июля этого года, на сессии Международного агентства по атомной энергии (МАГАТЭ) "Потенциал ядерной энергетики для лучшего энергетического будущего". Именно стандартами и рекомендациями МАГАТЭ Казахстан руководствовался, когда определял две потенциальных точки дислокации гипотетической АЭС - на данный момент, по словам главы атомного департамента минэнерго, таковыми являются Курчатов, расположенный вблизи бывшего Семипалатинского ядерного полигона, и поселок Улкен, находящийся вблизи города Балхаш Карагандинской области.

Впрочем, вопрос размещения АЭС - важный, но не единственный аспект будущего функционирования станции, который надо решить "на берегу", до начала ее строительства. Как сторонники, так и противники реализации данного проекта на территории страны больше говорят об экологической составляющей - экологических рисках и экологической же выгоде атомной энергетики, связанных с АЭС. Противники апеллируют к печальному опыту Чернобыля и Фукусимы, сторонники напоминают, что атомная энергетика при правильном использовании своих объектов дает фактически нулевую эмиссию в окружающую среду.

И те, и другие по-своему правы, но, как правило, они упускают из виду еще и такую немаловажную составляющую данного проекта, как его экономическая целесообразность и мультипликативный эффект для всей экономики. Выражающийся не только в том, сколько киловатт-часов будущая АЭС способна дать стране сверх имеющегося энергобаланса, но и куда эту самую "добавку" сбывать, а самое главное - какие последствия появление этой "добавки" будут иметь для существующих в стране генерирующих мощностей. В первую очередь, для угольных, на которых в настоящее время и стоит, по большому счету, казахстанская электроэнергетика.

И летом этого года Батыржан Каракозов в своем выступлении в МАГАТЭ делал акцент именно на этом, забываемом многими спорщиками, вопросе:

"Учитывая, что это очень сложный, дорогостоящий проект, который будет осуществлен в течение длительного времени, к этому вопросу подходят очень осторожно, - сказал представитель министерства энергетики. - В том смысле, что изучаются разные аспекты и разрабатывается технико-экономическое обоснование, до конца 2018 года будет принято решение о строительстве АЭС. На сегодняшний день очень много вопросов по карбонатному содержанию выбросов генерирующих мощностей. Однозначно, с вводом АЭС будут уменьшаться генерирующие мощности на угольных станциях и замещение, конечно, будет альтернативная энергетика".

Однако тут следует учитывать, что генерация электроэнергии на угольных станциях страны сейчас составляет почти три четвертых общего объема выработки - более 73 % всей производимой в Казахстане электроэнергии. Вписывать в это существующее на данный момент положение вещей новую генерирующую мощность - дело достаточно тонкое, особенно если учесть, что прогнозируемый баланс производства и потребления электроэнергии на внутреннем и внешних рынках постоянно корректируется. Иными словами, до строительства атомной станции следует максимально точно просчитать, сколько и куда электроэнергии она сможет сбывать - и не возникнет ли при этом дисбаланса в первую очередь на внутреннем рынке. Когда какая-то угольная станция вынуждена будет закрыться, потому что ее экспортная часть уйдет под АЭС, а вот на региональные потребности, закрывавшиеся этой угольной генерацией, мощностей АЭС не хватит.

В этом случае правительство получит такую головную боль, которую не перевесит даже достижение поставленной целевой планки - к 2050 году довести долю альтернативных источников энергии до 50% в общей генерации за счет введения в строй атомного реактора. Отметим, что летом этого года назвать долю, которую займет ядерная энергия в энергобалансе страны, глава атомного департамента министерства энергетики назвать затруднился.

"Расчеты по точной структуре и цифрам будут представлены, долгосрочный прогноз будет разработан позже", — сказал он тогда. Речь идет о разработке прогнозного баланса электрической энергии и мощности с перспективой до 2030 года, в котором минэнерго будут учитываться детальные вопросы: в каком регионе сколько электроэнергии будет нужно с учетом изменений, вносимых в Государственную программу по индустриально-инновационному развитию и с учетом информации акиматов по возводимых социальным объектам. Только после этой работы внутренняя потребность республики будет наглядно видна всем и каждому - и то же министерство энергетики сможет четко сказать, куда и сколько пойдет электроэнергии с будущей АЭС.

Тут надо понимать, что речь должна идти если не о постоянном, то о долгосрочном гарантированном сбыте, поскольку электроэнергия - это не бензин и не сахар, которые можно складировать на нефтебазах и в хранилищах социально-предпринимательских корпораций. Это специфичный продукт практически мгновенного употребления, сразу после выработки. А АЭС - не тот тип станций, которые можно после введения в действие приостановить и заморозить "до лучших времен", поэтому экономическая составляющая данного проекта с вопросами - "сколько и куда сможет сбывать станция своей продукции гарантированно" - как минимум не менее важна, чем вопросы ее экологической и технической безопасности. Которые минэнерго обещает обеспечить, во-первых, жестким выбором подрядчиков по строительству станции.

Напомним, что в прошлом году министр энергетики Казахстана Канат Бозумбаев четко заявил, что если Казахстан будет строить АЭС, то выбор подрядчиков будет проводиться на основе международного тендера, опять же - с соблюдением всех правил и рекомендаций МАГАТЭ.

"Квалификация специалистов АО "Национальная компания "Казатомпром" достаточная, чтобы сделать выбор", - убежден глава казахстанского минэнерго. Просчет будущего рынка сбыта немаловажен еще и потому, что АЭС - это достаточно дорогая вещь, чтобы относиться к ее строительству как к приобретению "игрушки": мол, пусть будет в наличии, а там разберемся, как ее встраивать в народное хозяйство. Такой подход был допустим во времена СССР, в котором царила плановая экономика, в рыночной же экономике такие "игрушки" будут иметь плачевные последствия для их обладателей. Чтобы было понятно, о каком порядке цифр идет речь, можно привести оценку главного научного сотрудника Национального ядерного центра Казахстана Шайахмета Шиганакова, который считает, что (по приблизительным оценкам), на строительство АЭС в Казахстане потребуется более 5 миллиардов долларов.

В качестве отправной точки своих изысканий он привел пример Белоруссии, которая для строительства двух реакторных блоков взяла у России кредит в 9 миллиардов долларов и добавила сверху собственный миллиард - соответственно, для Казахстана строительство одного энергоблока выльется в как минимум 5 миллиардов долларов. Тут надо также учитывать, что стоимость строительства может варьироваться как в сторону уменьшения, так и увеличения в зависимости от выбора типа реактора, готовности подрядчиков оптимизировать те или иные процессы (или, наоборот, добавлять какие-то опции, связанные с обеспечением безопасности или повышением мощности энергоблока). Но общий порядок цифр на данный момент - те самые пять миллиардов долларов. Понятно, что вбухивать их в станцию без гарантированного рынка сбыта никто не будет, отсюда и скрупулезные, многолетние уже подсчеты со стороны минэнерго будущего проекта.

Тут надо учитывать также тот факт, что если АЭС в Казахстане будет построена, то она неизбежно станет источником "демпинга" на рынке электроэнергии: Белоруссия строит свои энергоблоки с расчетом на то, что стоимость электроэнергии на ее рынке после появления атомной станции снизится примерно на 15%. И это при том, что в Белоруссии только собираются приступать к разведке своих запасов природного урана, которые, по предположениям белорусских геологов, сосредоточены в Гомельской области, вблизи с границей с Украиной, а Казахстан является лидером поставок природного урана на мировом рынке. Иными словами, белорусы ожидают снижения стоимости электроэнергии за счет АЭС при том, что топливо для них в стране будет завозным как минимум в первые годы работы.

Казахстан же имеет разведанное и добываемое сырье - и в декабре прошлого года уже начал строить завод для его переработки в ТВС (тепловыделяющих сборок, топливных "таблеток" для АЭС). Напомним, что строительство завода по производству ТВС осуществляется в Восточно-Казахстанской области Национальной атомной компанией "Казатомпром" и Китайской Генеральной ядерно-энергетической корпорацией (CGNPC). Управление заводом будет осуществляться через совместное предприятие "Ульба-ТВС", учредителями которого являются АО "Ульбинский металлургический завод" (51%) (дочерняя компания АО "НАК "Казатомпром") и компания CGN-URC (49%) (дочерняя компания CGNPC). Технологию для производства ТВС предоставляет французская компания "АРЕВА", которая является мировым лидером в данном сегменте: соответствующий контракт подписан между AREVA NP и ТОО "Ульба-ТВС".

Соглашение включает лицензию на технологию по производству топлива, инженерную документацию, поставку основного производственного оборудования, обучение персонала - иными словами, учитывая собственное производства топлива, казахстанский потребитель может рассчитывать на снижение стоимости электроэнергии на внутреннем рынке еще большее, чем прогнозируют белорусы. Но это опять же палка о двух концах: как этот демпинг переживут угольные станции и - самое главное - некоторые объекты возобновляемой энергетики, стоимость киловатт-часа на которых сейчас не выдерживает конкуренции с угольной генерацией (70 тенге и 7 тенге за киловатт-час соответственно)? И это опять же один из аспектов, которые минэнерго должно просчитать, прежде чем дать "добро" на строительство АЭС.

Иными словами, до настоящего времени вопросов с точки зрения экономики проекта строительства атомной станции в Казахстане достаточно много - и далеко не на все из них есть четкие ответы. К примеру, сторонники строительства АЭС заверяют, что под экспорт ее есть быстрорастущая и энергодефицитная площадка Синьцзян-Уйгурского автономного района на западе Китая - но опять-таки, пока нет четких гарантий со стороны китайских партнеров по покупке объемов электроэнергии с АЭС, говорить об этом рынке как о гарантированном смысла нет. Очевидно, что такие переговоры могут начаться только тогда, когда будет определены контуры и мощности гипотетической станции, плюс продумана (и достроена или выстроена) логистическая схема поставок продукции из Казахстана в СУАР. Так что неторопливость казахстанского минэнерго в просчете всех аспектов возможного строительства АЭС в данном случае - вещь вполне объективная и даже полезная. У Казахстана уже был печальный опыт инноваций со строительством объекта по производству биоэтанола в Северо-Казахстанской области без учета специфики его доставки в Европу - просчеты с АЭС по сравнению с печальной судьбой "Биохима" будут иметь куда более серьезные последствия.


4069 просмотров

Низкие цены на комуслуги в Казахстане препятствуют производству природного газа

Как повысить цены, не рассердив население?

Фото: Oil and Gas Photographer

Правительство Казахстана озадачено сложным вопросом. С одной стороны, республике нужно обеспечить население недорогим голубым топливом, с другой – необходимо стимулировать производство природного газа, для чего надо повысить закупочную цену для добывающих компаний.

В Казахстане одни из самых низких цен на коммунальные услуги, в частности, на газоснабжение и электроэнергию – 3% от среднего семейного дохода. Это значительно меньше, чем в странах Европейского союза, где аналогичный показатель составляет 23%. В России, к примеру, на комуслуги тратят в среднем 5–8% семейного дохода, в Индии – 10–12%, в Азербайджане и Турции – от 8 до 10%. В перспективе низкие цены на газ могут привести к проблемам с инвестициями в производство газа. К такому мнению пришли эксперты исследовательской компании IHS Markit, подготовившие для Ассоциации «Kazenergy» Национальный энергетический доклад 2019 года.

Добыча: сегодня и в будущем

По данным IHS Markit, в 2018 году всего в Казахстане было добыто 55,5 млрд куб. м газа, из них 34%, или 19,1 млрд куб. м, ушло на обратную закачку, а 36,4 млрд куб. м – на продажу. Из коммерческих объемов 19,4 млрд куб. м были экспортированы, а 17 млрд куб. м – реализованы на внутреннем рынке.

Коммерческие объемы добычи на месторождении Кашаган в прошлом году составили 5,46 млрд куб. м, на Тенгизе – 9,2 млрд куб. м, на Карачаганаке – 10,3 млрд куб. м.

Эксперты прогнозируют, что к 2040 году валовая добыча газа в стране вырастет на 52%, до уровня 84,4 млрд куб. м в год. Но коммерческие объемы при этом увеличатся лишь на 3,6% – до уровня 38 млрд куб. м в год, что объясняется высокой потребностью в обратной закачке газа.

С 2018 по 2040 год 95% прироста добычи придется на Кашаган, 2% – на Тенгиз. А вклад месторождения Карачаганак в валовую добычу снизится на 1%. При этом коммерческие объемы добычи газа на месторождении не изменятся – около 9,5 млрд куб. м в год. На Тенгизе они будут находиться на уровне порядка 9,5 млрд куб. м в год до 2035 года, после чего снизятся до 8,5 млрд куб. м к 2040 году.

Еще одним потенциальным источником прироста добычи может стать реализация новых проектов на Каспии.

2_60.png

Газоснабжение, электроэнергия и переработка

По прогнозу IHS Markit, в период до 2040-х годов включительно спрос на газ на внутреннем рынке будет удовлетворяться как за счет казахстанских объемов, так и за счет импорта. В 2018 году в приграничные регионы Казахстана из России и Узбекистана было импортировано 7 млрд куб. м газа. В результате внутреннее потребление достигло 24 млрд куб. м.

По сведениям аналитиков, в балансе первичных энергоресурсов Казахстана доля газа составляет всего 21%. На нефть приходится 18% генерации электроэнергии. 59% спроса на энергоресурсы удовлетворяется за счет угля. 

В основном, газ потребляют на западе страны. На севере и востоке чаще всего используется уголь. На юге – как уголь, так и газ.

Половина поставляемого на внутренний рынок газа применяется для производства электроэнергии, 36% потребления занимает жилищно-коммерческий сектор, 14% – промышленность.

К 2040 году доля электроэнергетики в конечном потреблении газа останется на уровне около 50%, хотя объем потребления газа в электроэнергетике при этом вырастет примерно до 13,5 млрд куб. м в результате ввода в эксплуатацию новых генерирующих мощностей. Доля жилищно-коммерческого сектора в потреблении газа снизится с 1/3 до 1/4, а доля промышленности вырастет с 14 до 25%.

К 2030 году газоснабжением будут охвачены 1,6 тыс. населенных пунктов, или 56% населения республики. Сейчас доступ к природному газу имеют 10 областей и два города республиканского значения – Алматы и Шымкент, или 49,7% населения республики.

В 2015 году, с завершением строительства газопровода Бейнеу – Бозой – Шымкент (ББШ), все основные магистральные газопроводы Казахстана объединены в единую газотранспортную систему.

На сегодня АО «КазТрансГаз» (КТГ) управляет магистральными газопроводами общей протяженностью более 19 тыс. км и газораспределительными сетями протяженностью более 48 тыс. км.

Отдельно необходимо отметить потребность в газе будущих газоперерабатывающих заводов. Только газохимический комплекс в Атырауской области будет потреблять ежегодно 7 млрд куб. м газа. Сухой газ с Тенгизского месторождения будет подаваться в установку сепарации газа для получения этана и пропана, необходимых для производства олефинов.

На первом этапе, к концу 2021 года, построят завод по производству полипропилена мощностью 550 тыс. т в год. Второй этап предусматривает строительство завода по производству полиэтилена с двумя линиями мощностью по 625 тыс. т в год каждая. Также планируется строительство установки парового крекинга для производства этилена мощностью 1,25 млн т в год. Строительство завода начнется в 2021 году, а ввод в эксплуатацию намечен на 2025 год.

В стадии разработки проект газохимического комплекса по производству полиолефинов в Актюбинской области. По данным IHS Markit, в январе 2018 года китайская компания Tianjin Bohai Petrochemical подписала соглашение о сотрудничестве по проекту с акиматом Актюбинской области.

Согласно этому документу, к 2021 году планируется запуск установок по производству метанола мощностью 1,8 млн т в год, олефинов мощностью 300 тыс. т в год, а также еще двух установок мощностью по 300 тыс. т в год для производства полиэтилена и полипропилена. В качестве сырья могут быть использованы газоконденсатные жидкости, поступающие с газоперерабатывающего завода АО «СНПС-Актобемунайгаз».

По данным Национального энергетического доклада 2019 года, подготовленного для Ассоциации «Kazenergy», еще один химический комплекс, стоимостью около $2,7 млрд, планируется построить в Мангистауской области. Это будет совместное предприятие казахстанского АО «КазАзот» (39%) и китайской компании Inner Mongolia Berun Holding Group (61%). Ежегодная мощность производства составит 1 млн т метанола, 1,2 млн т азотных удобрений и 600 тыс. т олефинов. 

Однако, компания "КазАзот" сообщила что еще в 2018 году получила отказ от китайской компании Inner Mongolia Berun Group по проекту газохимического комплекса по инвестированию проекта «Создание газохимического комплекса». В настоящее время продолжается поиск новых инвесторов.

1_59.png

Где взять газ?

Между тем наравне с предполагаемым ростом внутреннего спроса в стране прогнозируется снижение производства газа. По утверждению экспертов, более половины добываемого в Казахстане газа составляет попутный газ, значительная часть которого с высоким содержанием серы, что «требует дорогостоящей подготовки и дополнительных мер для обеспечения безопасного хранения, утилизации и монетизации больших объемов удаленной серы».

По данным IHS Markit, цены, которые платят недропользователям за газ, «на порядок» ниже себестоимости добычи. Эксперты поясняют, что эти цены не регулируются в административном порядке, а устанавливаются индивидуально путем переговоров между производителями и покупателями, прежде всего, КТГ, за которым закреплены монопольные полномочия, предполагающие наличие преимущественного права на приобретение попутного газа.

В середине 2018 года средняя цена на газ, выплачиваемая казахстанским производителям, составляла 14,5 тыс. тенге за 1 тыс. куб. м. В мае 2019 года за тот же объем давали 14,3 тыс. тенге.

«Этого может оказаться достаточно для покрытия себестоимости сухого газа с небольшой глубиной залегания, но не хватает для покрытия себестоимости жирного попутного газа с высоким содержанием серы, который необходимо извлечь, подготовить и транспортировать к месту подачи в газопровод», – поясняют эксперты.

По их мнению, пока цены на газ и другие энергоресурсы остаются искусственно заниженными, решение назревших проблем, стоящих перед энергетическим сектором – таких как обеспечение необходимых сумм инвестирования в электроэнергетику и увеличение коммерческих объемов предложения газа – будет «откладываться на потом».

При этом, по данным IHS Markit, при более внимательном изучении финансовых показателей КТГ выясняется, что компания несет убытки от своего основного вида деятельности – реализации газа казахстанским потребителям. В 2014–2018 годах потери компании от операций на внутреннем рынке составили 200 млрд тенге. А за первое полугодие 2019 года убытки КТГ достигли 63 млрд тенге. Несмотря на это совокупный чистый доход от деятельности компании в целом вырос на 100 млрд тенге, увеличившись на 140% в годовом исчислении.

«По сути компания выходит в плюс благодаря международным поставкам природного газа, включая транзит третьих лиц, а также экспорту газа», – отмечают эксперты.

Наибольшее влияние на стоимость газа для конечных потребителей оказывает антимонопольное ведомство, считают эксперты. По их мнению, комитет руководствуется не столько энергетической политикой как таковой, сколько более общими макроэкономическими соображениями.

Основным фактором, определяющим подход ведомства к формированию цен на газ, является заданный правительством целевой показатель инфляции.

3_47.png

Проблемы общего рынка ЕАЭС

Тем временем государства – члены Евразийского экономического союза (ЕАЭС) – Армения, Беларусь, Казахстан, Кыргызстан, Россия – договорились к 2025 году создать общий рынок природного газа, нефти и нефтепродуктов. 

По сведениям IHS Markit, общий рынок газа ЕАЭС призван создать условия для эффективной торговли на недискриминационной основе, обеспечить обмен информацией о потреблении, добыче, транспортировке и поставке природного газа, а также повысить прозрачность ценообразования.

Кроме того, рынок должен обеспечить возможность беспошлинных поставок газа, поддержание рыночных цен, предполагающих коммерческую рентабельность продаж газа на общем рынке, а также принятие странами-участницами согласованного решения о переходе на равнодоходные цены на газ на территории государств ЕАЭС.

По мнению экспертов, на практике создание общего рынка газа, к которому в течение вот уже многих лет стремится ЕС, потребует основательной либерализации и тщательного согласования политики.

«При этом для Казахстана задачи гармонизации выльются в серьезные сложности, поскольку в стране сохраняется высокий уровень регулирования внутренних цен на газ и внутреннего рынка в целом», – считают в IHS Markit.

К примеру, для гармонизации цен с Ямало-Ненецким автономным округом России к 2025 году цены на западе Казахстана в период с 2020 по 2025 год должны расти в среднем на 13% ежегодно, а затем – после 2026 года – следовать темпам внутренней инфляции в России.

В России в 2018 году объем добычи составил 725 млрд куб. м газа. Кыргызстан и Беларусь производят по 300 млн куб. м в год, а Армения и вовсе не добывает газ. Российская национальная компания «Газпром» владеет газотранспортными системами в Беларуси, Армении и Кыргызстане, поставляя газ в эти страны по относительно выгодным ценам, что выше внутренних цен, но ниже цен экспорта в Европу. Эксперты полагают, что в политике газового рынка ЕАЭС неизбежно будут преобладать интересы России – и, прежде всего, «Газпрома».

Рейтинг прозрачности крупнейших компаний Казахстана

Читайте нас в TELEGRAM | https://t.me/kursivkz

 

Цифра дня

64-е
место
занял Казахстан по скорости фиксированного интернета в мире

Цитата дня

Популизм – это политика посредственности. Я не раздаю пустых обещаний. Я - человек конкретных дел. Я буду твердо проводить в жизнь свою программу реформ.

Касым-Жомарт Токаев
президент Республики Казахстан

Спецпроекты

Рейтинг прозрачности крупнейших компаний Казахстана

Рейтинг прозрачности крупнейших компаний Казахстана

Биржевой навигатор от Freedom Finance

Биржевой навигатор от Freedom Finance


KAZATOMPROM - IPO уранового гиганта
Новый Курс - все о мире инвестиций

Банк Хоум Кредит

Home Credit Bank

Вы - главная инвест-идея

Home Credit Bank


Новый Курс - все о мире инвестиций
Новый Курс - все о мире инвестиций