Энергетическая политика Германии: урок для всего мира, чего стоит избегать

Недавний анализ показывает как Германия могла бы сократить выбросы углерода в три раза эффективнее и потратить вдвое меньше средств, если бы развивала ядерную энергетику последние 20 лет. Контраст между реальностью и упущенными возможностями демонстрирует, что ядерная энергия намного экономичнее солнечной и ветровой на уровне энергосистемы.

Исследование раскрывает несколько фактов:

• Политика Energiewende обошлась в €696 млрд в номинальных расходах — а результат? За период с 2002 по 2022 год удалось сократить выбросы парниковых газов всего на 25%.

• Если бы Германия сохранила свои существующие атомные электростанции и инвестировала в развитие ядерной энергетики, она могла бы сократить выбросы на 73% к 2022 году, потратив лишь половину от суммы, вложенной в Energiewende.

• Федеральная счетная палата Германии (Bundesrechnungshof) предупреждает, что текущая энергетическая политика угрожает экономике страны и перегружает как промышленность, так и домохозяйства. Стагнация немецкого промышленного индекса лишь подтверждает эти последствия.

• С 2002 по 2023 год установленная мощность электроэнергии в Германии выросла на 111%, но фактическое производство электроэнергии снизилось, что вынудило прибегнуть к дорогому импорту. Это подчеркивает фундаментальные неэффективности возобновляемой модели.

• Субсидии на возобновляемую энергетику составили €491 млрд за этот период, что в сочетании с прямыми расходами демонстрирует значительные издержки и дублирование в системе.

Эти факты подтверждают преимущество ядерной энергетики как более экономичного и эффективного способа снижения выбросов. Неудивительно, что общественное мнение в Германии начало возвращаться к поддержке атомной энергии.

К сожалению, страны вроде Испании и Австралии, так же ограниченные идеологическими рамками, не извлекают уроков из немецкого провала. Истина становится очевидной: солнечная и ветровая энергия, хоть и кажется дешевой в начале, ведет к росту затрат на электроэнергию. Атомная энергия, несмотря на высокую стоимость на старте, остается самым надежным путем к доступной энергии на десятилетия вперед.

Контроль над недрами
Часть 1. Базовое понимание

Очень часто в последнее всплывает тема контроля в сфере недропользования. Слово «контроль» очень расплывчатое. Важно понимать объект контроля (что именно контролировать) и не поддаваться невежеству.

Итак, контроль, с точки зрения структуры законодательства употребляется в следующих направлениях:

I. Контроль получения участков недр от государства (заключение контрактов или выдача лицензий) или других лиц в результате сделок.

Государство полностью контролирует это направление и может отказать любому лицу по причине национальной безопасности без объяснения мотивов.

Поэтому все вопросы, когда государство позволяет различным «неугодным» лицам и организациям получить доступ к казахстанским недрам, сводятся к коррупции или геополитике.

II. Контроль информации
Государство объявило, что вся информация о недрах, будь то геологическая информация или информация о предоставленных правах недропользования (условия лицензий и контрактов, отчетность по ним, бенефициары и прочее) являются открытыми.

Это сделано во избежание информационной ассиметрии, в целях борьбы с коррупцией и общественного контроля. Вопрос национальной безопасности сводится к ограниченным случаям, когда государство секретит информацию о ресурсном потенциале в части некоторых элементов. Чем больше секретов, тем меньше инвестиций, и тем больше возможностей для коррупции.

Все, что не под грифом секретности или конфиденциальности, должно быть в открытом доступе. Когда не секретная и не конфиденциальная информация есть только в госаппарате, но недоступна другим - это информационная асимметрия и почва для коррупции.

III. Контроль деятельности
…

Экономические риски и выгоды маршрута Баку-Тбилиси-Джейхан для казахстанской нефти раскрыли эксперты

Сегодня стало известно о том, что Казахстан намерен увеличить поставки нефти по нефтепроводу Баку-Тбилиси-Джейхан (БТД) с 1,5 млн тонн сразу до 20 млн тонн в год. Какую инфраструктуру придется расширять и во сколько обойдется подобная диверсификация экспортного маршрута, агентству Kazinform рассказали нефтегазовый аналитик Абзал Нарымбетов.

— Из общего объема добычи Казахстан экспортирует 70% нефти, из которых 98% направляется по двум маршрутам — Каспийскому трубопроводному консорциуму (КТК) и нефтепроводу «Узень — Атырау — Самара». Это создает высокую зависимость от одной страны и большие риски в случае эскалации конфликта в регионе, — отметил эксперт в разговоре с корреспондентом Kazinform.

Он напомнил, что в 2022 году работа КТК приостанавливалась несколько раз, что вынудило Казахстан снижать добычу на крупных месторождениях, чтобы избежать затоваривания.

По словам эксперта, нефтепровод Баку-Тбилиси-Джейхан становится ключевой альтернативой, так как он полностью обходит Россию. У него высокая мощность — до 60 млн тонн в год, при этом используется менее чем наполовину.

— Азербайджанская добыча нефти снижается, а внутреннее потребление растет. У Казахстана есть возможность занять освободившиеся мощности. Поставки через БТД позволят снизить зависимость от российских маршрутов, — пояснил эксперт. Однако транспортировка нефти через БТД обходится втрое дороже — около $120 за тонну против $38 через КТК. 

— Основная проблема — доставка нефти до Баку. С месторождений она перевозится цистернами до Актау, затем танкерами через Каспийское море. Это занимает время, требует затрат на хранение и ожидание. Для расширения поставок до 20 млн тонн потребуется модернизация инфраструктуры.

Порт Актау сегодня может переваливать только 5–6 млн тонн нефти в год. Для увеличения объемов придется в три раза расширить мощности порта, построить дополнительные хранилища и наливные терминалы. Это потребует значительных капитальных вложений, — отметил эксперт.

Еще одним вариантом удешевления маршрута могла бы стать прокладка нефтепровода по дну Каспийского моря, но этому препятствует неопределенный юридический статус Каспия.

— Без соглашения между пятью прикаспийскими странами строительство нефтепровода невозможно. Поэтому Казахстану остается полагаться на танкерные перевозки, что существенно увеличивает затраты, — пояснил он.

Эксперт также указал, что возможности увеличения экспорта ограничены. Три крупных месторождения — Тенгиз, Кашаган и Карачаганак — обеспечивают более 70% экспортной нефти. Остальные месторождения являются зрелыми и постепенно истощаются.

— Рост внутреннего потребления нефтепродуктов также влияет на экспорт. Казахстану приходится направлять больше нефти на внутренний рынок, где цены значительно ниже. Это снижает объемы экспорта и доходы страны, — добавил он.
Несмотря на высокие затраты, Казахстану необходимо развивать альтернативные маршруты экспорта нефти, считает эксперт.

— 98% нашего экспорта проходит через территорию России. Если транзит по этим маршрутам будет приостановлен, экономика Казахстана окажется в тяжелой ситуации. Бюджет страны наполовину зависит от нефтегазовых доходов, а 60% экспортной выручки связаны с продажей нефти. Развитие маршрута через БТД — это способ снизить риски и защитить экономику от возможных потрясений, — подчеркнул Абзал Нарымбетов.

Европейские нефтегиганты отступают от возобновляемой энергетики

Компания Shell объявила, что больше не будет инициировать новые проекты в области офшорной ветроэнергетики. Под руководством генерального директора Ваэля Саваана компания сосредоточится на максимизации прибыли от существующих объектов и проектов в Европе, США и Великобритании.

Решение компании обусловлено стремлением сократить расходы, упростить стратегию и увеличить доходность бизнеса. Это также связано с трудностями в отрасли ветроэнергетики, включая рост затрат и проблемы с цепочками поставок, а также увеличение ставок по кредитам, что особенно тяжело для проектов с высокими стартовыми вложениями.

Shell заявила, что сосредоточится на развитии батарейных технологий и газовых электростанций для управления перебоями в энергоснабжении, а также на других избирательных инвестициях в возобновляемую энергетику.

BP выставила на продажу свой наземный ветроэнергетический бизнес в США, включая девять ветропарков и долю в проекте на Гавайях, оцененных в $2 млрд. Это решение связано с фокусом компании на солнечной энергетике через Lightsource BP, а также с оптимизацией портфеля и продажей низкорентабельных активов.

В 2023 году BP списала $1,1 млрд с оценки своего офшорного ветроэнергетического бизнеса в США, столкнувшись с трудностями в реализации проектов на восточном побережье. Новый глава газового и низкоуглеродного подразделения Уильям Лин заявил, что наземная ветроэнергетика не соответствует стратегическим приоритетам компании.

BP сосредотачивается на традиционном бизнесе нефти и газа, что отражает изменения в стратегии после назначения Мюррея Окинклосса генеральным директором. Аналитики ожидают дальнейшего снижения обязательств компании по сокращению добычи нефти и газа к 2030 году.

Такой шаг отразился на общем тренде в отрасли: другие крупные компании, такие как Equinor и Ørsted, также корректируют свои стратегии в области ветроэнергетики.

Chevron сократит капитальные затраты впервые с 2021 года

Компания сократит капитальные расходы в 2025 году до $14,5–15,5 млрд. Это снижение связано с опасениями перепроизводства и падения цен на нефть. Компания намерена инвестировать $4,5–5 млрд в нефтяной бассейн Permian, замедлив рост добычи ради увеличения свободного денежного потока.

Решение Chevron идет вразрез с энергетической политикой Дональда Трампа, который обещал усилить добычу нефти для снижения цен и укрепления влияния США. Однако эксперты подчеркивают, что рыночные условия ограничивают возможности Белого дома влиять на добычу.

Компания также планирует реструктуризацию сэкономив $2–3 млрд к 2026 году и списания на сумму до $1,5 млрд. FT