Новая энергетическая политика Японии

На протяжении ряда лет, вплоть до катастрофы 2011 г., состояние энергетики Японии считалось образцовым. В стране были накоплены солидные запасы топлива, и даже образовался избыток генерирующих мощностей ТЭЦ. С истематически велась работа по диверсификации источников импорта ископаемого топлива. Представители энергокомпаний с гордостью заявляли, что система электроснабжения Японии является самой устойчивой в мире по напряжению и частоте тока. Выработка электроэнергии (э/э) велась с использованием нескольких видов генерации. Существовали планы резкого сокращения выбросов СO2. Достаточно вспомнить, что именно Япония выступала инициатором подписания Киотского протокола - первого в мире международного соглашения в этой области. Все это позволяет понять, почему страна долгое время считалась международным лидером в данной сфере.

На общем положительном фоне терялись периодические сообщения специалистов о крупных структурных проблемах в японской энергетике. Как это часто бывает во многих странах, о проблемах начали громко говорить лишь после крупных потрясений: ядерной аварии в Фукусима, остановки АЭС и резкого подорожания углеводородов в 2011-2014 гг. В частности оказалось, что энергосистема Японии искусственно разбита на две части (восточную и западную), в которых применяется различная частота тока. Возможности преобразователей частоты составляют 1-2 % от мощности сети, что не позволяет перебрасывать э/э между регионами в случае необходимости. Далее, большинство атомных станций Японии построены на активных сейсмических разломах (т.е. таких участках земной коры, которые передвигались под влиянием землетрясений в последние 120 тысяч лет). Решения об их строительстве принимались в те годы, когда для определения активности разлома использовались более мягкие критерии и не проводились независимые геологические экспертизы. И наконец, поставками э/э в Японии традиционно занимались 10 региональных энергетических компаний-монополистов, не проявлявших особой заинтересованности в развитии межрегионального сотрудничества, внедрении возобновляемых источников энергии и снижении тарифов. Подчеркнем, что эти проблемы были хорошо известны специалистам, однако в центр внимания они попали только после резкого изменения ситуации.

Три года, с 2012 по 2014 г., стали, пожалуй, самым болезненным периодом в развитии японской энергетики после эпохи нефтяных шоков 1970-х годов. В 2012 г. в соответствии с требованиями безопасности были остановлены все действовавшие АЭС. В результате Япония потеряла более четверти генерации и вынуждена была резко увеличить выработку э/э на тепловых станциях. Необходимо отметить, что это произошло без заметных последствий для рядового потребителя: отключений э/э в жилых кварталах не было, меры по экономии носили ограниченный характер и применялись в отдельных регионах на протяжении короткого периода (август месяц, пик энергопотребления). В этом смысле энергосистема Японии продемонстрировала свои лучшие черты - стабильность, гибкость, быстроту реакции.

Однако вслед за этим начались не зависящие от Японии процессы. После повышения мировых цен расходы на закупку углеводородов выросли до 5,7 % ВВП в 2013 г., что всего на 0.3 % ниже уровня «шокового» 1980 г. Возник дефицит торгового баланса, которого Япония не знала с 1981 г. Началось неизбежное повышение стоимости э/э. За период 2010- 2014 гг. тарифы для населения выросли на 25, а для промышленности - почти на 40 %. Увеличение генерации тепла привело к резкому росту эмиссии парниковых газов. К 2012 г. выбросы С〇2 на 6,5 % превысили показатели 1990 г., хотя по Киотскому протоколу Япония должна была сократить их примерно на 20 % [1].

Отметим, что в 2015-2016 гг. ситуация изменилась: снизились мировые цены на энергоносители, улучшился торговый баланс, подорожала иена. Япония получила долгожданную передышку в решении неотложных энергетических проблем. Тем не менее, страна усвоила урок и нашла в себе силы принять решительные меры для восстановления
стабильности энергетики. В 2013-2014 гг. действия правительства были направлены на ликвидацию дефицита топлива и э/э. Параллельно шла разработка нового, 4-го стратегического плана в области энергетики. Данный документ был опубликован в апреле 2014 г. [1], в мае 2015 г. был выпущен анализ стоимости производства различных видов энергии [2], а в июле 2015 г. появился долгосрочный прогноз предложения и спроса энергии и воздействия на окружающую среду [3]. В итоге, ко второй половине 2015 г. новая энергетическая политика Японии приобрела законченные очертания. Попытаемся проанализировать ее основные особенности.

Ключевое слово, которое лучше всего подходит для описания особенностей новой энергетической политики - это прагматизм. Прагматичный подход (т.е. ориентированный на практические результаты и выгоду) можно обнаружить во всех трех главных направлениях политики, к которым относятся, во-первых, обеспечение стабильности энергоснабжения, во- вторых, недопущение дальнейшего роста энергетических тарифов, и в-третьих, принятие обязательств по сокращению выбросов СO2 на уровне развитых стран. Рассмотрим три названные направления более подробно.

В обеспечении стабильности энергоснабжения главную роль играет диверсификация видов используемой энергии и источников импорта. Прагматизм проявляется в целом ряде элементов политики, из которых следует отметить прежде всего решение о перезапуске АЭС. После аварии в Фукусима ядерная энергетика стала предметом жесткой общественной критики, однако победил прагматичный подход. В результате было принято решение ввести самые жесткие в мире стандарты безопасности АЭС, а затем перезапустить примерно половину станций, отвечающих новым требованиям. К марту 2016 г. из 48 работоспособных реакторов 26 были представлены на сертификацию по современным стандартам безопасности, 4 реактора перезапущены, из них 2 приступили к коммерческой выработке э/э, а еще 2 сразу после перезапуска оказались остановлены по техническим и юридическим причинам.

С перезапуском ядерных реакторов непосредственно связано и второе направление политики - ограничение стоимости энергии. Согласно представленным расчетам, даже с учетом расходов на новые меры безопасности в обозримом будущем ядерная генерация останется самой дешевой и к 2030 г. позволит производить э/э по цене 10,8 иен за кВт ч, против 11 иен при гидрогенерации, 12,9 иен при угольной и 13,4 иен при газовой генерации [2]. Неудивительно, что в перспективе энергетическая политика предусматривает расширение прежде всего самых дешевых видов генерации, а именно ядерной и угольной. Кроме того, предусматривается некоторый рост дорогих, но важных с экологической точки зрения возобновляемых источников энергии (ВИЭ). А вот бурного роста импорта СИГ и газовой генерации, происходивший в 2011-2014 гг., наверняка наблюдаться не будет. Это произойдет за счет сокращения общего потребления энергии, повышения эффективности ее использования и структурных сдвигов в области электрогенерации. В целом, структура источников производства э/э (епегдутіх) к 2030 г. должна включать следующие элементы: 27 % - газ (43,2 % в 2013 г.), 26 % - уголь (30,3 %), 20-22 % - атомные станции (1 %), 3 % - нефть (14,9 %) и 22-24 % - ВИЭ, включая гидростанции (10 %). Легко заметить, что самое быстрое расширение планируется для ядерной и угольной генерации, а также ВИЭ (в
основном, солнечная, ветряная и геотермальная энергия). Наибольшие сокращения предусмотрены для газа и нефти [2].

Экологическая составляющая новой энергетической политики заключается в принятии Японией обязательств по сокращению выбросов С〇2, «соответствующих статусу развитой страны» [3]. Прагматизм в экологической сфере состоит в том, что за новый ориентир приняты не прежние обязательства по Киотскому протоколу, а уровень США. Известно, что США не подписали протокол и долгое время подвергались критике в той же Японии. Однако в декабре 2015 г. на совещании по климатическим вопросам в Париже Япония заявила о сокращении эмиссии к 2030 г. всего на 17 % по сравнению с уровнем 1990 г. Это примерно соответствует показателям США (14-17 % к 1990 г.) и намного отстает от объявленных целей стран ЕС (40 %). Неудивительно, что такой «прагматический разворот» в деле ограничения выбросов СO2 становится объектом серьезной критики и за рубежом, и внутри страны [4].

В качестве ответа на критику Япония работает над повышением эффективности сжигания угля и передачей этих технологий развивающимся странам. В частности, Япония остается единственным развитым государством, предоставляющим кредиты на строительство угольных электростанций за рубежом. Кроме того, ведутся работы по захвату и захоронению С〇2 (CCS - carbon capture and storage). По сообщениям японских газет, самый крупный в мире проект CCS, связанный с закачкой С〇2 в подземные пласты, должен стартовать в городе Томакомай (Хоккайдо, Япония) в апреле 2016 г. Однако, главное состоит в том, что после восстановления стабильности энергетики Япония намерена продолжить работу по существенному сокращению эмиссии С〇2. Планы правительства, вероятнее всего, будут объявлены в мае 2016 г. на совещании «Большой семерки».

Важнейшую часть новой энергетической политики составляют структурные реформы в области э/э, газа и ВИЭ. Идея структурных реформ состоит в создании условий для появления новых производителей и продавцов э/э и газа через дерегулирование рынков. Либерализация производства и поставок э/э для крупных потребителей началась в 2000-х годах и была завершена к 2010 г. К марту 2016 г. в стране появилось примерно 200 новых независимых производителей, обеспечивающих 5 % производства. Следующим шагом станет возможность участия любых компаний в поставках э/э для мелких потребителей (апрель 2016 г.), разделение генерации и передаточных сетей (2016-2018 гг.), а также обеспечение полной свободы выбора производителя и поставщика э/э для конечного потребителя (с 2020 г.).

В области газа либерализация рынка для крупных пользователей была осуществлена в 1995-2005 гг. Это дало толчок к появлению нескольких сотен новых поставщиков, на которые в 2014 г. приходилось около 12 % предложения. Конкуренция на рынке крупных пользователей привела к понижению тарифов по сравнению с частными потребителями. Удешевление тарифов стало важнейшим аргументом в пользу дальнейшей либерализации розничного рынка газа, намеченного на апрель 2017 г. Вслед за этим запланирован пересмотр системы пользования распределительными сетями, разработка новых подходов к бизнесу теплоснабжения для повышения его эффективности, расширение системы трубопроводов и хранилищ в 2018-2022 гг.

И наконец, вторичные и ВИЭ планируется развивать по следующим направлениям: продолжение политики «зеленых тарифов» (субсидируемых высоких закупочных цен) на э/э солнечных панелей и ветряных установок, расширение совместной генерации и поставки на рынок произведенной э/э, создание накопительных систем, доведение доли автомобилей «нового поколения» до 50-70 % в объемах продаж к 2030 г., реализация идеи «водородного общества» (установка 5,3 млн домашних топливных батарей к 2030 г.), расширение соответствующих исследований [1].

В целом, новая энергетическая политика Японии носит обоснованный, сбалансированный и прагматический характер. Предлагаемые меры наверняка позволят стране преодолеть последствия катастрофы 2011 г. и восстановить стабильность энергоснабжения. Очевидно также, что вслед за этим неизбежно встанут еще более сложные задачи, связанные с серьезным повышением энергоэффективности. В Японии есть и потребности, и возможности для резкого скачка в данной области. Однако современная политика и финансирование направлены скорее на ликвидацию дефицита, чем на решение долгосрочных проблем и ограничение спроса. Причины этого, по мнению некоторых экспертов, кроются в недостатке координации со стороны правительства, вытекающей, в свою очередь, из необходимости максимизировать базу политической поддержки Либерально-демократической партии [5].

По-видимому, энергетическая политика Японии постепенно переходит к новому состоянию. Смысл перехода заключается во временном отказе от прежних приоритетов и курсе на стабилизацию энергетики после катастрофы 2011 г. Содержание политики отражает традиционные для Японии принципы действий государства в экономической сфере, а именно: постепенный характер реформ, забота о деятельности компаний и повышении уровня жизни населения. Кроме того, в экологической сфере прослеживается приоритет национальных интересов над международными обязательствами. Все это важно для анализа японо-российского сотрудничества в энергетической сфере.

Основные направления российско-японского сотрудничества в области нефти и газа

В 2015 г. 71,6 % японского импорта из России (примерно 12,4 млрд долл.) пришлось на энергоносители. Российская доля в японских закупках ископаемого топлива по стоимости составила 8,7 %. Импорт Японии из России включал нефть и нефтепродукты, уголь и СИГ. Эти виды ископаемого топлива занимали достаточно заметное место на японском внутреннем рынке (табл. 1).

Таблица 1. Доля России в импорте ископаемого топлива Японии (2015)

* млрд иен

** нефть - млн кл. СПГ и уголь - млн т Источник'. [6]

Доля поставок на японский рынок составляет около 6 % российского экспорта нефти, 10 % - угля и 77 % - экспорта СПГ. На первый взгляд, за исключением сжиженного газа, это немного для стран, одна из которых намерена стать «энергетической сверхдержавой», а вторая известна как крупнейший потребитель и импортер энергоресурсов. Однако географическая близость, особенности экономики и направления развития энергетики Японии и России - все говорит о больших возможностях сотрудничества.

В российской экономике топливно-энергетическая отрасль является ведущей и по объему, и по значению, и по реальным перспективам роста. Существует целый ряд факторов, которые усиливают для России значение связей с Японией в энергетике [7]. Во-первых, новые российские месторождения и добыча энергоресурсов постепенно смещаются на восток страны, на территорию Сибири и Дальневосточного региона. Во-вторых, спрос на российские энергоносители растет в Восточной Азии и сокращается в Европе. В-третьих, цены на энергоносители в странах Восточной Азии превышают американские и европейские, поэтому сотрудничество с ними выгодно с экономической точки зрения. В-четвертых, Россия испытывает потребность в освоении новых рынков, например СПГ, спрос на который в Японии очень высок. В-пятых, в энергетике России имеется множество технических, организационных и финансовых проблем, для решения которых можно применить технологии, опыт и капиталы Японии. В-шестых, развитие Сибири и Дальнего Востока (один из национальных приоритетов России) может быть серьезно ускорено, если Япония примет в нем широкое участие.

С японской стороны интерес к России можно объяснить следующими причинами. Во- первых, зависимость Японии от нефти и газа Ближнего Востока (около 60 %) считается слишком высокой, что диктует необходимость диверсификации поставщиков. Во-вторых, доступ к российским энергоресурсам рассматривается в Японии как способ снижения закупочных цен и обеспечения стабильности поставок. В-третьих, Россия представляет важный рынок сбыта практически всех видов японских энергетических технологий и оборудования, начиная от электростанций и кончая литиевыми батарейками.

Список объектов энергетического сотрудничества России и Японии включает множество позиций: строительство завода по производству силовых трансформаторов (С анкт-Петербург), модернизация ТЭЦ (Нижний Новгород, Хабаровск), установка ветрогенераторов (Камчатский край), геологоразведка и нефтедобыча (Иркутская область), проектирование и строительство завода СПГ в рамках проекта «Ямал» (Ямало-Ненецкий АО) и т.д. Однако самые крупные и важные направления сотрудничества можно выразить тремя ключевыми словами: нефть, газ, Сахалин. Рассмотрим каждое из них более подробно.

Отгрузка нефти в Японию ведется через три порта: Пригородное-Корсаков (Сахалинская область, проект Сахалин-2), Де-Кастри (Хабаровский край, проект Сахалин-1) и Козьмино (Приморский край, конечный пункт нефтепровода «Восточная Сибирь-Тихий океан», ВСТО). Создание нефтепроводов, нефтеналивных терминалов и другой инфраструктуры для экспорта нефти на Дальнем Востоке России практически завершено. Продолжают строиться лишь ответвления от ВСТО к осваиваемым месторождениям [8]. Уже в 2013 г. пропускная способность нефтепроводов намного превысила возможности местной добычи нефти. Потенциал сахалинских нефтяных полей был ограничен, поэтому наибольшие надежды возлагались на месторождения Восточной Сибири и Южной Якутии. Неудивительно, что Япония принимала активное участие в геологоразведке и нефтедобыче на территории Иркутской области (СП «ИНК-Запад»), Кроме этого, роль Японии в обеспечении стабильных поставок российской нефти заключалась в разработке сахалинских проектов, экспорте труб и оборудования для нефтепроводов, а также в реконструкции ряда перерабатывающих предприятий.

Сотрудничество в газовой отрасли носит более широкий характер, поскольку дальневосточные месторождения газа богаче, технологии транспортировки сложнее, а заинтересованность сторон даже выше, чем в области нефти. Кроме того, если создание нефтяной транспортной инфраструктуры практически завершено, то масштабное строительство газовых объектов и магистральных газопроводов (МГП) только начинается.

К началу 2016 г. на Дальнем Востоке действовало несколько МГП, но экспортные поставки газа велись только в сжиженной форме из порта Пригородное-Корсаков близ Южно-Сахалинска. В 2009 г. в рамках проекта Сахалин-2 там был построен первый в России завод по сжижению газа и начат экспорт в Японию, Китай и Южную Корею. Роль Японии в развитии российской газовой отрасли чрезвычайно велика. Прежде всего, именно Япония способна помочь в решении трех главных проблем, с которыми сталкивается экспорт газа России в последние годы. К ним относится снижение спроса в Европе, перестройка рынка после падения цен и недостаток мощностей по производству СПГ. Сотрудничество с Японией может дать России новые рынки, технологии и время для структурной перестройки. Однако, пожалуй, самая важная роль Японии состоит в том, что она закупает большую часть (77 % в 2015 г.) всего дальневосточного СПГ и готова увеличить импорт, по меньшей мере, вдвое. Среди стран Восточной Азии гигантский газовый рынок и стабильный спрос имеется в Китае. Высокие цены на газ характерны, в частности, для Южной Кореи. Однако все эти факторы, вместе взятые, плюс возможность передачи технологий и позитивный опыт сотрудничества существуют только в отношениях с Японией. Перечисленные факторы выделяют Японию среди других потребителей российского газа и делают ее незаменимым партнером не только в разработке дальневосточных ресурсов, но и в модернизации всей газовой отрасли России.

Наибольшее внимание в энергетическом диалоге Японии и России привлекает освоение нефтегазовых месторождений на шельфе Сахалина. К началу 2016 г. реальная добыча нефти и газа велась в рамках Сахалин-1,2 и Сахалин-3, хотя существовали также и планы реализации проектов Сахалин-4-9. Японские компании принимали участие в первых двух проектах. В реализации проектов имеется множество проблем. И все же выгоды от их реализации значительно превышают потери и затраты. В отношениях Японии и России Сахалин-1,2 дают уникальный пример длительной совместной работы над гигантскими по масштабу и огромными по значению объектами. Все это позволяет считать проекты главным достижением сотрудничества двух стран и создает прочную базу для расширения связей в будущем.

Кроме взаимного интереса в энергетическом сотрудничестве России и Японии есть и немало трудностей. Прежде всего, крупные энергетические проекты невозможны без политического взаимопонимания, а в этой области двум странам еще предстоит пройти длинный путь. В частности, многие годы российская сторона вынашивает планы поставок в Японию электроэнергии по подводному кабелю с Сахалина. Однако правительство Японии отрицательно относится к этой идее, поскольку не хочет оказаться в ситуации, когда рубильник электроснабжения будет в руках российской стороны. К тому же в Японии пока нет законодательной основы и опыта импорта электроэнергии, так же как и допуска иностранных компаний к созданию национальной энергетической инфраструктуры. А в России иностранным компаниям сложно принять участие в разработке и экспорте углеводородов, на что претендуют многие японские компании.

При разговоре о трудностях отметим также, что интересы России как продавца и Японии как покупателя не всегда совпадают. Российская сторона заинтересована в поддержании высоких цен, а японская предпринимает все усилия для их снижения - пытается создать в Восточной Азии спотовый рынок газа, начать закупки сланцевого газа из США, и даже готова на прямое участие российских компаний в строительстве японских газовых терминалов.

И наконец, при разговоре об энергетическом сотрудничестве России и Японии невозможно обойти китайский фактор. В определенном смысле присутствие Китая на азиатском энергетическом рынке одновременно и сближает, и отталкивает Россию и Японию. Объемы и темпы роста потребления энергоносителей в Китае настолько велики, что он без труда может поглотить весь российский экспорт. Россия имеет с Китаем самую протяженную сухопутную границу и вполне может организовать бесперебойную поставку нефти и газа на китайский рынок. К началу 2016 г. энергетическое сотрудничество достигло такой стадии, что стало возможно с уверенностью говорить о превращении Китая в главного энергетического партнера России в регионе Восточной Азии. Однако по вопросам закупочных цен в переговорах с Россией Китай занимает достаточно жесткую позицию. В этих условиях энергетический диалог с Японией дает России важную альтернативу и усиливает ее переговорные позиции в отношениях с Китаем.

Так, например, на рубеже 1990-х - 2000-х годов в период выбора маршрута нефтепровода ВСТО между Японией и Китаем разгорелась острая конкуренция за доступ к восточносибирским нефтяным месторождениям. Выбор трассы превратился для России в труднейшую задачу, связанную с поиском своего места в Азиатско-Тихоокеанском регионе, стратегией территориального и отраслевого развития, а также созданием основ регионального энергетического рынка. Меры правительства России позволили привлечь
Японию как альтернативного потребителя нефти и вероятного партнера по финансированию строительства и освоению месторождений. Конкуренция покупателей пошла на пользу и продавцу (учтены геополитические, территориальные и экологические интересы России), и покупателям (Китай, Япония, Корея и другие страны), и региональному рынку энергоносителей (создана мощная транспортная инфраструктура, расширилось предложение). Россия получила альтернативные направления сбыта, а Япония - доступ к сибирской нефти. Тем не менее, поставки в Японию велись и ведутся на основе спотовых сделок, а вот долгосрочные контракты оказались заключены с Китаем. Уже в 2014 г. стало очевидно, что российские обязательства по экспорту в Китай оставляют очень мало свободной нефти для продажи на спотовом рынке с целью экспорта в Японию [9].

В начале 2010-х годов в развитии регионального рынка газа сложилась ситуация, напоминающая выбор маршрута ВСТО. Россия вновь попыталась организовать конкуренцию стран-покупателей, но сделать это оказалось намного сложнее, чем в случае с поставками нефти. Дело не только в иной политической и экономической ситуации, но и в различии бизнес-моделей для трубопроводного и сжиженного газа. Конкуренция этих двух видов топлива, если она вообще возможна, требует создания дорогостоящей инфраструктуры двух видов, которая пока отсутствует даже на стороне продавца.

Поставки сибирского газа в северо-западные и северо-восточные районы Китая возможны только по трубопроводам. Решения о строительстве двух газопроводов (МГП «Алтай», 2600 км и «Сила Сибири», 4000 км) были приняты в мае-октябре 2014 г., а объявления о начале работ прозвучали в июне 2015 г. Несмотря на то, что к концу 2015 г. стартовало строительство лишь одного МГП («Сила Сибири»), стало очевидно, что в ближайшем десятилетии Китай превратится в главный для России азиатский рынок сбыта трубопроводного газа. Японские специалисты в целом положительно оценивают эту тенденцию. Дело в том, что поставки по МГП могут привести к росту предложения, а также падению спроса и цен на закупаемый Японией сжиженный газ. Кроме того, усиление связей с Китаем наверняка заставит Россию более активно искать альтернативных партнеров по развитию Сибири и Дальнего Востока, что пойдет на пользу японо-российским отношениям [10].

Иная ситуация складывается в освоении месторождений газа на Сахалине, где создаются оба типа транспортной инфраструктуры - и трубопроводы, и мощности СИГ. В этом регионе Япония имеет безусловный приоритет. Достаточно отметить, что первый в России завод СПГ (Пригородное-1,2) был построен на Сахалине с участием японских компаний и ориентирован именно на японский рынок. В 2015 г. на нем произведено и отгружено 10,8 млн тонн СПГ, из них 79,5 % поступило в Японию, 18,1 % в Корею, 1,2 в Китай и по 0,6 % на Тайвань и в Таиланд [11].

Планы развития экспорта СПГ с Дальнего Востока составляют важнейшую часть развития российской индустрии сжижения газа. По информации российских компаний в регионе одновременно проектируется расширение мощностей существующего завода в Пригородное (Пригородное-3), а также строительство сжижающих мощностей на двух новых площадках: «Владивосток-СПГ» и «Дальневосточный СПГ» (табл. 2).

Таблица 2. Проекты СПГ на Дальнем Востоке России (март 2016 г.)

Источники: [11] и др.

Главными преимуществами сахалинских проектов являются удобное расположение вблизи крупнейших международных рынков СПГ и низкие затраты на транспортировку, положительный опыт реализации Cахалин-1,2 и большой задел в освоении газовых месторождений. Список проблем в освоении сахалинского шельфа производит не менее сильное впечатление. Первой проблемой является недостаток наличных ресурсов газа, которых может не хватить для строительства всех трех названных заводов, особенно с учетом растущего внутреннего потребления и обязательств трубопроводного экспорта в Китай. Неудивительно, что участники проектов начинают конкурировать между собой. В частности, большое внимание экспертов привлекает столкновение Газпрома и Роснефти.

В течение многих лет Газпром пытается контролировать поставки газа с «чужого» Сахалин-1 и либо закрепить их для внутреннего потребления, либо перенаправить на один из своих проектов - в Пригородное или во Владивосток. С этих же позиций следует рассматривать запрет на строительство Роснефтью экспортного газопровода с Сахалина в Китай (2008 г.), отказ в доступе Роснефти к газопроводам Сахалин-2 (2013 г.) и т.д. Только часть этих фактов можно объяснить тем, что Газпром отвечает за программу внутренней газификации и заботится о поддержании экспортных цен. По мнению некоторых экспертов, даже такая всемирно известная компания, как Газпром, превратившись в монополиста, может неверно оценить перспективы рыночного развития [12].

В поставках дальневосточного СПГ на азиатские рынки, вероятнее всего, возникает опасность создания избыточных мощностей и неоправданной конкуренции проектов. Эту ситуацию можно квалифицировать как «провал» рынка, требующий государственного вмешательства. Следовательно, с теоретической и практической точек зрения вполне обоснованной представляется необходимым обеспечить со стороны правительства координацию действий Газпрома и Роснефти на Сахалине, а также учесть все факторы и выбрать приоритетный проект.

Второй проблемой в расширении мощностей СПГ являются высокие затраты и узкие рамки для получения приемлемой рентабельности проектов. Существуют оценки, по которым даже в ценах первой половины 2014 г. только один из них - Пригородное-3 - можно было считать экономически обоснованным [13]. Более точный анализ показывает, что формируется некий «коридор рентабельности» сахалинских проектов. Параметры коридора задает формула цены (с привязкой к нефти или к альтернативному СПГ) и уровень цены на нефть и газ. Соотношение цен определяется множеством факторов и может представлять довольно сложную зависимость. В частности, повышение цен на нефть в 2010-е годы вело к расширению добычи и удешевлению сланцевого газа в США. Последний, как известно, может поступать в Японию и являться ориентиром для цен на СПГ. В 2012-2014 гг. японские цены на нефть колебались в пределах 80-100 долл, за баррель (Japan Customs- cleared Crude, Japan Crude Cocktail, JCC), а цены на американский газ на терминале Генри Хаб (Henry Hub, НН) составляли 4-6 долл, за миллион Британских термических единиц (British thermal units, BTU). По-видимому, приемлемую рентабельность (хотя и различную для каждого из проектов) можно было обеспечить именно в этих ценовых рамках [14]. Однако в декабре 2015 г. цена на нефть (JCC) составила 43,5 $/ЬЫ, а цены на газ 16 февраля 2016 г. (НН) - 1,95 $/mln BTU. Нетрудно представить, насколько это ухудшило экономику сахалинских проектов и усложнило принятие решений об их практической реализации.

Третья проблема связана с санкциями в отношении России, которые затрудняют поиск инвесторов и технологических доноров для строительства заводов СПГ. Точное влияние санкций на реализацию проектов пока трудно оценить. В настоящее время (март 2016 г.) очевидно, пожалуй, лишь повышение внимания к альтернативным, т е. трубопроводным вариантам транспортировки сахалинского газа.

Строительство МГП в Японию дважды (в 2001 г. и 2012-2013 гг.) рассматривалось с технической точки зрения. В первый раз проект был отклонен по экономическим и экологическим соображениям. Кроме того, ряд японских компаний тогда однозначно высказался за импорт газа в сжиженном виде. Во второй раз МГП с Сахалина был назван в числе мер по снижению закупочных цен на СПГ, резко взлетевших после аварии в Фукусима и остановки ядерных реакторов [15]. Проект получил одобрение группы японских парламентариев, был представлен премьер-министру Абэ Синдзо и доведен до российской стороны. В качестве компенсации за возможное снижение цен и падение доходов японская сторона предложила Газпрому принять участие в развитии дегазификационных мощностей СПГ и электрогенерации на территории Японии, однако ответа не последовало.

К середине 2015 г. ситуация в Японии ощутимо изменилась: снизились затраты на закупку топлива, прояснились перспективы энергетической и экологической политики, пошло на спад движение против ядерной энергетики. Согласно опубликованным прогнозам, как было показано выше, к 2030 г. нынешние потребности Японии в СПГ значительно сократятся. Долгосрочный интерес к закупкам газа из России, безусловно, сохранится. Однако вместо одной из ключевых стран в решении японских энергетических проблем [15] Россия превратится в запасной вариант на случай нестабильности на стороне главных поставщиков.

Внимание к строительству МГП с Сахалина в мае 2015 г. привлек советник компании Токио-газ С. Мур аки на 3-м Японо-российском форуме в Токио. По его словам, строительство МГП длиной 1500 км, мощностью 8 млрд кубометров в год и стоимостью 3,5 млрд долл, было бы вполне оправдано и с технической, и с экономической точки зрения [16]. По-видимому, это заявление можно считать одним из первых проявлений прямого интереса крупнейшего японского потребителя к трубопроводным поставкам газа. Главным стимулом выступает, скорее всего, надежда на снижение закупочных цен. Нетрудно представить, что японская сторона, используя механизм санкций, может попытаться затормозить реализацию «дорогих» СПГ-проектов и подтолкнуть создание газопровода. Однако в этом случае намерения японских потребителей окажутся в прямом противоречии с коммерческими интересами российских компаний. Как показывает история переговоров России и Китая по газовым вопросам, такая ситуация может задержать строительство на много лет и потребовать политического решения.

Российская сторона хорошо понимает сложившуюся ситуацию. По крайней мере, в правительстве страны ведется разработка предложений, которые могут повысить для Японии привлекательность энергетического сотрудничества с Россией в сложившихся условиях. В частности в феврале 2016 г. в интервью газете «Никкэй» вице-премьер А. Дворкович заявил о готовности предоставить японским инвесторам контрольные пакеты акций в крупных нефтяных и газовых проектах на тех же условиях, которые применяются для привлечения китайского капитала [17]. Конкретной информации пока не опубликовано, однако, скорее всего, речь идет о добыче нефти в Восточной Сибири и газа на шельфе Сахалина.

Заключение

Российско-японское сотрудничество в области нефти и газа имеет длительную историю и хорошие перспективы. Только Россия может построить газопровод в Японию, и лишь Япония способна обеспечить одновременно технологии, финансы и возможности сбыта для дальневосточных заводов СПГ. Двусторонние связи способствуют развитию регионального газового рынка, увеличению спроса и росту предложения. Тем не менее, даже краткий обзор имеющихся проблем показывает, что в России не решены вопросы разведки ресурсов, координации производителей и создания необходимой инфраструктуры. Перед Японией стоят, пожалуй, еще более сложные задачи: определение перспективного спроса, модернизация распределительных сетей, либерализация газового рынка и т.д. Переходный период в развитии регионального энергетического рынка пока не завершен. В этот период от обеих сторон требуются особенно взвешенные и обоснованные действия, поскольку даже незначительные шаги могут определить ситуацию на годы вперед. Предпринятый анализ позволяет выделить в качестве ключевых следующие задачи для обеих сторон: во-первых, формирование развитой инфраструктуры в интересах расширения торговли энергоносителями, во-вторых, учет долгосрочных интересов партнеров с целью структурной эволюции торгового обмена, и в-третьих, ориентацию политических и гуманитарных отношений на формирование климата доверия и гарантированного принятия позитивных решений в случае государственного вмешательства в экономические процессы.

Список литературы

1. Agency for Natural Resources and Energy. Strategic Energy Plan. 2014. URL: http://www.enecho.meti.go.jp


2. METI-1 (Ministry of Economy, Trade and Industry) Report on Analysis of Generation Costs, Etc. 2015. URL: http://www.meti.go.jp


3. METI-2 (Ministry of Economy, Trade and Industry) Long-term Energy Supply and Demand Outlook. 2015. URL: http://www.meti.go.jp


4. A Setback for Emission Cuts? // Japan Times. 2016. February 17. URL: http://www.japantimes.co.jp


5. DeWit A. Abenomics and Energy Efficiency in Japan. The Asia-Pacific Jornal, Volume 11, Issue 6, No.2, February 11, 2013.


6. Ministry of Finance. Trade Statistics of Japan. 2016. URL: http://www.customs.go.jp


7. Белов А. Экономика и бизнес современной Японии. C-Пб.: Свое Издательство, 2014. 276 с.


8. Транснефть ВСТО-1, ВСТО-2. URL: http://www.transneft.ru


9. Сакагути И. Росия но сангё то сидзё но доко. Кикансангё дэ ару сэкиюгасубун- ятюсин ни. : [Тенденции российской промышленности и рынка. Фокус на нефтегазовую сферу как на базовую отрасль. На яп.языке] // Тёса гэппо. 2014. № 7. С. 3-6.


10. Мото мура М. Тю-ротэннэнгасу гои, Нихонэ но эйкёва?: [Китайско-российское соглашение по газу, как повлияет на Японию? На яп.языке] // Тоё Кэйдзай. 2014, 6 июня. URL: http://www.toyokeizai.net


11. Отчет об устойчивом развитии 2014 / Сахалин Энерджи, 2015. URL: http://www.sakhalinenergy.com 


12. Aslund A. Big Setbacks Give Gazprom Impetus for Change // Moscow Times. 2012. September 27. URL: http://www.themoscowtimes.com


13. Bradshaw М. (2014) The Second Battle for Sakhalin // Oil&Gas Monitor. 2014. October 8. URL: http://www.oilgasmonitor.com


14. Сун Д. Конкурентоспособность российского СПГ в ATP // Конференция «Мировые рынки нефти и природного газа: проблемы конкуренции и кооперации», Москва, ИМЭМО, 29 апреля 2015 г.


15. АЬіш Т., Hiranuma Н. Rebuilding Japan’s Energy Policy // Tokyo Founation. 2012. June 21. URL: http://www.tokyofoundation.org


16. Топалов А. Российскому СПГ пришла японская труба // Газета.ш. 21.05.2015. URL: http://www.gazeta.ru


17. Tanaka Т. Russia open to Japanese ownership of Siberian energy ventures. Nikkei Asian Review. 2016. URL: http://asia.nikkei.com