«Эффективный» атомныйбизнес за рубежом1(Часть 2)

 

Автор

Нигматулин Булат, Первый заместитель генерального директора Института проблем естественных монополий

 

    Проект АЭС «Аккую» в Турции
    Площадка АЭС «Аккую» расположена в 70 км от побережья Кипра и в 80 км от границы с Сирией. В 1976 г. турецкими надзорными органами была выдана лицензия на строительство АЭС на этой площадке. В 1974–1976 гг. ее обследовали советские специалисты и вынесли заключение о необходимости сооружения водопровода пресной воды длиной 11 км через горы в будущий пристанционный поселок. Для выравнивания площадки потребуется вскрыть и переместить в море для двух и четырех блоков соответственно 6 млн и 11 млн м3 известковой (в отличие от песчанных пород Тяньваньской АЭС в Китае) породы. Известковые породы будут размываться, что делает площадку неустойчивой, поэтому неизбежны дополнительные затраты на ее укрепление. Кроме того, площадка АЭС «Аккую» находится недалеко от сейсмоопасного разлома.
    В марте 2008 г. Турция объявила тендер на строительство первой турецкой АЭС на площадке «Аккую» на необычных для такого рода проектов условиях Build-Own–Operate (BOO), или «строй-владей-эксплуатируй»: поставщик должен обеспечить финансирование, строительство и эксплуатацию АЭС, а турецкое государство — лицензирование и гарантии на закупку электроэнергии в течение 15 лет.
    Тендерную документацию на строительство АЭС выкупили 11 компаний из различных стран. Для участия в тендере был сформирован российско-турецкий консорциум в составе ЗАО «Атомстройэкспорт», ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» и турецкой компании Park Teknik Group, который представил предложение по сооружению четырех блоков по проекту АЭС-2006 мощностью 1200 МВт каждый. Другие участники тендера не представили конкретных предложений или отправили письма с вежливым объяснением причин невозможности подготовить требуемое предложение к указанному сроку. К последним компаниям относятся франко-бельгийская Suez-Tractebel, американо-бельгийская Unit Investments, канадская AECL и две турецкие компании — Hattat и AK Enerji, эти компании отказались от участия в тендере на предложенных условиях.
    По-видимому, они приняли во внимание существенные риски, которые несет инвестор, особенно иностранный, при использовании схемы ВОО. Практика показала, что большинство иностранных компаний, участвовавших в сооружении газовых и угольных ТЭС (суммарной мощностью 6,1 ГВт), после завершения их строительства вышли из проектов. Например, компания Intergen продала свою долю в газовых ТЭС (мощностью около 4,8 ГВт) турецкому партнеру Enka, другая компания — STEG вышла из доли в угольной ТЭС, продав свой блокпакет акций турецкой энергетической компании OYAK, газовая ТЭС в г. Тракиа после банкротства Enron перешла к турецкому фонду Ashmore.
    В ноябре 2009 г. уполномоченная турецкая организация Tetas официально объявила об отмене тендера на основании решения Государственного совета Турции. В то же время турецкая сторона предложила России провести двусторонние переговоры о возможности строительства АЭС на основе межправительственного соглашения, которое и было подписано 12 мая 2010 г. Согласно этому соглашению на площадке «Аккую» должны быть построены и введены в эксплуатацию четыре энергоблока с реакторами типа ВВЭР-1200 (проект АЭС-2006), эксплуатация блоков будет осуществляться также российской стороной. Стоимость строительства составляет 20 млрд долл. Предполагается, что блоки будут вводиться последовательно с интервалами в один год — с 2019 по 2022 г. После завершения строительства АЭС «Аккую» будет вырабатывать около 35 млрд кВт•ч/год.
    В 2011 г. проект АЭС-2006 был заменен на АЭС с ВВЭР-ТОИ, а это значит, что машинный зал будет укомплектован турбогенераторами Alstom. Объем локализации производства этих турбогенераторов в России должен составить 70%. На деле будет от 0 до 70% и скорее ближе к 0, как это произошло в случае недавно подписанного с Alstom контракта по Балтийской АЭС. Это значит, что Alstom за свою поставку на четыре блока для АЭС «Аккую» может получить от 28 млрд до 70 млрд руб., или от 0,93 млрд до 2,3 млрд долл. в ценах 2012 г.
    В соглашении была сохранена турецкая схема финансирования проекта, предложенная еще в тендере 2008 г. — ВОО, новая для нас, да и для всего мира по отношению к АЭС. По соглашению организуется Проектная компания — акционерное общество (АО), аккредитованное в Турции и работающее по турецким законам. Компания будет заниматься строительством, владением и эксплуатацией АЭС «Аккую». 100% акций этого АО первоначально будет принадлежать компаниям, уполномоченным российской стороной. В последующем допускается снижение этой доли до 51%. Правительство РФ определило компании, вошедшие в ГК «Росатом»: ЗАО «Атомстройэкспорт», ОАО «Росэнергоатом», ОАО «Атом­энергоремонт», ОАО «Атомтехэнерго», а также ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», больше 70% акций которого принадлежит государственным компаниям. Таким образом, все эти российские компании — государственные. Также было предусмотрено, что реализация соглашения потребует государственной поддержки в виде кредитования. Однако вместо кредитования в конце 2011 г. Минфин России просто выделило первый транш в размере 21,872 млрд руб. на увеличение уставного капитала Росэнергоатома, из которого и началось финансирование Проектной компании. А всего Росатом согласовал с Минфином объем финансирования в 119 млрд руб. до конца 2019 г., при этом в 2013 г. он запросил 36 млрд руб.
    Предполагается, что возврат средств, вложенных в строительство АЭС, будет происходить в соответствии с Соглашением о покупке электроэнергии (СПЭ) между Проектной компанией и турецкой подрядной компанией по продаже электроэнергии (Tetas). Электроэнергия от АЭС будет продаваться этой компании по фиксированной цене 12,35 центов/кВт•ч (без НДС) в течение только 15 лет с момента ввода каждого блока в коммерческую эксплуатацию. По этой цене будет продаваться 70% электроэнергии, произведенной на первом и втором блоках, и 30% электроэнергии, произведенной на третьем и четвертом блоках. Остальное Проектная компания будет продавать на свободном рынке сама или через розничного поставщика. После 15-летнего срока эксплуатации каждого блока вся электро­энергии от АЭС «Аккую» должна будет продаваться по рыночным ценам.
    Детальный анализ соглашения показывает, что все возможные дополнительные затраты и риски по реализации этого проекта взяла на себя российская сторона: условия по продаже электроэнергии с АЭС — кабальные, риски по безопасности АЭС — практически только российские, риски турецкой стороны минимальны.
    Все работы по АЭС «Аккую» выполняются без финансовых обязательств Турции. Это значит, что турецкое государство, т.е. турецкий бюджет, не несет никаких финансовых рисков по этому проекту.
    Финансирование всех работ, включая строительство, эксплуатацию, передачу технологий, вывод из эксплуатации, утилизацию РАО и ОЯТ и т.д., должно проводиться исключительно за счет средств Проектной компании, причем пока частный стратегический инвестор отсутствует. Следовательно, первоначальные средства будут предоставлены российским бюджетом. Но, начав стройку, Россия станет заложником уже вложенных средств. И уже независимо от появления частных инвесторов финансирование будет продолжаться за счет российского бюджета. Таким образом, с высокой вероятностью весь проект (20 млрд долл. в ценах 2010 г.) придется оплачивать за счет средств российского бюджета, соответственно все первоначальные финансовые затраты и риски заведомо будут возложены на российский бюджет. Приведем следующие доводы.
    Турецкие компании должны широко привлекаться в качестве контрагентов по поставке товаров, оказанию услуг и выполнению работ по строительству АЭС по контракту с Проектной компанией. Объем финансирования турецких подрядчиков будет составлять 10 млрд долл. и более — свыше половины стоимости контракта (да еще за турбогенераторы Alstom придется отдать от 0,93 млрд до 2,3 млрд долл. — в зависимости от объема комплектации, выполненной на заводах Alstom).
    При увеличении сроков строительства АЭС или приостановке эксплуатации блоков (по предписаниям надзорных органов, из-за демонстраций местного населения против АЭС или неготовности сетей и т.д.) бюджетные деньги, потраченные на стройку, будут замораживаться. Надо иметь в виду, что при строительстве Тяньваньской АЭС по решению надзорных органов Китая произошла задержка в пуске этих блоков почти на два года.
    У турецкой стороны отсутствуют обязательства по сооружению ЛЭП и подстанций для отбора мощностей, нет данных по гарантированному электросбыту этих мощностей. Провинция Мерсин, где находится площадка АЭС «Аккую», является курортной зоной и граничит с крупнейшей курортной зоной Турции Анталия-Алания. Естественно, там никогда не будет крупных потребителей электроэнергии.
    Граждане Турции бесплатно обу­чаются и широко привлекаются для эксплуатации АЭС. В стоимость проекта входит также создание полномасштабного тренажера на площадке АЭС, хотя обычно услуги по обучению и поставка тренажер поставляются по отдельному контракту за дополнительную плату, как в случае с Китаем, Индией, Ираном.
    Поставка топлива на АЭС, включая стоимость доставки, физической защиты и т.д., полностью оплачивается Проектной компанией, но поскольку она не располагает собственными средствами, это будут средства российского бюджета.
    В принятой схеме возврата средств цена на электроэнергию — 12,35 цента/кВт•ч — зафиксирована минимум на 27 лет (с 2010 по 2036 г.) — от момента подписания соглашения в 2010 г. до завершения 15-летнего периода после начала эксплуатации последнего четвертогого блока АЭС. Без учета инфляции и эскалации цен, изменения курса валют и прочего — это полный экономический нонсенс.
    Как минимум за год до начала эксплуатации первого блока Проектная компания должна предоставить Tetas информацию о помесячном количестве электроэнергии, вырабатываемой всеми блоками АЭС на протяжении всего периода действия СПЭ — не менее 18 лет. Более того, Проектная компания ежегодно в апреле должна будет предоставить таблицу «платежного периода» с информацией по выработке электроэнергии на следующий год. В случае меньшего производства по сравнению с объемом, предусмотренным СПЭ, Проектная компания, выполняя свои обязательства, должна будет предоставить недостающий объем электроэнергии, т.е. купить ее на открытом рынке и продать Tetas или разрешить Tetas покупать энергию, но за деньги Проектной компании. В результате Проектная компания будет вынуждена занижать значения плановых объемов выработки, чтобы избежать такой покупки. Как следствие, будут занижаться денежные поступления от продажи электроэнергии, т.к. будет продаваться меньший объем по более высокой контрактной цене.
    В случае несостоятельности (банкротства) Проектной компании российская сторона должна будет назначить приемника, обладающего всеми необходимыми компетенциями и возможностями (включая финансовые, естественно, за счет российского бюджета), который сможет обеспечить ее обязательства в отношении соглашения.
    По истечении срока действия соглашения о покупке электро­энергии по фиксированной цене Проектная компания обязуется отдавать турецкой стороне 20% чистой прибыли в течение всего срока эксплуатации АЭС. Такое дополнительное обременение, по-видимому, обусловлено тем, что турецкая сторона, предоставляя землю для долговременного пользования под АЭС «Аккую», оценила вклад стоимости пустой земли в общую стоимость АЭС «Аккую» в 20%.
    Проектная компания несет ответственность за вывод из эксплуатации АЭС и обращение с отходами и в рамках этого будет производить предусмотренные законами и нормами Турции платежи в соответствующие фонды (в течение 15 лет в каждый фонд приблизительно по 26,3 млн долл. в год, в ценах 2030 г.). В отношении электроэнергии, приобретаемой Tetas, Проектная компания будет выплачивать турецкой стороне 0,15 цента/кВт•ч за обращение с облученным ядерным топливом (ОЯТ) и столько же за вывод из эксплуатации.
    В соглашении не прописано, что означает вывод АЭС из эксплуатации. Это может быть выгрузка ОЯТ из активной зоны, промежуточное хранение его в пристанционном хранилище с последующей отправкой на длительное хранение в Россию; обращение, сбор и организация хранения всех радио­активных отходов в пристанционном хранилище твердых радио­активных отходов (ТРО); дезактивация и консервация помещения АЭС, после чего сами здания и сооружения сдаются под охрану с соответствующей оплатой персоналу на неопределенное время. В этом случае понадобятся однократные затраты в объеме 5—10% стоимости строительства АЭС.
    Турецкая сторона может потребовать создания «зеленой лужайки», имея в виду, что АЭС находится в курортной зоне Мерсин и граничит с крупнейшей курортной зоной Турции Анталия-Алания. Это означает полную реабилитацию территории АЭС и приведение ее к первоначальному виду. Для этого придется полностью демонтировать все оборудование, снести все здания и сооружения. В результате объем радиоактивных отходов увеличится многократно. Для хранения этих отходов понадобится сооружение специального полигона, без сомнения, вне курортной зоны. Соответственно это повлечет за собой выделение и покупку участка земли, отрицательную реакцию жителей и органов власти в месте нахождения полигона, дополнительные затраты «на пряники», чтобы преодолеть это противодействие и т.д. Стоимость такого вывода из эксплуатации становится соизмерима со стоимостью строительства самой станции.
    Кроме того, в соглашении отсутствует статья о форс-мажорных обстоятельствах, а также не прописано положение о невозможности национализации Проектной компании.
    Особенности контрактного соглашения делают АЭС «Аккую» уникальной, поскольку она, являясь российской компанией, находится в юрисдикции Турции и, таким образом, должна соответствовать как российским, так и турецким нормам и правилам. Но из-за нахождения ее на турецкой территории возникают существенные особенности ее эксплуатации, которые никак не отражены ни в законе об использовании атомной энергии, ни в целом ряде отечественных нормативных документов, ни в самом соглашении. Неразумно брать на себя риски по эксплуатации АЭС на территории другого государства. АЭС — это опасное производство, связанное с радиационными и ядерными рисками.
    Все обязательства по страхованию рисков эксплуатации АЭС берет на себя Проектная компания, которая будет работать исключительно в соответствии с законами Турции. Эксплуатирующей организацией АЭС «Аккую» является российская Проектная компания. Венская и Парижская конвенции возлагают ответственность за ядерный ущерб исключительно на эксплуатирующую организацию. При ядерном инциденте она обязательно должна возместить ущерб независимо от того, является ли она действительным виновником или нет. Эксплуатирующая организация не имеет права предъявлять регрессионных исков по возмещению понесенных расходов кому бы то ни было. В конвенции предусмотрено подключение государства к возмещению ущерба. В данном случае встает вопрос: какого государства? В соглашении прописано, что турецкая сторона никаких финансовых затрат нести не собирается. Это значит, что в соответствии с соглашением эту ответственность берет на себя Россия. Турция подписала и ратифицировала Совместный протокол про применению Венской и Парижской конвенций (1988 г.). По дополнительному протоколу 2004 г. к этой конвенции возмещение должно составлять порядка 700 млн долл. Но эта сумма непременно значительно вырастет после очередной аварии на какой-нибудь АЭС. Проектная компания не сможет покрыть такой ущерб, поэтому покрывать его должен будет российский бюджет.
    Турецкая сторона несет ответственность только за выделение земли, на которой будет строиться АЭС, и гарантирует доступ к такой земле подрядчиков, агентов, поставщиков, от имени и с согласия Проектной компании. То есть российская сторона предоставляет турецкой стороне список таких лиц до их прибытия на АЭС, и турецкая сторона имеет право отказать в доступе в целях обеспечения национальной безопасности. Отсюда следует, что за профессионализм, а главное, благонадежность всего персонала АЭС, включая турецкий контингент, отвечает Проектная компания.
    По соглашению физическая защита включена в зону ответственности Проектной компании, что противоречит международному праву, по которому ответственность за физическую защиту возлагается на государство, на территории которого строится и эксплуатируется атомный объект. Турция — это арена незатухающего курдистанского конфликта с реальной террористической угрозой. Удивительно, что этот проект прошел согласование только с ФСБ, а с Федеральной службой внешней разведки — нет.
    На российских АЭС есть специализированная охрана, персонал АЭС имеет справку — допуск секретности. Для предотвращения несанкционированных действий проводятся специальные мероприятия как среди персонала АЭС, так и среди кандидатов на прием на работу. Все они проверяются соответствующими спецслужбами. Непонятно, как это будет организовано на чужой территории в соответствии с их законами и, например, в отношении турецких граждан. С другой стороны, в целях физической защиты АЭС необходимо будет держать на территории Турции специальные военизированные российские подразделения — дополнительные затраты на эксплуатацию. И согласится ли на это Турция?
    По российским нормам запрещен полет самолетов над атомными станциями. Кто будет устанавливать ограничения по пролету самолетов над АЭС «Аккую»? Кто будет осуществлять меры по ПВО, которые действуют для всех отечественных АЭС?
    Непонятно также, кто будет решать проблемы с местным населением, если люди выйдут на улицы с пикетами против строительства станции. И это еще далеко не полный перечень проблем, связанных с бе­зопасностью и физической защитой.
    Положение, касающееся корпоративного управления Проектной компанией, имеет явно выраженный дискриминационный характер по отношению к России, поскольку декларирует, что вопросы, включая (но не ограничиваясь этим) распределение акций, назначение директоров, формы акционерных вложений, ограничения по передаче акций и механизмов финансирования, применяемых к Проектной компании и к самому проекту (проектирование, строительство, ввод в эксплуатацию, эксплуатация АЭС в течение всего срока ее службы, обращение с отходами и вывод ее из эксплуатации), согласовываются с турецкой стороной. То есть Турция, даже не вложив ни копейки, обеспечивает контроль над собственностью, которая ей не принадлежит, прикрываясь защитой национальной безопасности и своих экономических интересов.
    Единственный риск для турецкой стороны заключается в том, что Проектная компания в целях обеспечения окупаемости строительства АЭС может увеличить стоимость электроэнергии только до 15,33 цента/кВт•ч (без НДС) при ежегодном изменении цены на электроэнергию в рамках согласованной тарифной шкалы. А если по этой цене затраты на строительство АЭС «Аккую» не удастся окупить за 15 лет от момента пуска каждого блока, то это проблема Проектной компании и российского бюджета.
    Вопрос кредитования АЭС «Аккую» и, собственно, возврат потраченных на строительство станции средств необходимо рассмотреть отдельно.
    Инвестирование проекта осуществляется Россией, а финансирование зарубежных подрядчиков, создание совместных предприятий и получение соответствующей прибыли на уровне подрядчиков и в Проектной компании при эксплуатации АЭС будет находиться в других руках. По сути, финансирование проекта АЭС «Аккую» предполагается осуществлять за счет средств российского бюджета. Причем деньги выделяются российской Проектной компанией бесплатно, как будто для строительства стратегически важного объекта внутри страны.
    Можно рассчитать стоимость строительства АЭС «Аккую» с учетом цены денег для таких долговременных инвестиционных проектов — минимум 5% годовых. Тогда при стоимости продажи электроэнергии 12,35 цента/кВт•ч АЭС «Аккую» окупится только через 33 года (вместо обещанных Росатомом 15 лет), при этом объем возврата средств составит 49 млрд долл., а не 20 млрд долл. При максимальной контрактной стоимости продажи электроэнергии 15,33 цента/кВт•ч она окупится через 27 лет, общий объем возврата средств составит 43 млрд долл.
    Вообще говоря, установление фиксированной цены на электро­энергию на 27 лет также неразумно и несет огромные риски финансовых потерь для российской стороны. Эти риски связаны, с одной стороны, с вполне вероятным ограничением роста стоимости электроэнергии в Турции на длительный период, с другой — с существенной инфляцией самого доллара на мировом рынке. Поэтому предоставление Проектной компании беспроцентных ссуд на десятилетний период с последующим погашением этой ссуды в течение 15 лет за счет продажи электро­энергии по фиксированной цене всего на 44% дороже текущей несет огромный ущерб федеральному бюджету, значительно больший, чем величина самой ссуды. При этом большая часть этой ссуды (60—70%) с большой вероятностью может быть потрачена на зарубежных подрядчиков и образуемые совместные предприятия.
    На рис. 1 показана динамика изменения конечной стоимости электроэнергии в Турции для промышленности и населения в долларах по ППС со всеми налогами, по данным Electricity information, IEA Statistics. Там же представлена цена электро­энергии на оптовом рынке (без НДС и других налогов), которая получилась за счет уменьшения стоимости электроэнергии для промышленных потребителей на величину налогов и на 30%-ную сетевую составляющую — обычная пропорция за рубежом. Из рисунка видно, как сложно оценить будущие цены на электроэнергию. Однако с высокой степенью вероятности можно предсказать ограничение роста стоимости электроэнергии в Турции на длительный период, исходя из следующих соображений.
    В 2010 г. в Турции около половины электроэнергии (46%), или 100 млрд кВт•ч, производилось на новых эффективных ТЭС с ПГУ (доля генерирующих мощностей 37%, или 16,55 ГВт). При этом средняя стоимость генерации от всех типов электростанций составила 0,086 долл./кВт•ч (без НДС и других налогов) и соответствовала стоимости газа на электростанциях 315 долл./1000 м3. На производство 1 кВт•ч затрачивалось 0,237 м3 газа. Следует отметить, что в себестоимости производства электроэнергии на ТЭС с ПГУ доля стоимости газа достигает 90%.
    Эталоном эффективности и уровня стоимости электроэнергии на ТЭС с ПГУ может служить Германия, где в 2010 г. объем производства электроэнергии на таких станциях составил 84,5 млрд кВт•ч, что близко к Турции. В 2011 г. стоимость электроэнергии на оптовом рынке от уже самортизированных ТЭС с ПГУ составила (см. рис. 1) около 0,063 евро/кВт•ч (при 1 евро = 1,1 долл. по ППС в Германии). Это соответствует 0,069 долл. по ППС (без НДС и других налогов) при норме прибыли 5% и стоимости газа на электростанции 450 долл./1000 м3 — на 45 % выше, чем в Турции. При этом в Германии на производство 1 кВт•ч затрачивается 0,21 м3 газа, что на 13% меньше, чем в Турции. Отсюда следует, что в Турции имеется запас по росту эффективности производства электроэнергии на ТЭС с ПГУ.
    Разница между стоимостью киловатта в Турции и Германии, по-видимому, объясняется тем, что турецкие ТЭС с ПГУ не полностью самор­тизированы. И самое важное здесь то, что даже при увеличении стоимости газа на 45% стоимость электроэнергии на турецких газовых станциях существенно не увеличится т.к. этот рост будет компенсироваться снижением амортизационных отчислений.
    Турция — транзитная страна, через нее проходят или будут проходить как минимум три газопровода (Голубой поток, Южный поток, возможно, Набукко) и ряд локальных газопроводов из Азербайджана, Ирака и т.д. Со всеми собственниками этих газопроводов Турция добивается долгосрочных скидок на стоимость газа до 20%. Поэтому в последнее десятилетие эта страна развернула программу ускоренного строительства парогазовых блоков. Из-за низких по сравнению с АЭС капитальных затрат срок окупаемости этих блоков в 2,5–3 раза короче. При этом доля производства электроэнергии на ТЭС с ПГУ будет только расти. В результате на оптовом рынке Турции в долгосрочной перспективе цену электроэнергии будут диктовать ТЭС с ПГУ, стоимость которых вырастет незначительно, т.к. не будет существенно расти цена газа.
    В настоящее время 2/3 объема поставок газа в Турцию осуществляется из России, остальное — из Ирана. Пока в долгосрочных российских контрактах в страны ЕС и Турцию экспортная стоимость газа привязана к стоимости нефти, с запаздыванием на 6–9 месяцев. Однако в последнее время многие европейские страны, включая Турцию, добились скидок на цену российского газа в 10–20% и более.
    В ближайшее время формула экспортной цены газа, привязанной к цене нефти, может быть заметно изменена. Это связано с тремя факторами. Во-первых, Турция, осознав свое доминирующее положение как страна-транзитер природного газа из России, Ирана, Азербайджана, возможно, Туркмении в страны ЕС, начала диктовать свои условия. Ранее она добилась от России и других стран существенных дисконтов на стоимость газа для своего потребления. А в октябре 2011 г. в одностороннем порядке вообще прервала один из трех действующих долгосрочных контрактов с Газпромом по поставке российского газа и предложила перейти на краткосрочные ежегодные контракты. Цена газа в этих контрактах будет уже меньше зависеть от стоимости нефти. Кстати, это характеризует Турцию как ненадежного партнера в долговременных контрактах и делает еще более уязвимым соглашение по строительству АЭС «Аккую».
    Во-вторых, стремительное удешевление газа в США влияет не только на ограничение роста стоимости газа в мире, но и на ее снижение. Только за 2011 г. цена газа в США упала на одну треть. К падению цен привело увеличение добычи газа на 10%. По прогнозу Bank of America, который приводит журнал The Wall Street Journal, к осени 2012 г. стоимость газа может снизиться до 2 долл./БТЕ, или до 70 долл./1000 м3. Но уже в феврале журнал Power Engineering отметил, что цена газа для газовый электростанции упала до 1,16 долл./БТЕ (41 долл./1000 м3), что ниже стоимости угля, несмотря на ее падение на 26% от пика, достигнутого в 2011 г.
    В-третьих, роль Ирана на европейском газовом и мировом нефтяном рынках, который сегодня является, по сути, изгоем. Но рано или поздно ему эта роль наскучит. И тогда четвертая страна в мире по запасам нефти и вторая по газу может существенно поменять правила игры на этих рынках, и не только в странах своего региона. Построив на берегу Персидского залива мощности по сжижению газа, Иран может поставлять его через Суэцкий канал в Южную Европу, составив конкуренцию Алжиру, Катару, да и России. Или построить свой газопровод через турецкую территорию.
    Три этих фактора отвязывают цену газа от цены нефти и на длительное время стабилизируют ее на уровне не выше 250—300 долл., несмотря на инфляцию доллара. Все это приведет к тому, что в течение длительного времени стоимость электроэнергии от ТЭС и ПГУ не превысит 0,05—0,06 долл./кВт•ч (без НДС и других налогов). На конкурентном рынке это не позволит поднимать стоимость электроэнергии от атомной станции. В результате 30% электро­энергии от первого и второго блоков и 70% от третьего и четвертого блоков АЭС «Аккую» будет продаваться по ценам, близким к себестоимости, что станет ограничением для дополнительного источника возврата инвестиций, заложенных в строительство АЭС «Аккую» за счет продажи оставшейся части электроэнергии на открытом рынке. Как следствие, срок возврата средств, потраченных на строительство АЭС (постоянно обес­ценивающихся из-за инфляции доллара) значительно превысит 15 лет.
    Здесь также уместно сказать об эффективности и стоимости электроэнергии на газовых станциях в России по сравнению с Турцией и Германией, а также стоимости электроэнергии для конечных потребителей в этих странах.
    Цена электроэнергии на оптовом рынке от газовых ТЭС в России в Первой ценовой зоне (Европейская часть и Урал) — 1,17 руб./кВт•ч (0,073 долл. по ППС), без НДС в 2010 г. и 1,24 руб./кВт•ч (0,078 долл. по ППС) в 2011 г. (1 долл. по ППС = 16 руб., 2010 г.). Цена электроэнергии на оптовом рынке в России ниже чем в Турции, всего на 10% и выше, чем в Германии, на 13%. При этом в 2011 г. средняя стоимость газа для российских ТЭС в Европейской части России составила 3600 руб./1000 м3 (225 долл. по ППС), или на 30% ниже, чем для турецких (315 долл./1000 м3), и в 2 раза ниже, чем в Германии (450 долл./1000 м3).
    В России на старых паротурбинных блоках на производство 1 кВт•ч электроэнергии затрачивается 0,316 м3 (в 2009 г.), в Турции на новых ПГУ — 0,237 м3, в Германии — 0,210 м3. В результате, в России на производство 1 кВт•ч тратится больше газа — соответственно на 33 и на 50%.
    Сопоставим стоимость электроэнергии для конечного потребителя (промышленности и населения) в Турции (73,5 млн человек), Германии (81,5 млн) и Европейской части России и Урала (112 млн). В России для сравнения надо брать именно Европейскую часть и Урал, потому что как по структуре генерации электроэнергии, так и по потребителям эта часть страны сопоставима и с Турцией, и с Германией. Только в Германии, в отличие от Европейской части России с Уралом и Турции, половина электроэнергии производится не на газовых, а на угольных ТЭС.
    В Турции, Европейской части России и на Урале стоимость электроэнергии для потребителей практически равна. В 2010 г. в Турции конечная стоимость 1 кВт•ч (с учетом налогов) для промышленности и населения составила соответственно 0,15 и 0,184 долл. по ППС. Для сравнения, в 2011 г. в Европейской части России и на Урале стоимость для промышленности и населения равнялись соответственно 2,57 руб./кВт•ч (0,16 долл. по ППС) и 2,85 руб./кВт•ч (0,18 долл. по ППС) с учетом НДС.
    В Германии в 2011 г. стоимость 1 кВт•ч электроэнергии для промышленности составляла 0,078—0,135 долл. по ППС (1 евро = 1,1 долл. по ППС). При этом доля налогов в 1 кВт•ч стоимости электроэнергии равна 10—30% — в зависимости от ежегодного объема потребления. Нижние границы стоимости электроэнергии и доли налогов в этой стоимости относятся к ежегодному объему потребления 300 млн кВт•ч и выше. Стоимость электроэнергии для населения составляет (24,95 евроцента/кВт•ч, или 0,275 долл. по ППС), из которых 45,6% — налоги, в том числе и налог на поддержку возобновляемой «зеленой» энергии, который платит население и малый и средний бизнес Германии в соответствии с законом, и специальный налог на электроэнергию, который платит каждый потребитель электро­энергии. Его величина зависит от объема потребляемой энергии. В 2011 г. для населения налог на возобновляемую энергию составлял 14% (3,53 евроцента/кВт•ч), а на потребление электроэнергии — 8,1% (2,05 евроцента/кВт•ч). Без учета этих налогов цена электроэнергии для населения составила бы 0,194 евроцента/кВт•ч, или 0,213 долл. по ППС.
    Таким образом, в России, по сравнению с Германией, стоимость электроэнергии для промышленности в 1,2—2 раза выше, а для населения — на 35% ниже. Однако если не учитывать специальные налоги на поддержку возобновляемых источников энергии и на потребителей электро­энергии, которые не взимаются в России, стоимость электроэнергии для населения в России до 1 июля текущего года была ниже, чем в Германии, всего на 15%.
    Вот вам и оценка эффективности реформы электроэнергетики в России.
    Что касается инфляции доллара на мировом рынке. Надо иметь в виду, что проводимая США ежегодная, ничем не обеспеченная эмиссия 1—1,5 трлн долл, привела к тому, что в период 2002—2008 гг. объем общей денежной массы М3 в стране увеличился почти в два раза — с 8 трлн до 15 трлн долл. (рис. 2). Это вызвало резкий рост стоимости золота и целого ряда сырьевых товаров, номинированных в долларах США (рис. 3, 4). А в 2010 г. эмиссия доллара продолжилась, скакнув на уровень 9% в год.
    Из рис. 3 видно, что в период 1980—2002 гг. стоимость унции золота редко превышала 400 долл. Однако с 2002 г. она начала резко расти и к началу 2012 г. увеличилась с 300 до 1700 долл. за унцию (в 5,7 раза). При этом с 2002 г. ежегодный уровень добычи золота в мире мало менялся и находится на уровне 2500 т в год.
    Похожую картину мы наблюдаем и по большинству других сырьевых товаров. Исключение составил период 2008—2009 гг., когда произошел мировой экономический кризис. Такой резкий рост стоимости этих товаров невозможно объяснить только поддержанием баланса между спросом и предложением. Главный фактор — резкое удешевление стоимости самого доллара.
    Интересно отметить еще один факт: общий мировой объем денежной массы М3, номинированный в долларах США (рис. 5) почти так же, как в США, с 2002 по 2008 г. увеличился почти в два раза (на 100%) — с 30 трлн до 58 трлн долл. при росте мирового ВВП на 18%, (темп роста мирового ВВП составлял в среднем 3% в год). За данный период собственная инфляция доллара как мировой валюты по отношению к мировому ВВП составила 1,93/1,18 = 1,64, т.е. увеличилась на 64%. Это соответствует 10% ежегодной инфляции доллара как меры мирового объема денежной массы.
    Затраты на строительство АЭС «Аккую» будут производиться в течение 10 лет в 2012—2022 гг. и в первом приближении их можно рассчитывать в долларах 2017 г. — середина этого периода, возвращать долг федеральному бюджету Проектная компания должна будет в 2022—2037 гг., и расчет будет производиться приближенно в долларах 2030 г. Очевидно, что за 13 лет доллар может подешеветь в 2—2,5 раза и более. И это никак не учитывается в схеме возврата средств федеральному бюджету. В результате Россия может получить огромный прямой ущерб — больший, чем стоимость самого контракта.
    Это как раз и должно учитываться уровнем процентной ставки инвестиционного кредита для строительства АЭС «Аккую». Эта ставка должна быть не 5, а 7% и более.
    Можно возразить: в соглашении по строительству АЭС «Аккую» написано, что Проектная компания — это акционерное общество, где минимум 51% акций должно принадлежать российской стороне, а 49% — иностранным инвесторам (скорее всего турецким банкам, если таковые найдутся). И естественно, они и должны были бы кредитовать турецких подрядчиков. Тогда все риски российской стороны уменьшились в два раза. В настоящее время это и есть главная задача Проектной компании.
    Для информации, в 2011 г. процентные ставки для долларовых кредитов в турецких коммерческих банках находились в диапазоне 5,75—7%, ставка ипотечного кредита в евро на 20 лет для иностранцев составила 7%, а инфляция турецкой лиры в 2004—2011 гг. — 8—10%.
    Сегодня Проектную компанию возглавляет гражданин США А. Суперфин. Мой разговор с ним на форуме «АтомЭкспо» 5 июня 2012 г. прояснил ситуацию с возможным участием зарубежных инвесторов в этом проекте. На мой вопрос о сроках появления иностранных инвесторов он ответил: «После того, как мы подготовим и обустроим площадку». В обычной практике строительства, это значит: после получения лицензии на строительство, т.е. после начала укладки бетона в основание здания реакторного деления.
    Для обустройства площадки «Аккую» необходимо:

  • создать стройбазу и построить первую очередь пристанционного поселка минимум на 3 тыс. человек;
  • соорудить водопровод длиной 11 км через горы в будущий пристанционный поселок;
  • подвести электроэнергию и тепло в поселок хотя бы по временной схеме;
  • выровнять саму площадку, а это значит скрыть и переместить 11 млн м3 известковой породы в море, а поскольку эта порода будет размываться — провести меры по ее укреплению;
  • обустроить глубинный водозабор;
  • проложить транспортные коммуникации, линии электропередачи, газопровод;
  • построить пусковую котельную;
  • построить пирс для приемки грузов, доставляемых по морю;
  • реализовать все мероприятия по охране площадки и поселка и др.
    Расходы на все это составят не менее 10—15% от заявленной стоимости проекта в 20 млрд долл. в ценах 2010 г., т.е. 2—3 млрд долл., или 64—96 млрд руб. в ценах 2012 г. (Росатом, как уже было отмечено выше, согласовал в Минфине объем расходов в 119 млрд руб.). Верхняя цифра относится к дополнительным работам (рискам), которые связаны с отсутствием уточненных результатов по исследованию площадки. Таким образом, к уже выделенным 21 872 млн руб., что сегодня составляет только 3,5%, необходимо из российского бюджета добавить еще от 42 млрд до 74 млрд руб. в ценах 2012 г. Причем эти средства, скорее всего, будут выделены на безвозвратной основе, как если бы это были инвестиции в объекты на территории Российской Федерации. Но, к сожалению, это не самое худшее.
    Рассмотрим идеальный случай. Пусть 49% всех обязательств возьмет на себя зарубежный инвестор и будет привлечен буквально к началу разворачивания работ. Но зарубежные инвесторы (вероятно, в их роли выступят турецкие банки) предоставят деньги не бесплатно, а с учетом их стоимости — до 7% годовых, как это сегодня имеет место в Турции2.
    Таким образом, при разворачивании проекта, например в 2014 г., обе стороны начинают вкладывать практически равные доли — по 10 млрд долл. Но по окончании строительства, например в 2021 г., стоимость турецкого долга возрастет минимум на 25% (7% • 7 лет = 49% средней величины долга в этот период, т.е. 10 млрд долл. : 2 = 5 млрд долл.), или на 2,5 млрд долл., а общий долг станет равным 12,5 млрд долл. Срок возврата всего долга 15 лет, а общая сумма средств, которые должны будут возвращены турецким банком, достигнет 20 млрд долл. (возврат 12,5 млрд долл. за 15 лет при ставке кредита 7%). Тогда, за 15 лет должно быть выплачено 7% • 15 лет = 105% среднего долга в этот период, или 12,5 млрд долл. : 2 ? 6,8 млрд долл. Величина выплат за пользование кредитом за этот период времени составит 6,8 млрд долл. • 105% ? 7 млрд долл., а общий объем выплат турецким банкам с учетом основного долга: 10 млрд долл. + 2,5 млрд долл. + 7 млрд долл. ? 20 млрд долл. И это оценка без учета использования формулы сложных процентов. Тогда из общей суммы долга Проектной компании — российскому бюджету и турецким банкам (10 млрд долл. + 20 млрд долл. = 30 млрд долл.) российской стороне должна возвращаться 1/3 от общего долга, а турецким банкам — 2/3. Таким образом, при продаже1 кВт•ч. за 0,12 долл. приблизительно около 0,04 долл. идет на операционные расходы, а 0,08 долл. — на возврат затрат на строительство АЭС, причем 0,053 долл. из этой величины возвращается турецким банкам и в два раза меньше (0,027 долл.) остается в Проектной компании как долг российскому бюджету. Однако эти деньги не будут возвращены российскому бюджету — основному инвестору строительства АЭС «Аккую», потому что при выделении средств никак не описан механизм возврата их в бюджет. Пока они выделяются на безвозмездной основе. При этом все финансовые риски за безопасную эксплуатацию и экономические результаты деятельности АЭС «Аккую» несет российская сторона, т.е. российский бюджет. Но, к сожалению, это тоже не самый худший вариант.
    Если взять вариант, предложенный А. Локшиным: турецкая сторона имеет закрепленные финансовые обязательства по гарантированному приобретению генерируемой электроэнергии АЭС, что в среднем составляет порядка 1,5—1,7 млрд долл./год (около 50% выручки проекта), закрепленных финансовых обязательств», то значит за 15 лет будет получено максимум (15 лет • 1,7 млрд долл.) 25,5 млрд долл., из которых 20 млрд долл. придется отдать турецким банкам, а на долю российской части в Проектной компании останется менее 5,5 млрд долл., или 370 млн долл./год. При существующем уровне руководства в отрасли даже этих денег, скорее всего, не будет хватать на покрытие эксплуатационных затрат и повышение безо­пасности. А российский бюджет окажется вообще не причем. Таков бизнес по-росатомовски, ведущий Россию к разорению.
    Соглашение по АЭС «Аккую», подписанное в такой редакции, невозможно объяснить и политическими соображениями. По нему мы значительно больше зависим от Турции, чем Турция — от нас. Кроме прямых многомиллиардных долларовых потерь российского бюджета, мы в случае какого-либо происшествия будем вынуждены компенсировать весь ущерб турецкой стороне, например дополнительными скидками на стоимость нашего газа для Турции. И это все без учета риска невозврата средств за построенную АЭС.
    Если было необходимо усилить позиции российской стороны в переговорах с Турцией по другим инвестиционным контрактам, например по строительству газопровода «Южный поток», следовало подготовить стандартное межправительственное соглашение и договориться о приемлемой для обеих сторон цене строительства. После завершения сооружения (или более мелкими этапами) каждый блок мог бы передаваться в юрисдикцию турецкой стороне. Дальнейшая ответственность за безопасную и экономически обоснованную эксплуатацию построенной АЭС уже несла бы турецкая эксплуатирующая организация. К такому соглашению прикладывается график возврата средств по кредиту с учетом процентной ставки, выданному Россией своим поставщикам оборудования и услуг по сопровождению строительства АЭС (меньше 50% стоимости проекта). Этот кредит выступает как государственный долг Турции перед Россией. Турецкие подрядчики финансируются за счет турецких или иных кредитных организаций. Так мы строили и, надеюсь, будем строить в Китае, Индии, Украине, Вьетнаме и т.д. Исключение составляет Белоруссия, где Россия предоставила кредит со ставкой ниже 4% годовых на строительство всей АЭС (а не бесплатно, как в Турции), это значит российский бюджет кредитует не только российские компании, но и белорусские. Соглашение по АЭС «Аккую» подрывает основы для подписания Россией таких контрактов, потому что показывает, что Россия может пойти на необоснованные односторонние преференции при продвижении строительства АЭС.
    И последнее, в западных странах давно принято считать выгодность любых инвестиций (даже у домохозяек) по формуле Гордона. Так, используя эту формулу при подписании документов договора об изготовлении тихоходных паровых турбин для АЭС на российском предприятии (ЗИО-Подольск) французская фирма Alstom тщательно защитила себя от всех возможных рисков на весь период до 2017 г. Вот наглядный пример, как надо защищать свои интересы, и тем более — государственные. Другая беда, что это соглашение прошло согласование в МИДе, Минфине, Минэкономразвития, Ростехнадзоре, Минприроды, ФСБ, Мин­юсте и, возможно, других ведомствах, было утверждено Постановлением Правительства на основании прилагаемого технико-экономического обоснования, подготовленного Росатомом. А далее прошло ратификацию в Государственной Думе, и 1 декабря 2010 г. было подписано Президентом РФ. Почему руководства этих министерств и ведомств визировали это соглашение, а депутаты Государственной Думы голосовали за него, не отдавая себе отчета в том, какой огромный ущерб оно нанесет национальным интересам России?
    В самом тексте соглашения якобы никаких прямых бюджетных ассигнований не предусматривалось. Однако в Постановлении Правительства «О ратификации Соглашения между Правительством Российской Федерации и Правительством Турецкой Республики о сотрудничестве в сфере строительства и эксплуатации атомной электростанции на площадке «Аккую» от 09.09.10 записано, что реализация Соглашения потребует государственной поддержки в виде кредитования.
    Необходимо отметить, при обосновании подписания этого Соглашения в органах государственной власти, руководство Росатома декларировало, что он позволит поддержать экспорт высокотехнологической продукции в Турцию и станет примером выгодного для России сотрудничества с другими странами, ссылаясь при этом на опыт зарубежных стран, где действительно государственная экспортная кредитная поддержка обеспечивает реализацию капиталоемких технологичных инвестиционных проектов за рубежом. Однако здесь происходит подмена сути проблемы. Во-первых, никто не строит АЭС по схеме ВОО с фиксированной стоимостью продажи электроэнергии в долларах на 27 лет. Во-вторых, ни одно государственное экспортное кредитное агентство (США, Франция, Корея и т.д.) не дает свои деньги бесплатно, сегодня ставка по кредиту не ниже 4–5%. В марте стало известно, что Южная Корея не согласилась строить АЭС в Синопе на турецких условиях, по-видимому, аналогичных тем, на которых предполагается строить АЭС «Аккую».
    На основании изложенного должна быть создана межведомственная комиссия, которая тщательно проанализирует высказанные здесь замечания, проведет расследование, почему оказалось возможным подписать такое соглашение в ущерб российским интересам. А далее должна быть осуществлена дипломатическая подготовка по его расторжению. Следует иметь в виду, что в соответствие со ст. 18 п. 2 соглашения оно может быть расторгнуто в любое время путем направления уведомления за год до даты расторжения. Естественно, без возмещения уже понесенных затрат, профинансированных российским бюджетом.