В автономной газификации увидели альтернативу возобновляемым источникам энергии
Сегмент малотоннажного производства СПГ в России, который сегодня испытывает серьезную недозагрузку мощностей, может расширить рынок сбыта за счет потребностей коммунальных объектов энергетики. EastRussia разбиралась, насколько развитие автономной газификации населенных пунктов будет интересным как для властей, так и потенциальных инвесторов.
Мало-помалу
В 2022 году в России насчитывалось 16 малотоннажных комплексов по сжижению природного газа суммарной мощностью 29 т/час или около 260 тыс. т ежегодно. Кроме того, в стадии строительства – мини-заводы на 0,5 млн т, а с учетом планирующихся проектов – более чем на 2 млн т.
Как сообщил на состоявшемся 15-16 марта форуме «СПГ Конгресс Россия» первый заместитель генерального директора АО «Газпром промгаз» Николай Варламов, сегодня к созданию рассматривается более 40 подобных производств. Согласно целевой программе, к 2025 году общая производительность мини-заводов в России должна достигнуть 83,3 т/час или около 730 тыс. т ежегодно.
Как заверил Николай Варламов, санкционные ограничения не должны повлиять на ход реализации малых СПГ-проектов. В качестве примера, он привел ввод в 2018 году в районе села Дальнее на Сахалине малотоннажного завода (производительность – 1,5 т/час или 12,7 тыс. т/год с возможным расширением мощности). Проект был реализован на базе отечественных технических решений. Комплекс направлен на газификацию муниципальных котельных в Невельске, Макарове, Тымовске, а также на нужды газомоторного транспорта.
Однако, говоря о планах, стоит не забывать о том, что загрузка действующих производств на сегодня не велика. Если брать выпуск в целом – это примерно половина от действующих мощностей. В 2022 году малотоннажные комплексы произвели лишь 135 тыс. т СПГ, хотя и улучшили показатель предыдущего года на 4,5%.
Недостаточная загрузка предприятий отчасти связана со сложностями в расширении экспорта, в то же время постепенно растут потребности внутри страны. В прошлом году впервые объемы продукции малотоннажных СПГ-предприятий на внешний и внутренний рынок сравнялись, уточнил советник постпредства Якутии при президенте РФ Александр Климентьев. До этого отгрузка сжиженного газа превалировала в экспортном направлении.
В «Газпром промгазе» предлагают не сбрасывать со счетов потенциал экспорта, особенно для тех проектов, которые могут быть реализованы в приграничных регионах, например, в Амурской области, Хабаровском крае и Приморье.
Как заинтересовать инвестора
В настоящее время основная часть проектов в области малотоннажного СПГ ориентирована на потребности автомобильного и железнодорожного транспорта. Только небольшое число перспективных производств может быть увязано с автономной газификацией населенных пунктов.
Тем не менее в свете развития распределенной энергетики такое решение наиболее подходит к районам Дальнего Востока и Арктики, особенно там, где появляются объекты промышленности, новые точки экономического роста, отмечает директор по работе с ключевыми партнерами Института нефтегазовых технологических инициатив Алексей Фадеев.
В некоторых регионах видят в данном подходе и социальный эффект. В частности, в Якутии прорабатывается вариант использования СПГ в качестве альтернативы централизованному газоснабжению для отопления жилых домов и социальных объектов там, где вести трубу и строить газораспределительные сети не слишком экономично. Под такую возможность подпадают порядка 30 населенных пунктов республики.
Вместе с тем государству следует стимулировать инвестиционную активность в рамках автономной газификации населения, поскольку эта деятельность подпадает под тарифное регулирование, рассуждает Николай Варламов. К тому же встает вопрос загрузки предприятия в межотопительный сезон, который, впрочем, возможно решать за счет того же газомоторного транспорта.
Ключевой аспект – достижение экономически разумной цены для конечного потребителя, отмечает первый замглавы «Газпром промгаза», с учетом издержек поставщика топлива по всей цепочке, включая хранение, доставку, регазификацию СПГ. «Важный момент, если сравниваем автономную и сетевую газификацию – минимизация затрат должна идти с определенной мерой господдержки», – считает менеджер.
Обеспечить инвесторам условия для реализации проекта, приемлемые сроки окупаемости, действительно важно, соглашается Максим Губанов, руководитель направления по энергетике и ЖКХ Корпорации развития Дальнего Востока и Арктики. Причем СПГ-проекты вполне могут внести свою лепту в модернизацию локальной генерации с привлечением современных технологий, добавил он.
СПГ как ВИЭ
Примеров преференциальной поддержки малотоннажных производств СПГ в целях автономной газификации на Дальнем Востоке пока нет, признал представитель КРДВ. По его мнению, в реализации таких проектов целесообразно задействовать льготные механизмы, которые уже привлекались при создании генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии.
Это, например, строительство ветростанции в Анадыре. Проект реализован по концессионному соглашению, инвестор получил льготы ТОР «Чукотка» и содействие со стороны региональных властей. Возврат инвестиций осуществляется за счет достигнутой экономии прежнего вида топлива (угля).
Похожий принцип заложен в работе гибридной электростанции в якутском селе Улахан-Кюель (Табалах). Построенный в 2021 году объект сочетает генерацию с помощью солнечных модулей с промышленными аккумуляторами (мощностью 404 кВт) и современными дизельными генераторами (600 кВт). Проекту помог преференциальный режим арктической зоны РФ. Инвестор заключил с ПАО «РусГидро» (энергокомплекс эксплуатируется АО «Сахаэнерго») энергосервисный контракт: отдача вложений происходит за счет сохранения экономии расходов на топливо в тарифе в течение 10 лет, после чего энергокомплексы перейдут в собственность «Сахаэнерго».
Еще один проект в малой энергетике, хотя и не связан с ВИЭ, достоен особого внимания. В забайкальском поселке Первомайский идет строительство котельной мощностью 70 МВт. Она заменит угольную ТЭЦ, возведенную более 60 лет назад, главный корпус которой пришел в аварийное состояние. Проект реализуется с применением механизма дальневосточной концессии сроком на 20 лет. Одновременно предусмотрена помощь от Фонда содействия реформированию ЖКХ, как объекту теплоснабжения, уточнил Максим Губанов.
По его словам, в КРДВ хотят, чтобы меры поддержки по линии Фонда содействия реформированию ЖКХ, включая льготное кредитование, распространялись на объекты локальной энергетики. Определенные шаги в данном направлении уже сделаны, например, подготовлен план модернизации (фактически замены) неэффективных дизельных электростанций.
«Сам механизм поддержки таких инвесторов длительное время проходил обсуждение в экспертных кругах. В настоящее время он кристаллизуется. Даже есть поручение президента РФ на эту тему, что даст старт развитию инвестиционных проектов», - рассказал представитель КРДВ.
Говоря о газификации на основе сжиженного природного газа, Максим Губанов отметил, что она может составить конкуренцию другим технологиям локального энергоснабжения, в том числе ВИЭ. Собственно, государство должно отобрать такие проекты, которые покажут наилучшую эффективность на горизонте 15-20 лет с учетом особенностей топливно-энергетического баланса региона, другой местной специфики, и оказать им свою поддержку.
Стоит сказать, и власти на местах вряд ли захотят получить при переводе котельных и электростанций на новый вид топлива очередной дотационный объект. Традиционно на Дальнем Востоке высокие субсидии организациям жилищно-коммунального хозяйства, и одна из преследуемых целей развития распределенной энергетики – снижение таких дотаций. Отсюда прямая заинтересованность, если за счет применения прогрессивных технологий производства, оптимизации логистики и т.п. цена нового энергоносителя окажется более привлекательной по стоимости.
Павел УсовРазвитие угледобычи
Угледобыча на Дальнем Востоке продолжает расти в Якутии – в рамках проектов, ориентированных на экспорт. В ТОР «Южная Якутия» в январе был включен проект ООО «АнтрацитИнвестПроект»[1] по разработке Сыллахского угольного месторождения (Нерюнгринский район). Мощность первой очереди разреза на Сыллахском месторождении должна составить 1 млн тонн угля. К 2025 г. на участке предполагается добывать 6,5 млн тонн твердого топлива в год. На объекте также планируется построить обогатительную фабрику производительностью 5 млн тонн угля в год. Разрабатывать месторождение должны до 2046 г. Общий предполагаемый объем капитальных вложений оценивается в 15,74 млрд рублей. Балансовые запасы Сыллахского месторождения составляют 140,877 млн тонн.
В целом в Якутии по итогам 2022 г. добыча угля выросла на 26,4%, достигнув 39,2 млн тонн. Рост обеспечили Эльгинский угольный комплекс (ООО «Эльгауголь», входит в группу «ЭЛСИ» А.Авдоляна), предприятия ООО «Колмар», «Якутуголь» («Мечел»). На крупном Эльгинском месторождении было получено 20 млн тонн, что на 26,5% превысило результат 2021 г. (когда было добыто 14,7 млн тонн), а на предприятиях «Колмара» – 14 млн тонн. «Якутуголь» в 2022 г. обеспечил свыше 4 млн тонн угля, что на 12,6% больше, чем в 2021 г. Экспорт якутского угля по итогам прошлого года вырос на 23% – до 26 млн тонн.
Следует отметить, что угольный проект по освоению Эльги решил покинуть С.Адоньев[2] (сооснователь мобильного оператора Yota, деловой партнер А.Авдоляна), после того как он был включен в санкционный список Минфина США. При этом пока не сообщалось о новом перераспределении долей. Прежде С.Адоньеву принадлежало 31,57% в «А-Проперти Развитие», А.Авдоляну – 36,67%, а А.Исаеву (гендиректор «Эльгауголь») – 31,66%.
Тем временем в Забайкалье в число резидентов ТОР была включена компания «Разрезуголь» с проектом освоения Зашуланского месторождения каменного угля в Красночикойском районе. «Разрезуголь» является совместным российско-китайским предприятием ООО «Нортерн Финикс Энерджи Компани Лимитед» (дочернее предприятие китайской угольной корпорации China Energy) и ООО «Компания «Востсибуголь» (дочернее предприятие En+ Group).
Проектом предусмотрена ежегодная добыча 5 млн тонн угля открытым способом. Выход предприятия на проектную мощность намечен на 2024-27 гг. Общий объем инвестиций оценивается в 30 млрд рублей. В настоящее время ведется подготовка проектной документации для начала строительства угольного предприятия, автомобильной дороги и приемоотправочного парка с углепогрузочным терминалом железнодорожной станции «Зашулан-Угольная» с примыканием к путям общего пользования станции Гыршелун ОАО «РЖД» для дальнейшей погрузки и отправки угольной продукции на экспорт. Запасы Зашуланского месторождения оцениваются в 663 млн тонн угля.
Еще одним экспортно-ориентированным проектом, где увеличилась добыча, является чукотский проект «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal). В январе текущего года на месторождении Фандюшкинское поле было добыто 107,23 тыс. тонн угля, что на 5% больше, чем в январе 2022 г. В 2022 г. недропользователь обеспечил свыше 1,5 млн тонн угля, увеличив результат по сравнению с 2021 г. на 44%.
Ситуация в сфере добычи углеводородов
В основном дальневосточном нефтегазовом регионе – Сахалинской области, по итогам прошлого года добыча нефти существенно сократилась, на 44% по отношению к 2021 г., до порядка 9 млн тонн., на что в значительной степени повлияла остановка весной добычи на проекте «Сахалин-1». Добыча газа в регионе также сократилась – на 18%, до 26,2 млрд куб. м. Рост добычи углеводородов в минувшем году был зафиксирован в Якутии – так, за девять месяцев 2022 г. добыча нефти в республике достигла 13,8 млн тонн, увеличившись на 9% по сравнению с аналогичным периодом 2021 г. Добыча природного газа в регионе в 2022 г. выросла на 25%, составив 17,3 млрд куб. м.
Перспективы газового экспорта в ДФО в основном связаны с трубопроводным газом. В январе была завершена работа над межправительственным соглашением РФ и КНР о поставках газа по «дальневосточному маршруту» (МГП «Сила Сибири-3»). Оно регулирует строительство и эксплуатацию газопровода через реку Уссури в Приморском крае, вблизи городов Дальнереченск и Хулинь (КНР). В Хулине расположена конечная точка маршрута. Соглашение было подписано в феврале.
Компанией-поставщиком газа станет «Газпром». Со стороны КНР газопровод должна использовать и обслуживать «Китайская национальная трубопроводная корпорация» (КНТК), она также будет заниматься строительством газопровода. Контракт по поставкам газа по данному маршруту был подписан в феврале 2022 г. Им предусмотрены поставки в 10 млрд куб. м в год. Ресурсной базой МГП «Сила Сибири-3» являются месторождения на сахалинском шельфе (Киринское и Южно-Киринское) в рамках проекта «Сахалин-3».
Маршрут предполагает строительство газопровода-отвода от магистрального газопровода «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» до государственной границы с КНР. Изначально проект являлся более предпочтительным для китайской стороны, чем «Сила Сибири-2», в силу более короткого плеча доставки, меньшей стоимости строительства и более низкой стоимости топлива. При этом масштабы поставок сахалинского газа существенно меньше, чем поставки по первой «Силе Сибири» и по предполагаемой второй. В 2022 г. в КНР по «Силе Сибири» было поставлено 15,5 млрд куб. м газа, что на 49% больше, чем в 2021 г.
Следует отметить, что на Южно-Киринском месторождении «Сахалина-3» «Газпром» рассчитывает начать добычу в 2025 г. Проектная мощность запущенного в 2013 г. Киринского месторождения составляет только 5,5 млрд куб. м в год (в 2021 г. уровень добычи составил лишь 1,2 млрд куб. м), тогда как на Южно-Киринском ожидается добыча 21 млрд куб. м в год. Ввод Южно-Киринского месторождения затруднен санкциями США (месторождение находится под ними с 2015 г.), поскольку для него требуются подводные добычные комплексы (ПДК)[3]. На Киринское месторождение ранее были поставлены импортные ПДК.
В Якутии были открыты новые месторождения газа. ПАО «ЯТЭК» при бурении и испытании объектов поисковой скважины на Тымтайдахском лицензионном участке в Вилюйском районе Якутии в январе открыло новое месторождение, получившее название им. Эвальдта Туги. Согласно классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, данное месторождение относится к крупным.
Извлекаемые запасы газа на месторождении оцениваются в 34,475 млрд куб. м. Результаты государственной экспертизы по запасам продуктивных пластов месторождения утверждены Роснедрами. В компании пока не сообщают о дальнейших планах по новому месторождению. Следует отметить, что на сегодняшний день актуальные совокупные геологические запасы газа ЯТЭК составляют 662 млрд куб. м. Также новое газоконденсатное месторождение открыла компания «Туймааданефтегаз» при бурении на Мухтинском лицензионном участке в Олекминском районе. Оно получило название Мухтинское. Его извлекаемые запасы оцениваются в 34,8 млрд куб. м.
«НОВАТЭК» между тем создает в ДФО инфраструктуру для экспорта сжиженного природного газа (СПГ). Компания «Арктическая перевалка» (ПАО «НОВАТЭК»), реализующая проект по строительству морского перегрузочного комплекса СПГ в Камчатском крае, получила статус резидента ТОР «Камчатка». В текущем году планируется запустить морской терминал в бухте Бечевинская (Елизовский район) мощностью 21,7 млн тонн СПГ в год. На 2026 г. намечен выход терминала на проектную мощность. Объем инвестиций в проект оценивается в сумму порядка 100 млрд рублей. Доставлять СПГ с арктических предприятий «НОВАТЭКа» на Ямале (проект «Арктик СПГ-2») до камчатского терминала будут танкеры-газовозы высокого ледового класса, а в дальнейшем СПГ предполагается поставлять потребителям в АТР.
Терминал будет располагать плавучим хранилищем газа (ПХГ) объемом 360 тыс. куб. м и двумя рейдовыми якорными стоянками. Комплекс должен ежегодно обслуживать 657 судов-газовозов максимальной вместимостью 172,6 тыс. куб. м каждый. К настоящему времени завершается строительство ПХГ, подходного канала протяженностью более 6 км и причала для портового флота. Напомним, что аналогичный проект «Арктическая перевалка» реализует в Мурманской области (ТОР «Столица Арктики»). Его мощность должна составить 20 млн тонн СПГ в год. Стоимость строительства оценивается в более чем 70 млрд рублей, а срок реализации также определен на 2023-26 гг.
Что касается новых нефтяных проектов и изучения перспективных участков, то «Роснефть» планирует в 2023-27 гг. провести комплексное изучение Северо-Сахалинского участка недр федерального значения. Лицензия на право ведения работ на участке в акватории Сахалинского залива Охотского моря, к западу от полуострова Шмидта (северная оконечность острова Сахалин) была получена в апреле 2021 г. Компания рассчитывает провести сейсморазведку 3D в объеме до 1,2 тыс. кв. км со специализированных геофизических судов.
Северо-Сахалинский участок недр представляет собой южную часть Западно-Шмидтовского блока проекта «Сахалин-4». Ранее проект не развивался (прежде «Роснефть» намеревалась развивать его в партнерстве с британской BP, но стороны отказались от планов еще в 2009 г.). Северо-Сахалинский участок недр станет первым в рамках «Сахалина-4», где будет проведено комплексное изучение. Прогнозные ресурсы углеводородов в пределах участка по состоянию на 1 января 2009 г. составляют 38 млн тонн нефти (по категории Д1)[4], 395,8 млрд куб. м газа по категории Д1[5].
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
[1] Принадлежит ХК «Эволюция» и АО «ОГК Менеджмент». ХК «Эволюция» была создана концерном «Россиум» и инвестиционной компанией «Регион», в настоящее время 100% компании принадлежит ее генеральному директору А.Инкину (бывший сотрудник «Региона»).
[2] В октябре 2022 г. С.Адоньев стал владельцем 31,67% компании «А-Проперти Развитие», контролирующей «Сибантрацит» (входит в объединенную «УК Эльга-Сибантрацит» (ЭЛСИ)).
[3] Производства американских компаний FMC Technologies, Cameron, GE Subsea, норвежской Aker.
[4] 3,2 млн тонн по категории Д2.
[5] 33,5 млрд куб. м по категории Д2.
Несмотря на наличие значительных запасов природного газа, удельный вес транспорта, использующего газомоторное топливо, в России невысок. Основная причина - низкий спрос на соответствующие автомобили и слаборазвитая инфраструктура, в первую очередь газозаправочная сеть. Осложняет ситуацию проблема с импортозамещением оборудования, достать которое становится все сложнее. Тем временем государство решает, какие должны быть адекватные меры поддержки для стимулирования производства газовой техники и роста количества транспорта, работающего на альтернативном виде топлива.
Чисто дешево
В 2022 году объем реализации в РФ компримированного природного газа для автотранспорта составил почти 1,5 млрд куб. м. Это вдвое больше по сравнению с результатом пятилетней давности. Спрос на газомоторное топливо растет во многих регионах. Например, в Сахалинской области его продажи увеличились с 8,4 млн куб. м в 2021 году до 15,3 млн куб. м в 2022-м.
За последнее десятилетие заметно расширился модельный ряд техники, работающей на ГМТ: это легковые машины, грузовики, автобусы. В качестве стимула для перехода на газ в России с 2014 по 2021 год было направлено порядка 35 млрд руб. на поддержку автопроизводителей, в том числе общественного транспорта, который стал драйвером роста газомоторного рынка. Субсидии продолжатся. Так, только по федеральной программе «Чистый воздух», в 2023 году на покупку автобусов на ГМТ запланировано 1,4 млрд руб.
Определенный эффект дает компенсация автовладельцам затрат при переоборудовании машин на сжигание компримированного или сжиженного природного газа (КПГ/СПГ). Безусловно, на привлекательность ГМТ влияет дешевизна топлива. Так, в Якутии стоимость метана сегодня почти в три раза ниже бензина.
На начало 2023 года в России действовало 728 газозаправочных объектов (против 400 в 2018-м). Согласно целевым показателям, заложенным в федеральный проект «Чистая энергетика», в 2025 году сеть автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС) в стране должна насчитывать 1273 ед., в 2030-м – 1435.
В частности, ожидается, что в Якутии (этот регион, как и Сахалин, в настоящий момент являются наиболее продвинутыми на Дальнем Востоке по применению газомоторного топлива) к 2025 году будут построены 18 АГНКС, а до конца 2030-го - порядка 40. Станции планируется в первую очередь устанавливать в Якутске, вдоль федеральных трасс, а также в южной и западной части республики.
Объем потребления природного газа автотранспортом, согласно проекту «Чистая энергетика», через два-три года может составить не менее 2,7 млрд куб. м, а в 2030-м – 10 млрд куб. м. Насколько достижимы могут быть эти параметры, задаются вопросом эксперты.
По словам президента Торгово-промышленной палаты (ТПП) РФ Сергея Катырина, в настоящее время газозаправочные станции загружены на 34% (это среднероссийский показатель). Профицит их мощностей - более 2 млрд куб. м. Существующая сеть АГНКС способна заправлять не менее 500 тыс. машин, но сейчас в стране насчитывается примерно 285 тыс. автотранспортных средств, работающих на газе. «Те, кто создают такие заправки ставят вопрос, для кого мы будем создавать эти сети, кто будет на них заправляться, если нет достойного количества техники», - свидетельствует Сергей Катырин.
Проект «Чистая энергетика» предусматривают наличие в 2025 году в России более 500 тыс. автомобилей на ГМТ, в 2030-м – 1,5 млн. В лучшие годы прирост транспорта, работающего на газе, доходил до 30-35 тыс. ед. ежегодно. Если двигаться такими темпами, то целевой уровень в отведенные сроки явно недостижим.
Хотя опыт других государств показывает, что прорывы вполне возможны, отметил председатель подкомитета по газомоторному топливу Комитета по энергетической стратегии и развитию ТЭК ТПП Василий Толстопятов. В частности, Узбекистан в 2021 году прирос на 580 тыс. машин, потребляющих метан. Число автомобилей на ГМТ в этой стране возросло до 2,3 млн ед.
От импорта не уедешь
Пока что темпы прироста парка с газомоторным оборудованием в РФ замедлились. В 2022 году для российских заказчиков произведено 6,5 тыс. автомобилей, тогда как в 2021-м – 10,7 тыс. Одновременно количество переоборудованной техники снизилось с 25,8 тыс. до 19,5 тыс. ед.
Естественно, повлияла ситуация с импортозависимостью. Так, в прошлом году китайская Weichai Power приостановила поставки газовых двигателей для седельного тягача KамАЗ-5490 NEO 2. Сейчас из газомоторных моделей завод может предложить только технику предыдущего поколения с устаревшим газовым двигателем V8.
Как уточнил независимый консультант Сергей Бургазлиев, по ключевым компонентам газомоторного оборудования производства в РФ нет. Впрочем, тот же КамАЗ предполагает вывести на рынок новые серии магистральных тягачей на КПГ и СПГ с силовыми установками отечественной разработки. Лучше ситуация обстоит с газобаллонным оборудованием, которое выпускается в России и Узбекистане.
С другой стороны, сдерживает перевод существующего парка на ГМТ сложный порядок с переоформлением автомобиля. «Следует подать заявку, получить предварительное разрешение, поставить оборудование, чтобы оно было сертифицированным, соответственно нужно еще поехать в лабораторию, чтобы они сделали заключение, потом с пакетом документов идти в ГИБДД и т.д. Разговоры идут много лет, чтобы упростить процедуры, сделать все прозрачно для государственных органов, но, к сожалению, воз и ныне там», - посетовал эксперт.
Неопределенность влияет не только на планы индивидуальных автовладельцев, но и компаний-перевозчиков, собиравшихся инвестировать в газомоторный парк. «Мы имели возможность на СПГ тестировать транспортные средства. Тестировали на направлении Москва – Санкт-Петербург, прекрасные были результаты. Изготовили бизнес-кейс для инвестиционного проекта, для того чтобы приобрести порядка десяти транспортных средств. Но, к сожалению, жизнь показала другое», – отметил директор по закупкам GXO Андрей Попов.
Причем, добавил он, дело не только в нехватке оборудования, выпускаемого зарубежными компаниями, которые прекратили сотрудничество с РФ. Должна также действовать система гарантийного сервисного обслуживания транспорта. Как рассказал менеджер, у компании ряд машин марки Scania работают на компримированном природном газе. После ухода этого вендора с российского рынка был прекращен сервисный контракт. Это обернулось сложностями для эксплуатанта, хотя компания в итоге нашла других поставщиков по запчастям и партнеров, способных обслуживать данную технику.
Китай, который сегодня является главной альтернативой для российских потребителей, хотя и выпускает газомоторные машины (среди брендов – Schacman, Hongyan, Dayun Truck, FAW), все же лучше рассматривать как поставщика по компонентной базе, считает председатель Российско-азиатского делового совета (РАДС) Максим Кузнецов. «Одним из лидеров на мировом рынке ГМТ-техники является Mitsubishi, но те же запасные части для Mitsubishi делаются на китайских фабриках», - пояснил он.
Действительно, продолжает глава РАДС, в КНР есть компании так называемого первого эшелона, которые не будут сотрудничать в вопросах прямых поставок с россиянами, как та же Weichai Power, у которой кооперационные связи с ЕС и США. Тем не менее при работе с ними возможно использовать компанию-прослойку будь то с материкового Китая или Гонконга, хотя это приведет к удорожанию контракта.
Так как в Поднебесной существует несколько рынков запчастей и компонентов с принципиально разными уровнями цен, проще найти менее раскрученного поставщика. «Китайская экономика не такая концентрированная. Если в России на малый и средний бизнес приходится 20% ВВП, то в Китае – 60%. Там есть ряд небольших предприятий, которые являются экспортерами, но, чтобы их найти, нужно знать рынок и язык», - отметил Максим Кузнецов.
В любом случае он рекомендует внимательно выбирать контрагента и контролировать качество поставляемой продукции. В конце концов на Китае свет клином не сошелся, рассуждает председатель РАДС, потенциальные партнеры есть в других странах АТР, например, во Вьетнаме и Индонезии.
Другая проблема связана с импортозамещением газозаправочного оборудования для АГНКС и КриоАЗС. Как рассказал коммерческий директор НПК «Ленпромавтоматика» Николай Ровенских, компания с 2021 года работает по локализации компрессорной установки. «Мы перешли к самостоятельному комплектованию зарубежного компрессора российским электродвигателем, к установке, центровке оборудования на монтажной раме своими силами, комплектованием системами смазки, изготовлением трубопроводной обвязки и т.д. Естественно, провели испытание компрессорной установки на нашем стенде. Целевым форматом по локализации, импортозамещению видим, что зарубежным должен остаться сам компрессор, то есть цилиндро-поршневая группа и база», - уточнил он.
В создании АГНКС производители старались использовать агрегат итальянского производства, рассказал Николай Ровенских: «Российская школа компрессоростроения в отношении газовых, именно метановых компрессоров производительностью от 500 до 1,5 тыс. куб. м/ час в период с конца 1980-х до 2010-х стояла практически в загоне. Все логично, нет спроса – нет предложения. АГНКС массово не строились, то, что реализовывались проекты в 1-2 ед. в год – не в счет».
Отсюда до сих пор ни один отечественный производитель не может предложить рынку компрессор, который по всем ключевым параметрам (цена, эффективность, надежность, удобство в обслуживании) превосходил бы зарубежные аналоги, подчеркнул представитель «Ленпромавтоматики».
Впрочем, уточнил менеджер, российские производители начали вкладываться в разработку современных изделий, а не просто тиражировать опыт 1960-1970-х, когда отечественное компрессоростроение мало чем отличалось от западного.
Из-за проблем с комплектующими в прошлом году сократилось количество выпуска газозаправочных колонок, хотя вопрос все же удалось разрешить за счет альтернативных решений и поставщиков. «Не все понимают, что заместить все-все-все просто невозможно, потому что ряд продукции не производится в РФ, - объясняет Николай Ровенских. - Например, промышленные контроллеры европейского производства практически не купить, и в России импортонезависимой электроники нет. Соответственно, поставщики промышленных контроллеров подняли цены в два-пять раз и увеличили сроки поставки до года и более, тем самым блокируя область их применения».
До полезной загрузки
Замдиректора департамента Минпромторга по машиностроению для топливно-энергетического комплекса Алексей Дубинин оптимистичен. По его словам, в стране есть 11 предприятий, которые могут ежегодно производить до 400 газозаправок. В свое время министерство выступило инициатором внесения комплектующих для АГНКС в правительственное постановление «О подтверждении производства промышленной продукции на территории РФ», что должно помочь предприятиям в деле импортозамещения. В документе описаны основные критерии, по которым будет определяться выпуск оборудования внутри страны. Сейчас идет корректировка данных критериев, в том числе с точки зрения модернизации производственных мощностей и углубления степени локализации конечного продукта.
С учетом достаточно серьезных капловжений в постройку станций (стоимость одного объекта колеблется от 90 млн до 200 млн руб.) в стране действует программа субсидирования строительства АГНКС. В рамках проекта «Чистая энергия» на создание заправочной инфраструктуры КПГ в 2023 году запланировано 1,2 млрд руб., в 2024-м – 2,1 млрд, в 2025-м – 2,4 млрд руб. Средства предусмотрены и по линии СПГ: соответственно, 707 млн, 800 млн и 271 млн руб.
Гендиректор ООО «Газпром газомоторное топливо» Денис Корниенко считает, что меры поддержки целесообразно усилить при стимулировании перевода действующего и приобретения нового газового транспорта. Поскольку среднестатистически АГНКС загружена лишь на треть, нужно для начала синхронизировать газозаправочные мощности с уровнем потребления автовладельцев, а потом работать на перспективу.
«В прошлом году Ростовская область перевалила за 100 млн куб. м газа – лидер в РФ. Но если посмотреть удельную реализацию на одну заправку (в области их порядка 60), то регион далеко не в лидерах, более того, показатели относительно 2021 года снизились. Если посмотреть вниз [рейтинга] – есть Сахалинская область, где АГНКС мало (три – прим. ред.), но в регионе настолько активно развивается газомоторка, что удельные показатели по реализации в три раза больше, чем в Ростовской. Это говорит, о том, что эффективно развивается сеть, заправки строятся, и они грузятся. И в регионе действительно приняты сильные меры по комплексному стимулированию развития рынка, не просто выделяется [на льготных условиях] земля, а еще ведется и четкая работа по загрузке объекта», - высказался Денис Корниенко.
На V Восточном нефтегазовом форуме, прошедшем 7-8 июля во Владивостоке (ДВФУ, остров Русский), тон задавали аффилированные с «Газпромом» компании, сообщает корр. EastRussia. Начиная с пленарного заседания «Точки рост и развития нефтегазовой отрасли Восточной Сибири и Дальнего Востока» и заканчивая финальной дискуссией «Транспортировка, логистика и инфраструктура», говорили в основном о газе, в разных его ипостасях – как правило, сжиженном (СПГ).
Амбиции регионов
Открывая мероприятие, губернатор Приморья Олег Кожемяко – самый представительный чиновник из присутствовавших на форуме – сходу обозначил: реалии таковы, что «без Приморья развитие нефтегазовой отрасли (страны – Прим. ред.) невозможно». Помимо экспортных потоков в АТР, которые, так или иначе, замыкаются на порты и территорию Приморского края, в регионе строятся собственные производственные мощности по переработке сырья в продукты высокой добавленной стоимости (Восточная нефтехимическая компания (ВНХК), «Находкинский завод минеральных удобрений» и ряд менее крупных). Последует также модернизация теплоснабжающих предприятий, газификация индустрии и жилых комплексов, к 2030 г. потребление природного газа должно вырасти с нынешних 1,3 до 13 млрд кубометров в год.
Другие регионы ДФО, впрочем, также имеют амбициозные планы по газификации, которая в среднем на Дальнем Востоке составляет всего 18 % по сравнению с 71% по России. В Амурской области газификация населения будет идти параллельно постройке газоперерабатывающего завода (АГПЗ), активно развиваются старые и новые сахалинские проекты, «подтягиваются» Камчатка, Якутия, Магаданская область.
Фото: ПАО «Газпром»
В отдаленных районах делают ставку на СПГ. Это наиболее экономичный источник энергии из имеющихся, допустим, для районов, где идет золотодобыча.
Советник постоянного представительства Республики Саха (Якутия) при президенте РФ Александр Климентьев рассказал об общих перспективах СПГ на Дальнем Востоке. В основном, они реализуются путем малотоннажных объектов – сегодня в ДФО три таких действует, два строится, целых 22 заявлено. В планах построить два среднетоннажных объекта (Владивосток СПГ, ООО «СПГ»). Действующее крупнотоннажное предприятие одно – «Сахалин-2», строится «Дальневосточный СПГ» (Exxon Neftegas Ltd), на будущее заявлены Якутское СПГ (ООО «Глобалтэк»), Анабарнефтегаз, расширение Сахалин-2 ТЗ, расширение Дальневосточного СПГ. Как отметил Александр Климентьев, сжиженный газ может применяться в автономной газификации в Якутии и на Сахалине; в качестве газомоторного топлива на карьерных самосвалах ПАО АК «АЛРОСА», на транспортном коридоре Свободный-Владивосток; для бункеровки танкеров на Сахалине, речного транспорта на Лене, Амуре и Байкале, на перевалочном терминале на Камчатке; для экспорта в Монголию, Китай, страны АТР; на железнодорожном транспорте в Якутии и общественном автотранспорте на Сахалине.
Свои рацпредложения внесли ученые ДВФУ. Научный руководитель Политехнического Института вуза Александр Беккер рассказал о новых подходах к защите конструкций нефтегазовых платформ от абразивного воздействия льда. Директор НИИ Экотоксикологии Уральского государственного лесотехнического университета Михаил Винокуров поделился с участниками форума экологическими обоснованиями эксплуатации и строительства нефтегазового комплекса в условиях ужесточения экотребований и изменения в законодательстве для объектов нефтегазового комплекса в ДФО.
Ведра и дирижабли
Доктор экономических наук Андрей Конопляник вместе с генеральным директором «Бэдфорд Групп» Владимиром Ворошиловым предлагают газифицировать оставшиеся «неохваченные 17% российских домохозяйств», а это примерно 20 млн потребителей, через переход на автономное электроснабжение, малотоннажное производство сжиженного природного газа, который бы отправлялся заказчику на дирижаблях. Звучит как фантастика, между тем, действительно, в России есть дирижабли «Атлант», которые способны доставлять груз, невзирая на погоду, вечную мерзлоту и бездорожье – на расстояние до 1000 км.
Директор компании «Дальгазресурс» Олег Баранов рассказал о планах разработки месторождения природного газа и строительства небольшого завода по производству СПГ – 6 тонн в час. Газ будет поставляться в регионы Дальнего Востока, возможно, в Китай. Попутно менеджер собирается газифицировать Верхнебуреинский район Хабаровского края. От центрального поселка – Чегдомына, до прочих населенных пунктов – от 10 до 320 км, а проживает в районе всего 23,5 тыс. человек. Тем не менее, с учетом того, что разводка газа в населенных пунктах осуществляется за государственный счет, проект окупаемый. Объем капитальных вложений первого этапа составляет 2,79 млрд рублей. По мере готовности предприятий Хабаровского края к использованию СПГ поставка газомоторного топлива будет осуществляться в рамках госпрограммы «Стимулирование использования газомоторного топлива и развития газозаправочной инфраструктуры в субъектах Российской Федерации на 2015-2023 годы».
«На конкретно взятой территории мы намерены реализовать планы по газификации России, - отметил Олег Баранов. – Район с очень низкой плотностью населения, всего 0,39 человек на квадратный километр. Государственные планы по газификации Хабаровского края, которая сейчас на уровне 19,5%, нас поддерживают».
В ходе дискуссии обсуждалась такая, к примеру, проблема: в населенном пункте энергоснабжение осуществляется посредством дизельной электростанции. Притом, что есть доступ к газу, поставщик коммунальных услуг отказывается переходить на новый вид топлива, который явно более выгоден экономически. «СПГ, в отличие от соляра, в ведрах не носят», - поделились коллеги философским выводом.
Гелий и «Голиаф»
Экспортировать, впрочем, собираются не только СПГ, но и другие продукты переработки природного газа, допустим, жидкий гелий. Генеральный директор компании «Газпром гелий сервис» Любовь Бриш рассказала про уникальное производство, которое запущено в Хабаровском крае и сейчас расширяется на территорию ТОР «Надеждинская» в Приморье. С запуском АГПЗ гелия будет так много, что Россия выйдет на первое место по его экспорту в мире. Газоперерабатывающий завод будет производить 42 млрд кубометров СПГ в год, соответственно, 60 млн тонн гелия. Кстати, «Газпром гелий сервис» - единственное предприятие в России, которое полностью заправляет свой автопарк из 180 тягачей «КАМАЗ» газомоторным топливом собственного производства.
О продвижении лидерских позиций «Газпрома» на рынке газомоторного топлива рассказал директор Сибирского филиала «Газпром газомоторное топливо» Вячеслав Чебоксаров. Сегодня 355 из 546 объектов газомоторной инфраструктуры в России принадлежит «Газпрому». В 2021 году холдинг открывает еще 50 автомобильных газонаполнительных компрессорных станции. 9 АГМКС появится на Дальнем Востоке, в том числе, 3 – во Владивостоке, по одной – в Артеме и Уссурийске.
Заместитель генерального директора АО «ДЦСС» Роман Горбунов рассказал о развитии входящей в состав холдинга крупнейшей верфи ССК «Звезда». Строительство предприятия ведет консорциум «Роснефти», «Роснефтегаза» и Газпромбанка. В 2024 году будет построена вторая очередь верфи, вместо нынешних 4 там будет работать 7 тысяч человек.
«Сооружение уникальное с технической точки зрения, открытый стапель, мощнейшее в России крановое оборудование (кран «Голиаф» грузоподъемностью 1200 тонн), система спуска судов на воду - указал Роман Горбунов. – Сейчас производство работает, начиная от резки металла до сдачи судна».
На площадке сухого дока судоверфи «Звезда» смонтирован второй кран-гигант «Голиаф» грузоподъемностью 1200 тонн, высотой 120 метров и шириной 189 метров.
Фото: пресс-служба правительства Приморского края
Судостроительное предприятие ориентировано на постройку судов особого класса, судов на газомоторном топливе. В настоящее верфь имеет заключенные контракты на строительство 4 многофункциональных судов снабжения усиленного ледового класса, 10 танкеров-челноков ледового класса дедвейтом 120 тыс. тонн на газомоторном топливе, 12 крупнотоннажных танкеров «Афрамакс», танкера-челнока ледового класса дедвейтом 69 тыс. тонн. За исключением 2 танкеров, которые заказал «Совкомфлот», загрузку верфи обеспечила «Роснефть». Перспективная производственная программа включает 136 судов до 2031 года, в настоящее время получены заказы на 57 судов.
Обсудив различные аспекты нефтегазового сотрудничества, в том числе, в ракурсе актуальной для ДФО проблемы человеческого капитала (здесь выступали в основном ученые ДВФУ), участники выразили удовлетворение проделанной работой и приготовились к новым встречам – в Москве и Петербурге.
В рамках шельфовых проектов наблюдается восстановление добычи газа, также «Сахалин-2» все еще избегает некоторых санкционных рисков. При этом основным приобретателем СПГ проекта становится КНР. Новые крупные СПГ-проекты, тем не менее, пока находятся под вопросом, в частности планы производства в Якутии. Рост угледобычи отмечается в Якутии и на Сахалине, где недропользователи в том числе намерены инвестировать в транспортную инфраструктуру. При этом пока цены на уголь на мировом рынке являются низкими, с учетом этого введенная для отрасли надбавка к НДПИ может в ближайшее время не оказывать существенного фискального давления.
Газодобыча
В сфере добычи углеводородов сахалинские шельфовые проекты продолжают действовать, при этом пока санкционные ограничения для одного из них остаются частично ослабленными. В июне Евросоюз освободил от соблюдения потолка цен на нефть шельфовый нефтегазовый проект «Сахалин-2» (оператор – ООО «Сахалинская энергия») еще на один год – до 28 июня 2025 г. Решение связано с интересами Японии - обеспечением потребностей энергетической безопасности этой страны.
Напомним, что японским компаниям Mitsui и Mitsubishi в сахалинском проекте принадлежит 12,5% и 10% соответственно. Механизм ценового потолка предусматривает, что проекты, имеющие важное значение для энергетической безопасности третьих стран, могут быть освобождены от соблюдения ограничений. Евросоюз также предоставил проекту «Сахалин-2» право на экспорт и передачу товаров, необходимых для ремонта приборов и аппаратуры, которые предназначены для измерения или контроля переменных характеристик жидкостей и газов.
Тем временем период постоянной добычи газа в рамках проекта «Сахалин-2» был продлен с 2028 г. до 2033 г. Центральная комиссия Роснедр в конце прошлого года поддержала соответствующий вариант разработки Лунского нефтегазоконденсатного месторождения, которое является основным источником сырья для производства сжиженного природного газа в рамках «Сахалина-2» . На втором месторождении проекта «Сахалин-2», Пильтун-Астохском, добывается преимущественно нефть. На Лунском месторождении на сегодняшний день добыто более половины его запасов природного газа. Мощность СПГ-производства составляет порядка 10 млн тонн СПГ в год (такой объем был выпущен в 2023 г., в 2022 г. производство составило 11,5 млн тонн).
За пять месяцев текущего года производство газа в рамках проекта «Сахалин-2» выросло на 3,6% относительно аналогичного периода 2023 г., до 7,3 млрд куб. м. При этом добыча в мае сохранилась на уровне мая прошлого года, 1,4 млрд куб. м. На шельфовом проекте «Сахалин-1» добыча газа в январе-мае текущего года увеличилась на 6,7% относительно аналогичного периода прошлого года, до 4,2 млрд куб. м. Однако в мае добыча в рамках проекта была ниже, чем в мае 2023 г. на 3%, составив 813 млн куб. м. Информация об объеме добычи нефти не раскрывалась.
Стоит отметить, что в последнее время наблюдается существенный рост поставок СПГ проекта «Сахалин-2» в Китай – в апреле текущего года они составили рекордные 440 тыс. тонн (рост на 3,4% относительно марта 2024 г. и на 39% относительно апреля прошлого года). В апреле Китай опередил по объемам поставок сахалинского СПГ традиционного основного импортера – Японию. В апреле поставки сахалинского СПГ японским потребителям снизились на 44% по сравнению с мартом 2024 г. и на 17% по сравнению с апрелем 2023 г., составив 319 тыс. тонн. Что касается поставок СПГ в Республику Корея, то в апреле они сохранились на уровне апреля прошлого года (127 тыс. тонн).
Тем временем предполагается начать геологоразведку на новых, но небольших нефтегазовых участках в Якутии. АК «АЛРОСА» и АО «Сахатранснефтегаз» в рамках совместного предприятия планируют осваивать перспективные нефтегазовые участки в республике – Улугурский и Эргеджейский.
Улугурский лицензионный участок (площадь 4 205 кв. км) находится на территории Ленского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти составляют 7,3 млн тонн, газа – 217,3 млрд куб. м. Эргеджейский лицензионный участок имеет площадь 3 181 кв. км и находится на территории Олёкминского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 15 млн тонн, газа – в 78,3 млрд куб. м. К 2026 г. предполагается завершить поисковые работы и постановку запасов на государственный баланс. Инвестиционное решение по освоению месторождений должно быть принято после определения технологической схемы разработки месторождений и проработки оптимальных рынков сбыта сырья.
В то же время планируемый ранее в Якутии запуск крупнотоннажного производства СПГ мощностью 18 млн тонн в год (компания «Глобалтэк» ) в настоящее время не входит в число приоритетов. Глава Минвостокразвития А.Чекунков в марте текущего года заявил, что проект, вероятно, будет реализован в среднесрочной перспективе. В прошлом году ЯТЭК сообщала о продолжающихся поисках стратегического партнера для проекта.
Уголь
В угольной отрасли вызвавшим противоречия решением последнего времени стало повышение НДПИ. Правительство в рамках поправок ко второму и третьему чтению внесло корректировки, повысив минимальную цену отсечения, при превышении которой взимается надбавка к НДПИ. Законопроект об изменениях налоговой системы в июле был принят Госдумой в третьем чтении.
Для энергетического угля цена отсечения установлена на уровне 120 долларов за тонну в портах Дальнего Востока (в предыдущем варианте цена отсечения составляла 100 долларов). Предполагается к ставке НДПИ применять коэффициент КЭНРГ, учитывающий среднюю за налоговый период мировую цену на уголь (по индексу FOB Восточный NAR 5500) и средний курс доллара к рублю.
Для коксующегося угля предусмотрена цена отсечения в размере 167 долларов за тонну (прежний вариант – 140 долларов за тонну) и привязка НДПИ к цене в дальневосточных портах (ранее использовался индекс GX TSI FOB Australia Premium Coking Coal). Что касается антрацита и угольной смеси (PCI), то цена отсечения составит 135 долларов на тонну. При этом в формуле расчета НДПИ для данных видов угля будут учитываться цены в портах как Дальневосточного, так и Северо-Западного и Южного федеральных округов. Основным положительным изменением в принятом законопроекте для угольщиков стало именно повышение цены отсечения.
В настоящее время мировые цены на уголь остаются низкими, в связи с чем реальное повышение НДПИ в соответствии с новыми правилами в отрасли в ближайшие годы (до 2026 г.) маловероятно. В июне на наиболее популярном и востребованном восточном направлении стоимость энергетического угля составляла 90 долларов за тонну. В третьем и четвертом кварталах года в связи с подготовкой к отопительному сезону ожидается увеличение цен до 95-96 долларов за тонну.
Добыча угля на Дальнем Востоке тем временем растет в Якутии. По итогам первого полугодия 2024 г. объем производства твердого топлива в республике вырос на 25% по сравнению с аналогичным периодом 2023 г., до 19 млн тонн. План добычи на текущий год составляет 40 млн тонн угля. Напомним, что «Эльга», «Колмар» и «Якутуголь» являются основными угледобывающими компаниями Якутии, они ведут деятельность в Нерюнгринском районе.
При этом АО «Якутуголь» (ПАО «Мечел») в июле был заподозрен ФАС в злоупотреблении доминирующим положением на рынке и отказе заключать контракт на поставку угля на Нерюнгринскую ГРЭС (эксплуатант станции – АО «ДГК»). В «Дальневосточной генерирующей компании» сообщили, что оборудование станции было спроектировано для работы на угле Нерюнгринского месторождения, а приобретение угля других марок для поддержания работы ГРЭС может привести к снижению сроков эксплуатации оборудования электростанции. ФАС выдала предупреждение компании «Якутуголь», согласно которому недропользователь обязан рассмотреть заявки «ДГК» в течение месяца и поставить уголь при экономической и технической возможности. Компанию также обязали разработать и утвердить в ФАС торговую политику.
Со своей стороны в «Мечеле» сочли претензии ДГК необоснованными. В компании сообщили, что в 2024 г. по итогам закупочных процедур на Нерюнгринскую ГРЭС будет поставлено 736 тыс. тонн угля, в том числе 180 тыс. тонн было поставлено в первом квартале года, 400 тыс. тонн предстоит отгрузить по итогам второго и третьего кварталов и еще 156 тыс. тонн запланировано на четвертый квартал года.
«Колмар» в текущем году рассчитывает добыть 13,5 млн тонн угля – 5,4 млн тонн на ГОКе «Денисовский» и 8,1 млн на ГОКе «Инаглинский». В 2023 г. «Колмар» произвел 11,5 млн твердого топлива.
Тем временем угледобыча снижается в Чукотском АО. Объем добычи каменного угля в регионе по итогам января-мая 2024 г. составил 561 тыс. тонн, сократившись на 6% относительно аналогичного периода 2023 г. Добычу ведет ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal Ltd, которая намерена продать актив, но пока не завершила процесс) в пределах Беринговского бассейна (месторождение Фандюшкинское поле в пределах участка Северный Амаам, Анадырский район).
В свою очередь ОАО «Шахта Угольная» за пять месяцев извлекло 18 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении, сократив в три раза объем добычи по сравнению с аналогичным периодом 2023 г. Уголь поставляется потребителям в округе – на Эгвекинотскую ГРЭС и объекты «Чукоткоммунхоза». В настоящее время в компании отмечают сокращение спроса со стороны потребителей.
На Сахалине между тем фиксируется рост экспорта угля. В апреле-мае текущего года (1 апреля – период начала навигации) объем угольных поставок вырос на 6% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 2,7 млн тонн. В 2023 г. с Сахалина на экспорт было поставлено 14,4 млн тонн твердого топлива, что на 23% больше, чем в 2022 г. Напомним, что «Восточная горнорудная компания» (ВГК) завершает в регионе строительство наиболее крупного в РФ магистрального угольного конвейера протяженностью 23 км, соединяющего Солнцевский угольный разрез и порт Шахтёрск. В июне было принято правительственное решение о выделении субсидии в размере 614,64 млн рублей на строительство конвейера. В 2023 г. объем добычи ВГК на Солнцевском разрезе составил 14,2 млн тонн, в 2024 г. планируется достичь объема добычи в 15,2 млн тонн.
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
На фоне проблем в угольной отрасли на Дальнем Востоке сохраняются планы по развитию ряда проектов и увеличению добычи в перспективе. В то же время логистические и внешнеторговые ограничения все же влияют на возможности экспорта. Планируется увеличение поставок углеводородов с Дальнего Востока в КНР, но не все предполагаемые объемы пока согласованы, т.к. стороны не могут преодолеть ряд противоречий.
Ситуация в угольной отрасли на сегодняшний день осложняется падением мировых цен, из-за чего в четвертом квартале 2023 г. убытки российской угольной промышленности составили 13 млрд рублей. Для угольной отрасли угрозу также несет планируемое Минфином с 2025 г. увеличение НДПИ для угля[1]. Для энергетических и коксующихся углей предлагается установить дополнительную надбавку к ставке НДПИ в размере 10% от превышения цен в морских портах Дальнего Востока[2]. Пороговая цена для энергетического угля установлена в 100 долларов, для коксующегося – 140 долларов за тонну. Коэффициент для расчета налоговой ставки будет учитывать среднюю за налоговый период мировую цену на уголь и средний курс доллара к рублю.
При этом в ближайшее время с учетом рыночной конъюнктуры роста цен на уголь в дальневосточных портах не ожидается. В отрасли опасаются, что увеличение налоговой нагрузки приведет к продолжающемуся сокращению добычи, а также экспортных поставок и инвестиций в производство.
В целях поддержки отрасли Минэнерго во главе с бывшим кемеровским губернатором С.Цивилевым, бывшим руководителем угольной компании «Колмар», предлагает продолжать переговоры с Китаем по обнулению импортных пошлин на российский уголь. Напомним, что Китай еще в 2014 г. ввел импортные пошлины на антрацит, коксующийся и энергетический уголь в размере 3-6%[3]. Нулевой тариф на импорт угля действовал с 1 мая 2022 г. и в последний раз продлевался в марте 2023 г. до 31 декабря 2023 г. При этом для российского угля Китай является основным рынком экспорта.
В Минэнерго оценили, что по итогам 2023 г. из-за падения цен на уголь прибыль до налогообложения предприятий снизилась в 2,1 раза, до 356,7 млрд рублей, а налоговые поступления сократились на 34%, до 220 млрд рублей. При этом Минэнерго также предлагает ввести мораторий на увеличение НДПИ в период санкций против угольных компаний.
Кроме того, в правительстве РФ весной было принято решение о временной отмене экспортных пошлин на уголь с 1 мая до 31 августа текущего года. Курсовая экспортная пошлина составляла от 4% до 7%[4] в зависимости от курса рубля, а при курсе менее 80 рублей за доллар должна быть нулевой. Она была введена с 1 октября 2023 г., отменена 1 января 2024 г. и вновь введена с 1 марта 2024 г. С 2025 г. в рамках налоговой реформы предполагается полная отмена всех курсовых экспортных пошлин.
Перевозки угля на экспорт по железной дороге пока не сократились. По итогам января-марта 2024 г. через дальневосточные пограничные переходы на Дальневосточной железной дороге (ДВЖД) объем перевозки угля составил 2 715 тыс. тонн. Через пограничный переход «Гродеково – Суйфэньхэ» в Приморском крае направлено на экспорт 894 тыс. тонн угля, что в 1,9 раза больше, чем за аналогичный период 2023 г. Экспорт угля через пограничный переход «Камышовая – Хуньчунь» в Амурской области достиг 957 тыс. тонн, увеличившись почти в 1,7 раза. Через мостовой железнодорожный пограничный переход «Нижнеленинское – Тунцзян» в Еврейской АО в первом квартале года перевезено 862 тыс. тонн угля, что в 2,5 раза больше, чем за аналогичный период 2023 г.
Наибольший объем отгрузки угля на станциях ДВЖД обеспечили Эльгинское месторождение в Якутии (4,4 млн тонн), Ургальское месторождение в Хабаровском крае (1,6 млн тонн), а также Сыллахское (Якутия) и Огоджинское месторождения (Амурская область), с которых в совокупности погружено более 754 тыс. тонн.
На этом фоне некоторые предприятия намереваются временно сократить добычу. Так, угледобывающая компания «Колмар» с 12 марта приостановила работу двух обогатительных фабрик в Якутии и снизила загрузку третьей фабрики до 50% в связи с переизбытком угля на складах (около 1 млн тонн угля) из-за загруженности железной дороги в направлении Ванинско-Совгаванского узла, где расположен собственный порт «Колмара» АО «ВаниноТрансУголь». В апреле компания рассчитывала вывезти 573 тыс. тонн твердого топлива, но ОАО «РЖД» согласовало отгрузку только 428 тыс. тонн.
Тем не менее в 2024 г. «Колмар» рассчитывает добыть на ГОКе «Денисовский» 5,4 млн тонн (результат за 2023 г. – 4,3 млн тонн), а на ГОКе «Инаглинский» - 8,1 млн тонн (результат за 2023 г. – 7,3 млн тонн).
При этом в первом квартале 2024 г. угледобывающие предприятия Якутии все же увеличили объем добычи на 33% по сравнению с первым кварталом 2023 г., до 11,4 млн тонн. Затем в январе-апреле показатель роста составил 29%, до 15 млн тонн. В том числе за четыре месяца объем отгрузки угля на экспорт из Якутии составил 8,7 млн тонн, что на 5% больше показателя аналогичного периода прошлого года. Рост, в частности, обеспечивает добыча на Эльгинском месторождении угля («Эльгауголь»), где в 2023 г. было произведено 26 млн тонн угля (рост на 30% относительно 2022 г.).
Сокращение добычи угля тем временем уже наблюдается в Чукотском АО, где ранее фиксировался рост. По итогам января-апреля 2024 г. компания «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal Ltd) добыла на месторождении Фандюшкинское поле Беринговского каменноугольного бассейна (Анадырский район) 429,5 тыс. тонн каменного угля, на 5% сократив показатель относительно аналогичного периода 2023 г. Австралийская компания уходит из России и намерена продать угольный актив за 49 млн долларов российской компании «АПМ-Инвест» М.Бузука[5].
Tigers Realm Coal Ltd, помимо «Берингпромугля», принадлежат ведущая геологоразведочные работы «Северо-Тихоокеанская угольная компания», «Порт Угольный» (оператор Беринговского порта) и сервисная компания «Берингпромсервис». Управлением предприятиями занимается ООО «Берингугольинвест». По итогам прошлого года объем добычи компании «Берингпромуголь» составил 1,6 млн тонн угля, увеличившись на 31% относительно 2022 г. В конце 2023 г. было получено положительное заключение Главгосэкспертизы на строительство обогатительной фабрики «Беринговская». Еще в первом квартале текущего года проект ООО «Берингпромуголь» демонстрировал положительную динамику – было добыто 348,3 тыс. тонн каменного угля, что на 4% больше, чем за аналогичный период 2023 г. Однако с апреля тренд изменился на негативный.
В регионе снижается производство и бурого угля. ОАО «Шахта Угольная» в январе-апреле обеспечило 16,6 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении, что в 2,3 раза меньше, чем за аналогичный период 2023 г. Бурый уголь компания поставляет предприятиям АО «Чукотэнерго» (Анадырской ТЭЦ и Эгвекинотской ГРЭС).
Тем не менее сохраняются планы инвесторов по развитию логистической инфраструктуры для угольных проектов. ООО «АнтрацитИнвестПроект» в рамках ТОР «Амурская» рассчитывает создать логистический кластер в Тындинском муниципальном округе Амурской области для обеспечения перевозки угля с Сыллахского угольного месторождения в Якутии (Нерюнгринский район) в Амурскую область – на железнодорожную станцию Талума-Угольная Байкало-Амурской магистрали (станция в 72 км от Сыллахского разреза). Объем инвестиций в проект оценивается в более чем 300 млн рублей. Кластер объединит Сыллахский угольный разрез, обогатительную фабрику, железнодорожную станцию Талума-Угольная, расположенные в Амурской области ЛЭП, подстанцию и технологическую дорогу.
На сегодняшний день введена в эксплуатацию автодорога от станции Талума-Угольная до Сыллахского угольного разреза протяженностью 72 км, возведено три мостовых перехода, введены в эксплуатацию объекты первой очереди станции Талума-Угольная. Ввод в эксплуатацию второй и третьей очередей станции намечен на вторую половину 2024 г. Реализовать проект полностью предполагается в 2024-30 гг.
«АнтрацитИнвестПроект» продолжает горно-капитальные работы на Сыллахском разрезе (ТОР «Южная Якутия»), где уже построены объекты бытовой инфраструктуры и склады ГСМ, закуплена и доставлена основная производственная техника. Идет строительство очистных и природоохранных сооружений, систем пожарной безопасности, ведется разработка проектной документации обогатительной фабрики и энергетической инфраструктуры.
Мощность первой очереди угольного разреза должна составить 1 млн тонн угля в год. К 2025 г. на участке планируется добывать 6,5 млн тонн твердого топлива, а также к этому времени должна быть возведена обогатительная фабрика производительностью 5 млн тонн товарного угля в год. Разрабатывать месторождение планируется до 2046 г. Балансовые запасы месторождения оцениваются в 140,877 млн тонн угля.
Холдинг En+ Group намерен инвестировать 50 млрд рублей в разработку Зашуланского месторождения угля в Забайкальском крае (Красночикойский район). Объем добычи должен составит 5 млн тонн в год (к 2027 г.). Эксплуатантом месторождения выступает компания «Разрезуголь» - СП En+ Group и китайской CHN Energy. «Разрезуголь» ведет строительно-монтажные работы по объектам первой очереди. Также началось проектирование электроподстанции и линий электропередачи 110 кВ протяженностью 93 км для энергоснабжения месторождения.
Кроме того, Росприроднадзор весной одобрил проект реконструкции горно-обогатительного комбината «Чегдомын» в Хабаровском крае АО «Ургалуголь» (входит в «СУЭК»), предполагающий строительство отделения флотации. «Ургалуголь» осваивает Ургальское месторождение в пределах Буреинского угольного бассейна (разрезы «Буреинский» и «Правобережный», шахта «Северная»). На трех данных активах добывается свыше 700 тыс. тонн угля в месяц. В апреле также прошли общественные слушания по проекту «Строительство шахты «Северная» в границах участков недр «Северо-Западный Ургал» и «Поле шахты «Ургальская». На этих участках планируется добывать до 4 млн тонн угля в год.
В 2023 г. «Ургалуголь» произвел порядка 10 млн тонн. В том числе предприятие отгрузило потребителям на внутренний рынок и в рамках экспортных контрактов 7 млн тонн, что стало рекордным показателем. К 2030 г. «Ургалуголь» планирует увеличить объемы производства до 15 млн тонн угля в год. Ожидается, что в 2025 г. объем добычи на разрезе «Правобережный» достигнет 6 млн тонн в год, а мощность обогатительной фабрики «Чегдомын» составит 9 млн тонн угля в год. За январь-апрель текущего года «Ургалуголь» отгрузил на экспорт более 1,5 млн тонн угля, что на 2% больше, чем за аналогичный период 2023 г.
Что касается экспортных поставок углеводородов, то в апреле 2024 г. наблюдался рост экспорта нефти премиального сорта ВСТО из порта Козьмино в Находке (доставляется по нефтепроводу «Восточная Сибирь – Тихий океан»), на 5% относительно апреля прошлого года, до рекордных 960 тыс. баррелей в сутки. Предыдущий рекорд морских поставок нефти из Козьмино был поставлен в феврале текущего года, тогда отгрузки превысили 914 тыс. баррелей в сутки[6].
Котировки ВСТО традиционно превышают потолок цен на российскую нефть, установленный на уровне 60 долларов за баррель. В том числе в апреле покупку сырья возобновила Индия (после двухмесячного перерыва). В апреле-мае Индия приобретала 70 тыс. баррелей в сутки. В частности, в мае две танкерные партии нефти (по 100 тыс. тонн каждая) были приобретены Indian Oil Corporation (IOC), еще одна партия – индийской Reliance. Наиболее крупным покупателем нефти ВСТО остается Китай – он в среднем в текущем году импортировал 835 тыс. баррелей в сутки, что на 10% больше, чем в течение 2023 г.
Объем поставок газа в Китай по газопроводу «Сила Сибири» с 1 января по 12 мая текущего года превысил показатель аналогичного периода прошлого года на 37,4%. В апреле рост поставок по сравнению с апрелем прошлого года составил 57,1%.
Все еще под вопросом остается заключение контракта с КНР по поставкам газа по планируемому газопроводу «Сила Сибири-2» (через Монголию, протяженность – 6,7 тыс. км). По предварительным данным, основным противоречием сторон является цена на газ. Китайская сторона настаивает на возможности приобретения газа по цене, аналогичной его стоимости на внутреннем российском рынке.
Помимо низкой цены, российскую сторону не устраивает намерение Китая взять обязательство покупать только небольшую часть запланированной годовой мощности трубопровода (составляющей 50 млрд куб. м газа). Потребность КНР в импорте газа к 2030 г. оценивается в 250 млрд куб. м (в 2023 г. – около 170 млрд куб. м), но Китай предпочитает диверсифицировать поставки. В частности, наиболее крупным поставщиком трубопроводного природного газа в КНР является Туркменистан (в первом квартале текущего года поставил газ на 2,4 млрд долларов)[7]. Россия находится на втором месте (в первом квартале поставлен газ на 2 млрд долларов)[8], далее следует Мьянма (358 млн долларов)[9].
Помимо трубопроводного газа Китай также закупает СПГ – его наиболее крупным поставщиком выступает Австралия (в 2023 г. поставлено 24,2 млн тонн). Далее следуют Катар (в 2023 г. поставлено 16,7 млн тонн), Россия (в 2023 г. было поставлено 8 млн тонн), Малайзия и Индонезия (в совокупности из двух стран в 2023 г. поставлено 11,8 млн тонн). В январе-апреле текущего года Россия поставила в Китай 2,415 млн тонн СПГ на 1,455 млрд долларов США.
Что касается проекта строительства нефтепровода параллельно «Силе Сибири-2» (мощностью до 30 млн тонн), то вице-премьер А.Новак на полях Петербургского международного экономического форума охарактеризовал проект как перспективный, но сырой, находящийся только в стадии разработки.
Тем временем в апреле «Газпром» принял решение о строительстве газопровода «Белогорск – Хабаровск» протяженностью свыше 800 км, соединяющего магистральные газопроводы «Сила Сибири» и «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» (СХВ) в рамках проекта Система магистральных газопроводов «Восточная система газоснабжения» (она должна пройти через восемь районов Амурской области по левому берегу реки Зея). Общая длина трасс в рамках проекта превысит 5 тыс. км. С помощью него предполагается объединить восточные газотранспортные мощности с газовой инфраструктурой западной части РФ.
Трасса газопровода «Белогорск – Хабаровск» пройдет от Амурского ГПЗ до врезки в СХВ в районе Хабаровска. Строительные работы предполагается завершить в 2029 г. С учетом стоимости прокладки километра газопровода «Сила Сибири» в 366 млн рублей, стоимость газопровода «Белогорск – Хабаровск» может составить 293 млрд рублей. Генеральным подрядчиком выступает компания АО «Газстройпром» (49% - у «Газпрома», 25% - у Газпромбанка).
Газопровод в том числе необходим по причине дефицита газа в рамках Сахалинского кластера, не позволяющего реализовать проект по строительству третьей очереди завода СПГ в рамках проекта «Сахалин-2». Уже заключен контракт с КНР на поставку 10 млрд куб. газа в год с Дальнего Востока по СХВ, но ресурсной базой для обеспечения данного контракта изначально предполагалось Южно-Киринское месторождение на сахалинском шельфе, находящееся под санкциями США с 2016 г. Соединение газопроводов может служить резервным вариантом обеспечения законтрактованных экспортных поставок в Китай.
Между тем в рамках проекта «Сахалин-2» (Пильтун-Астохское и Лунское месторождения на шельфе, оператор – ООО «Сахалинская энергия») отмечается рост производства сжиженного природного газа (СПГ), взаимосвязанный с поставками в Китай. По итогам апреля рост составил 7% по отношению к марту 2024 г., до 886 тыс. тонн. В Китай с проекта «Сахалин-2» в апреле отправлено 440 тыс. тонн СПГ, что в 3,4 раза больше, чем в марте. Объемы поставок в Японию с недавних пор уступают китайским, они снизились в апреле на 44% по сравнению с мартом, составив 319 тыс. тонн. Практически без изменений остался уровень экспорта СПГ сахалинского проекта в Республику Корея в апреле – 127 тыс. тонн.
Добыча газа в рамках «Сахалина-2» в феврале текущего года составила 1,43 млрд куб. м, увеличившись на 7% относительно февраля прошлого года. В январе-феврале добыча достигла 2,96 млрд куб. м, что на 4,8% больше, чем за аналогичный период 2023 г. В январе-апреле на проекте было добыто 5,8 млрд куб. м, что на 4,5% превысило результат в сравнении с аналогичным периодом прошлого года. По итогам апреля добыча выросла на 5%, до 1,4 млрд куб. м.
Стоит отметить, что покупателем 27,5%-ной доли компании Shell в «Сахалине-2» станет ПАО «Газпром». Цена продажи доли составит 94,8 млрд рублей. Доля перейдет ООО «Сахалинский проект» (дочернее предприятие ПАО «Газпром»[10]). Напомним, что ранее покупка доли Shell была одобрена для дочерней компании ПАО «НОВАТЭК» - ООО «НОВАТЭК Московская область», но сделка не состоялась[11]. В ООО «Сахалинская энергия» 50% уже принадлежат компании «Газпром Сахалин Холдинг». Японские Mitsui & Co., Ltd и Mitsubishi Corporation владеют 12,5% и 10% соответственно.
«НОВАТЭК» вел трудные переговоры с «Газпромом», не желающим уступать конкурирующей компании управленческие функции в проекте. Также пока не найдено юридической возможности для передачи offtake-контракта Shell на 1 млн тонн СПГ с «Сахалина-2».
В рамках другого СРП-проекта «Сахалин-1» добыча газа в январе-апреле составила 3,3 млрд куб. м, увеличившись на 9% относительно соответствующего периода 2023 г. Тем не менее в апреле было зафиксировано снижение показателя на 3% по сравнению с аналогичным месяцем прошлого года, до 855 млн. куб. м.
Доля американской компании Exxon Neftegas Limited в шельфовом проекте «Сахалин-1»[12] (30%) должна быть продана не позднее 1 января 2025 г. в соответствии с указом президента от 8 апреля 2024 г. Exxon Neftegas Limited с марта 2022 г. продолжает процесс выхода из российского предприятия. Среди иностранных акционеров остаются японская Sakhalin Oil and Gas Development Co. Ltd. (Sodeco) с долей в 30% и индийская ONGC Videsh Limited с 20%. Еще 20% принадлежат структурам «Роснефти»: «РН-Астра» (8,5%) и «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5%). Оператором проекта выступает АО «Сахалинморнефтегаз-Шельф».
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
[1] Соответствующие поправки к Налоговому кодексу внесены в Госдуму 3 июня.
[2] Индекс FOB Восточный NAR 5500.
[3] Пошлины не распространяются на Индонезию и Австралию из-за соглашений о свободной торговле.
[4] Ставка пошлины составляет 5,5% при курсе 90-95 рублей за доллар и 7% при курсе выше 95 рублей за доллар.
[5] М.Бузук в прошлом работал в компании «СУАЛ-Холдинг» (2000 г., первый вице-президент, член совета директоров), в 2003-10 гг. был генеральным директором компании Investment Partner AG, реализовывавшей совместные проекты с ГК «Ренова», в 2009-10 гг. – гендиректор УК «Металлоинвест». О продаже было объявлено в апреле, сделка должна получить одобрение акционеров TIG. Дата созыва собрания акционеров компании пока не уточнялась. Сделку также должны одобрить ФАС и президент РФ.
[6] ВСТО торгуется с привязкой к основному азиатскому маркерному сорту Dubai.
[7] В 2023 г. Туркменистан поставил в Китай трубопроводного газа на 9,6 млрд долларов. Годовой объем поставок туркменского газа составляет 40 млрд куб. м.
[8] Объем поставок российского газа в Китай в 2023 г. составил 22,5 млрд куб. м.
[9] Известно, что в 2022 г. из Мьянмы в Китай было поставлено 3,8 млрд куб. м.
[10] Владельцем компании является ООО «Газпром Сахалин Холдинг».
[11] Изначально правительство разработало критерии для потенциальных покупателей доли Shell, им соответствовал только «НОВАТЭК». Но в феврале текущего года решением правительства критерии были частично изменены и им стал отвечать «Газпром».
[12] Месторождения Чайво, Одопту-море, Аркутун-Даги, Лебединское.
Дальний Восток нуждается в новых мощностях генерации, в силу роста энергопотребления, в том числе из-за реализации крупных проектов. Тем не менее запуск энергетического рынка в макрорегионе откладывается, что ограничивает возможности отбора новых мощностей на конкурсной основе. Также планируется расширять использование возобновляемых источников энергии, атомной энергетики.
Когда возможности не успевают за потребностями
В связи с реализацией инфраструктурных и добывающих проектов на Дальнем Востоке растет энергопотребление, но также возникает дефицит мощностей, учитывая высокую степень износа действующих объектов энергетической инфраструктуры. Для закрытия энергодефицита на Дальнем Востоке диспетчер энергосистемы «Системный оператор» (СО) предложил Минэнерго до 2029 г. построить на Дальнем Востоке 1,59 ГВт тепловых и 1,35 ГВт ветряных и солнечных электростанций. Проекты ТЭС на 587 МВт предлагается выставить на открытый конкурс с предложением наименьшей цены.
При этом конкурсный отбор в энергосистеме Востока возможен после отмены государственного регулирования тарифов в ДФО, а дата введения оптового энергорынка в макрорегионе все еще не определена. Соответственно срок проведения конкурсного отбора также остается неопределенным. Введение энергорынка было намечено на 1 июля 2024 г.[1], но в марте занимавший тогда пост главы Минэнерго Н.Шульгинов признал, что рынок не сможет заработать в регионе к данному сроку из-за наличия разногласий.
Площадки под ТЭС суммарной мощностью 1 ГВт «Системный оператор» предлагает отбирать на правительственной комиссии по вопросам развития электроэнергетики (председатель – вице-премьер А.Новак). В число таких рассматриваемых объектов входит расширение Якутской ГРЭС в Якутии на 65 МВт, Комсомольской ТЭЦ-3 на 180 МВт и Совгаванской ТЭЦ в Хабаровском крае на 63 МВт. Кроме того, предлагается ввести 460 МВт на Свободненской ТЭС «Газпром энергохолдинга» в Амурской области и построить новую Находкинскую ТЭС на 240 МВт в Приморском крае (ее проект существует с 2011 г.).[2] Объем капитальных затрат (CAPEX) должно утверждать правительство.
Также «Системный оператор» полагает целесообразным закрыть электростанции «РусГидро», работающие на импортных газовых турбинах – в том числе, запущенные в 2012 г. блоки Якутской ГРЭС-2 и работающей с 2018 г. Восточной ТЭЦ во Владивостоке общей мощностью 303 МВт. На блоках установлены турбины LM6000 американской компании General Electric, ремонт которых возможен только в США. Помимо того, на ТЭЦ на острове Русский во Владивостоке работают семь турбин японской компании Kawasaki. Вывод всех данных объектов потребует дополнительного строительства ТЭС на 340 МВт.
При этом в «РусГидро» негативно оценивают вариант закрытия электростанций и предлагают заменить турбины на российские. Компания уже установила на Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 две турбины по 25 МВт, выпущенные «ОДК-Авиадвигатель» («Ростех»), их сдача в эксплуатацию должна состояться в текущем году. Кроме того, «Ростех» и «РусГидро» заключили договор на поставку двух турбин по 25 МВт для Якутской ГРЭС-2. Их поставка намечена на конец текущего года, пусконаладочные работы и сдача в эксплуатацию – на 2025 г. В «РусГидро» также заявляют, что располагают вариантом капитального ремонта в России газотурбинных установок Восточной ТЭЦ.
Потребность в возобновляемых источниках энергии в энергосистеме Востока «Системный оператор» оценивает в 1 ГВт солнечных и 355 МВт ветряных электростанций до 2029 г. При этом около 1 ГВт может быть разыграно на конкурсе. Согласно расчетам СО, 1,35 ГВт ВИЭ эквивалентны 340 МВт на ТЭС, но оператор энергосистемы также намерен внести в предложения дополнительные уточнения с учетом меняющейся ситуации в отрасли. Предполагается, что часть ВИЭ-проектов для строительства на Дальнем Востоке могут быть отобраны на технологически нейтральном конкурсе по механизму конкурентного отбора новой генерации (после введения оптового энергорынка). Кроме того, часть необходимого объема может быть обеспечена за счет проектов ВИЭ, уже отобранных на конкурсах в других энергосистемах страны по механизму договоров поставки мощности (ДПМ) и перенесенных в ДФО.
В частности, в «Юнигрин Энерджи» («Реам Менеджмент» М.Сиволдаева) в феврале сообщали о готовности после запуска энергорынка на Дальнем Востоке перенести до 300 МВт своих проектов солнечных электростанций (уже отобранных по программе ДПМ ВИЭ). Также компания предложила провести конкурс ДПМ на Дальнем Востоке на оставшийся объем в 350 МВт с датами ввода проектов в 2026-27 гг. В компании заявили о готовности участия в таком конкурсе.
Сроки строительства ВИЭ-генерации составляют до двух лет, а капитальные расходы на 1 кВт – до 85 тыс. рублей (в зависимости от технологии). Тем не менее существуют опасения, что стоимость постройки объектов ВИЭ на Дальнем Востоке окажется выше ввиду сложной логистики, в том числе на фоне санкций.
Тем временем Минэнерго на основе представленных материалов «РусГидро» по проекту модернизации газовой Владивостокской ТЭЦ-2, предложило установить CAPEX для трех энергоблоков станции на 360 МВт на уровне 63,6 млрд рублей (в текущих ценах). Объем затрат был снижен по сравнению с суммой, изначально предложенной «РусГидро». Исходя из объема капитальных затрат будет рассчитан тариф на мощность. Мощность новых энергоблоков будет заложена в тариф коммерческих потребителей других регионов страны.
В конце прошлого года «РусГидро» увеличило стоимость модернизации Владивостокской ТЭЦ-2 в два раза относительно уровня 2020 г., до 66,3 млрд рублей (без НДС), объяснив изменения необходимостью полной замены главного корпуса станции и котлов. Первый газовый энергоблок Владивостокской ТЭЦ-2 на 120 МВт был запущен в апреле текущего года[3]. В отсутствие утвержденного CAPEX блока, станция поставляет мощность по регулируемому тарифу старых блоков в 321,96 тыс. рублей за 1 МВт в месяц (без НДС)[4]. Хотя «РусГидро» вынесло на наблюдательный совет «Совета рынка» (регулятор энергорынка) вопрос о перерасчете тарифов на мощность для Владивостокской ТЭЦ-2, такое решение не было принято.
В феврале «Системный оператор» озвучил результаты отбора проектов строительства новых электростанций в Бурятии и Иркутской области. Победителями[5] стали проекты по созданию объектов угольной генерации. АО «ТГК-14» будет строить один блок на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 мощностью 65 МВт с общим объемом капитальных расходов 26,3 млрд рублей. «Байкальская энергетическая компания» («Иркутскэнерго», входит в холдинг En+ Group) построит два энергоблока на Иркутской ТЭЦ-11 общей мощностью в 460 МВт с суммарным CAPEX в 109,9 млрд рублей.
Инвесторы обязуются запустить объекты к 31 декабря 2028 г. Затраты на проекты будут окупаться через повышенные платежи за мощность при базовой доходности в 12%. По оценкам «Сообщества потребителей энергии», платеж энергорынка за мощность данных объектов за период окупаемости (20 лет) составит около 775 млрд рублей. В «Совете рынка» отмечают, что за 20 лет суммарная стоимостная нагрузка по платежам за мощность на оптовом энергорынке по отобранным объектам (525 МВт) составит около 330 млрд рублей в ценах 2023 г.
Следует отметить, что объектов мощностью 525 МВт для регионов будет недостаточно, поскольку объем дефицита в них более чем в два раза выше и составляет 1,225 ГВт. На конкурсе не разыграны 700 МВт, включая 395 МВт на юге энергосистем Забайкальского края и Бурятии, поскольку на эти объемы не подано заявок. Так, в «Интер РАО» объяснили отказ от участия в отборе не устраивающими условиями конкурса. Сроки проведения конкурса на оставшиеся объемы не определены.
В мае Минэнерго подготовило более привлекательные условия конкурса на строительство оставшихся 700 МВт. Министерство предложило увеличить удельную стоимость строительства объекта на 39%, до 589 тыс. рублей за 1 кВт в ценах 2028 г., при базовой доходности в 14% годовых. Общая максимальная стоимость объектов на 700 МВт таком образом может превысить 412 млрд рублей. При этом предлагается в том числе привлечь для участия в конкурсе проекты с импортным оборудованием, при условии снижения доходности до 12% в год и с максимальным удельным CAPEX в 375 тыс. рублей[6]. Такие условия рассчитаны на привлечение к проекту китайских компаний.
Сохранение необходимости оплачивать мощности новых дальневосточных энергоблоков беспокоит промышленных потребителей в стране. Объединяющее промышленных потребителей энергии «Сообщество потребителей энергии» предлагает в целях снижения тарифной нагрузки строить электростанции в дефицитных регионах по принципу take-or-pay, подразумевающему, что новую мощность оплачивают потребители – заказчики дополнительной генерации. Вице-премьер А.Новак поручил Минэнерго совместно с ФАС и Минэкономразвития представить согласованные предложения по данному вопросу в правительство.
Возможность применения механизма take-or-pay касается оплаты мощности газовой Новоленской ТЭС «Интер РАО» на 550 МВт в Якутии (вблизи города Ленск). Ее планируется запустить к 1 июля 2028 г. в целях снабжения энергодефицитного Бодайбинского энергорайона на севере Иркутской области, газ на ТЭС должен поставляться со Среднеботуобинского месторождения (ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», входящее в «Роснефть»). Норма доходности для объекта составляет 13,25%. В «Интер РАО» намеревались инвестировать в проект 257 млрд рублей.
«РусГидро» для модернизации Нерюнгринской ГРЭС в Якутии могут быть переданы две паровые турбины производства АО «Силовые машины»[7] А.Мордашова после отказа ПАО «ОГК-2» («Газпром энергохолдинг») от модернизации двух энергоблоков Сургутской ГРЭС-1 в Ханты-Мансийском АО (405 МВт, запуск был запланирован на 1 января 2028 г.). Два энергоблока Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) «РусГидро» рассчитывает запустить к 1 января 2026 г. Новые мощности требуются для энергоснабжения Восточного полигона «РЖД». Ранее в «Силовых машинах», ссылаясь на производственные ограничения, заявили о невозможности в сроки отгрузить оборудование и для «ОГК-2», и для «РусГидро». Тем не менее отказ от сургутского проекта пока не получил одобрения правительства. На данный момент мощность Нерюнгринской ГРЭС составляет 570 МВ.
Возобновляемые источники энергии
В сфере возобновляемой энергетики на Камчатке предполагается развивать гидроэнергетическое и геотермальное направления. В настоящее время компания «РусГидро» приступила к проектированию Толмачёвской ГЭС-4, которая станет завершающей ступенью каскада гидроэлектростанций на реке Толмачёва в Усть-Большерецком районе. Мощность станции составит 6 МВт, она должна вырабатывать 41,55 млн кВт*ч возобновляемой электроэнергии в год. Проектные работы планируется завершить к концу 2025 г.
При этом «РусГидро» продолжает реализацию программы бурения новых геотермальных скважин для поддержания мощности станции на Мутновском месторождении. Напомним, что в 1999 г. на месторождении была построена Верхне-Мутновская ГеоЭС, которая являлась пилотным проектом[8] освоения Мутновского месторождения для подтверждения технической возможности и экономической целесообразности получения электроэнергии из геотермального теплоносителя. В 2002 г. на месторождении была запущена Мутновская ГеоЭС, являющаяся на сегодняшний день наиболее крупной геотермальной станцией России.
На Мутновской ГеоЭС планируется увеличить мощности за счет строительства бинарного энергоблока (16,5 МВт). На сегодняшний день начато его проектирование. «РусГидро» совместно с АО «Зарубежнефть»[9] намерены построить вторую очередь ГеоЭС установленной мощностью 66,5 МВт (два блока по 25 МВт и бинарный энергоблок на 16,5 МВт) и выработкой около 531,5 млн кВт*ч в год. Для данного проекта выполнено технико-экономическое обоснование.
Холдинг En+ Group в феврале вел переговоры с китайской компанией CHN Energy по вопросу строительства ветропарка мощностью 1000 МВт в рамках ТОР «Амурская» в пригороде Благовещенска. Планируемый объем инвестиций составит около 60 млрд рублей. Также разрабатывается возможность реализации проекта по локализации производства ветроэнергетического оборудования – с ежегодным выпуском продукции на 300-350 МВт. Предполагаемый объем инвестиций оценивается в 14 млрд рублей.
Атомная генерация
В сфере атомной энергетики «Росатом» рассматривает возможность установки до пяти плавучих атомных энергоблоков (ПЭБ) на юго-востоке и юго-западе Приморского края. Три энергоблока могут быть установлены вблизи города Фокино (ЗАТО) для энергоснабжения промышленных предприятий – в первую очередь, судостроительного комплекса «Звезда» в Большом Камне, а также портовых мощностей. Один блок планируется построить в Хасанском муниципальном округе, около поселка городского типа Славянка, в целях поставок электроэнергии на туристические объекты. Пятый энергоблок (также вблизи Славянки) может стать подменным для замены действующих во время перегрузки ядерного топлива. ПЭБ будут оснащены типовым реактором «Ритм-200». Мощность каждого блока может составить около 100 МВт.
Энергодефицит в южной части Приморья оценивается в 240 МВт, а к 2029 г. ожидается общее увеличение дефицита в крае до 600 МВт. «Росатом» и правительство края в марте подписали меморандум о взаимодействии при проработке технических и экономических вопросов строительства ПЭБ. Реализация проекта может занять 4-5 лет (с момента подписания контракта). Стороны намерены подписать обязывающие документы в текущем году. «Росатом» должен заняться подготовкой ПЭБов, тогда как региональному правительству предстоит определить точки размещения объектов и подготовить береговую инфраструктуру. При этом в Приморье все еще не отказываются от планов строительства двух наземных атомных энергоблоков мощностью до 600 МВт каждый в рамках проекта Приморской (Дальневосточной) АЭС.
Напомним, что «Росатом» на сегодняшний день располагает твердым контрактом на строительство четырех ПЭБов по 106 МВт каждый на реакторах «Ритм-200» для энергоснабжения Баимского ГОКа в Чукотском АО. В 2021 г. стоимость данных блоков оценивалась в 190,2 млрд рублей (с учетом НДС). В настоящее время в «Росатоме» не уточняют их текущую фактическую стоимость, с учетом удорожания основного оборудования. Первые два корпуса «Росатом» заказал у китайской компании Wison (Nantong) Heavy Industry Co. Ltd за 225,8 млн долларов, два остальных планировалось заказать у Балтийского завода (входит в «Объединенную судостроительную корпорацию», ОСК), но контракта с ОСК на производство корпусов заключено не было. При этом в госкорпорации не исключают возможность заказа на иностранных верфях.
Стоимость корпуса в общем объеме капитальных расходов (CAPEX) на ПЭБ составляет около 20%. В марте заместитель гендиректора «Росатома» В.Рукша отмечал, что строительство третьего и четвертого ПЭБов для Баимского проекта приостановлено из-за риска возникновения убытков. В 2021 г. «Росатом» сообщал, что согласно условиям контракта, он будет поставлять энергию по цене в 6,45 рублей за 1 кВт*ч (в ценах 2020 г.) с ежегодной индексацией тарифа по инфляции[10]. В условиях все еще не решенного вопроса окупаемости проекта рассматривается выделение Баимского ГОКа в изолированную зону с установлением специального инвестиционного тарифа.
Энергия для горнодобычи
Продолжается создание энергетической инфраструктуры для проектов в сфере добычи полезных ископаемых. «Россети» в апреле завершили создание схемы внешнего электроснабжения Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения в Якутии (месторождение является ресурсной базой для магистрального газопровода «Сила Сибири»). Под напряжение были поставлены подстанция 220 кВ «Чаянда» трансформаторной мощностью 126 МВА, переключательный пункт 220 кВ «Нюя» и соединяющая их двухцепная линия электропередачи протяженностью 66,4 км. Объем присоединения потребителя составляет 50,05 МВт. Переключательный пункт «Нюя» присоединен к сетям заходами линии электропередачи 220 кВ «Городская – Пеледуй №1 и №2».
Также в апреле были завершены работы по созданию энергетической инфраструктуры Ковыктинского месторождения в Иркутской области (также является ресурсной базой «Силы Сибири»). Реконструирована подстанция 500 кВ «Усть-Кут», и построены две ЛЭП общей протяженностью 518 км. Строительство ЛЭП велось от месторождения возле села Коношаново (Жигаловский район) до Усть-Кута. Объекты Ковыктинского месторождения подключены через ЛЭП к подстанции Усть-Кут, являющейся основным питающим узлом Байкало-Амурской магистрали.
Кроме того, глава правительства М.Мишустин в феврале подписал распоряжение правительства для строительства АЭС малой мощности (АСММ) «Росатома» с целью энергоснабжения золоторудного проекта Кючус ПАО «Селигдар» и «Ростеха» (компания «Белое золото») в Якутии (Верхоянский район). Напомним, что ввод станции намечен на 2028 г.
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
[1] Либерализация цен в неценовых зонах изначально была запланирована на ноябрь 2023 г. Позднее сроки сдвинулись на 1 января 2024 г. с учетом необходимости доработки нормативно-правовых изменений, позднее - еще на полгода, до 1 июля 2024 г.
[2] Строительством станции в 2011 г. интересовались «РАО ЭС Востока» («РусГидро») и ООО «Инвестор Энерджи» (входило в группу «Сумма»), но в дальнейшем проект был отложен.
[3] На три месяца позже ранее установленного срока (1 января).
[4] Тариф на электроэнергию для Владивостокской ТЭЦ-2 составил 2,4 тыс. рублей за 1 МВт*ч.
[5] Победителями стали участники, подавшие заявки с наименьшей ценой.
[6] Общий максимальный объем капитальных затрат на 700 МВт в таком случае составит около 250 млрд рублей.
[7] У «ОГК-2» заключен контракт с «Силовыми машинами», предполагающий поставку турбин во втором квартале 2025 г.
[8] Проекты строительства геотермальных электростанций на Мутновском месторождении рассматривались с 1980-х гг.
[9] В 2022 г. «Зарубежнефть» получила три лицензии для развития геотермальной энергетики на Камчатке – на Корякско-Кеткинский, Верхнежировский и Больше-Банный участки. В том же году «Зарубежнефть» и КРДВ заключили соглашение о намерениях по реализации проектов в области геотермальной энергетики в рамках ТОР «Камчатка».
[10] Актуальную себестоимость выработки «Росатом» в настоящее время не называет.