В Дальневосточном ФО планируется создание новых газоперерабатывающих производств – в Амурской области и Приморском крае. Проблемный вопрос газификации дальневосточных регионов предполагается решать в том числе с помощью СПГ и создания необходимой инфраструктуры. На базе действующих месторождений газа Дальнего Востока также хотят создавать производства, ориентированные на внутреннее потребление.

В частности, АО «АЛРОСА-Газ» рассчитывает построить установку комплексной подготовки газа (УКПГ) на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении в Якутии (Мирнинский район). В проект предполагается инвестировать более 18 млрд рублей, в том числе 10 млрд рублей составляет стоимость самой установки, 8,6 млрд рублей – модернизации газодобывающих мощностей. Строительство предполагается начать в 2024 г. Установка требуется для газоснабжения будущей Новоленской ТЭС «Интер РАО» (мощность – 550 МВт) в Ленском районе, которую планируется ввести в эксплуатацию в 2028 г.

УКПГ с ТЭС должен связать газопровод протяженностью 200 км. На Новоленскую ТЭС будет поставляться газ в объеме 800-1000 млн куб. м в год, что в пять раз превысит объем поставок, осуществляемых «АЛРОСА-Газ» потребителям в настоящее время. ТЭС будет в том числе снабжать электроэнергией крупные промышленные предприятия – Ковыктинское газоконденсатное месторождение «Газпрома», Иркутский завод полимеров ООО «Иркутская нефтяная компания», месторождение золота Сухой Лог ПАО «Полюс», а также Восточный полигон ОАО «РЖД».

Между тем «Газпром гелий сервис» в сентябре запустил первый в Амурской области (Свободненский район) объект автономной газификации – малотоннажный комплекс по сжижению природного газа (КСПГ). Его производительность составляет 1,5 тонны СПГ в час (12,6 тыс. тонн в год).

Сжиженный природный газ планируется доставлять в специальных криогенных автоцистернах на тягачах на площадку системы приема, хранения и регазификации и в дальнейшем направлять на газовую котельную в микрорайоне Амурсельмаш в Белогорске. Газовая котельная призвана заменить действующую мазутную котельную, которая обеспечивает теплом и горячей водой 37 многоквартирных домов, два детских сада, школу и дом культуры. С помощью СПГ в районе предполагается организовать заправку собственного транспорта «Газпром гелий сервис» и техники Амурского ГПЗ. СПГ также планируется поставлять на космодром «Восточный» для газификации его объектов.

В Белогорске ведется строительство системы приема, хранения и регазификации (СПХР), где будет осуществляться подготовка газа с комплекса СПГ для использования на первой газовой котельной Амурсельмаша.

После оценки эффективности работы котельной в Белогорске, областное правительство рассчитывает рассмотреть возможности перевода на СПГ других котельных региона. В связи с этим при создании КСПГ предусмотрена возможность в два раза нарастить производительность комплекса – до 3 тонн в час (25,2 тыс. тонн в год).

Аналогичный проект также предполагается реализовать в Приморском крае в ТОР «Надеждинская», но с большей производительной мощностью – 7 тонн СПГ в час. С помощью КСПГ планируется автономно газифицировать социально значимые объекты, использовать газ в качестве моторного топлива для магистрального, муниципального транспорта и специальной техники.

Также в сентябре компания «Газпром СПГ Технологии» представила свой проект по созданию в Свободненском районе еще одного комплекса по сжижению природного газа и инфраструктуры для заправок СПГ с целью перевода транспорта на газ к концу 2025 г. Малотоннажный комплекс будет производить до 5 тонн в час и более 40 тыс. тонн в год. В проект предполагается инвестировать не менее 4 млрд рублей. Таким образом, с учетом двух производств в регионе будет выпускаться порядка 52 тыс. тонн СПГ в год.

В сфере производства гелия в сентябре подписано трехстороннее соглашение между КРДВ, правительством Якутии и ООО «ДББ» о строительстве комплекса по производству гелия на базе Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (АО «АЛРОСА-Газ») в Мирнинском районе. Мощность установки должна составить 4 млн куб. м в год. Начало производства намечено на 2025 г., а выход на производственные мощности запланирован на 2028 г. Проект должен быть реализован в рамках ТОР «Якутия».

Напомним, что в 2021 г. более крупное производство гелия началось на Амурском газоперерабатывающем заводе «Газпрома» (первая гелиевая установка мощностью 20 млн тонн в год). Проектная мощность ГПЗ по гелию составляет 60 млн куб. м в год (после запуска всех трех предусмотренных проектом установок). На данный показатель предприятие должно выйти в 2025 г. (в настоящее время работают две установки по производству гелия, вторая была введена в текущем году).

Все еще обсуждается вопрос реализации сложного проекта по газификации Камчатского края. Газификация региона силами «Газпрома» предусмотрена в утвержденной правительством в августе дорожной карте газификации Камчатки до 2025 г.

Правительство поручило «Газпрому» до конца первого квартала 2024 г. заключить договор о поставках в Камчатский край сжиженного природного газа с проекта «Сахалин-2» (акционеры – «Газпром», японские компании Mitsui и Mitsubishi, продолжается процесс вхождения в проект «НОВАТЭКа»).

Потребности Камчатки в газе оцениваются в 1 млрд куб. м в год. В самом регионе отсутствует необходимая для такого объема ресурсная база (действуют небольших два месторождения). При этом регулируемые тарифы делают поставки в регион СПГ убыточными. По этой причине «Газпром» и «НОВАТЭК» долго не соглашались обеспечивать Камчатку газом, мотивируя это дефицитом свободных объемов.

В частности, «НОВАТЭК» в качестве условия для выделения необходимых объемов газа называл обеспечение новой сырьевой базой, претендуя на Тамбейское месторождение на Ямале и долю в проекте «Сахалин-2» британско-нидерландской компании Shell. Глава компании Л.Михельсон при наличии дополнительной ресурсной базы оценивал возможность поставки газа на Камчатку в 400-500 млн куб. м по регулируемой цене. Тем не менее компания не добилась желаемого.

Согласно «дорожной карте», Минэнерго, Минэкономразвития, ФАС и «Газпром» до конца текущего года должны определить источники финансирования для компенсации разницы между экономически обоснованной ценой на СПГ, его транспортировки и газификации и регулируемой оптовой ценой, устанавливаемой ФАС. В первом квартале 2024 г. предстоит изменить ряд положений государственного регулирования оптовых цен на СПГ для нужд всех потребителей края, а до третьего квартала 2025 г. следует определить оптовую цену на регазифицированный СПГ для края.

На сегодняшний день оптовая цена на газ в Петропавловске-Камчатском установлена на уровне 7,3 тыс. рублей за 1 тыс. куб. м. С июля 2024 г. она будет индексирована на 8%. Рыночная цена регазифицированного СПГ (при текущих ценах на СПГ в Северо-Восточной Азии ) будет превышать 30 тыс. рублей за 1 тыс. куб. м. Межтарифная разница составит порядка 11 млрд рублей в год при объеме поставок в 0,5 млрд куб. м.

Стоит напомнить, что «НОВАТЭК» ранее частично взял на себя обязательство по созданию на Камчатке приемной инфраструктуры для СПГ. Компания должна во втором-третьем квартале 2025 г. построить морскую часть комплекса приема СПГ в бухте Раковая Авачинской губы. Комплекс включает плавучую регазификационную установку, причальные сооружения и челночные суда-газовозы.

Из федерального бюджета на создание приемной инфраструктуры, согласно распоряжению правительства, направят 12 млрд рублей. Построенные объекты береговой инфраструктуры затем предполагается выкупить у «НОВАТЭКа» и передать «Газпрому» - единому оператору газификации по концессионному соглашению. «НОВАТЭК» оценивает строительство регазификационной установки в 12,5 млрд рублей, а строительство челноков-газовозов – в 16,2 млрд рублей.

Одновременно «НОВАТЭК» строит в регионе СПГ-терминал в бухте Бечевинская (Елизовский район) для перевалки экспортного СПГ с арктических газовозов на обычные суда. В начале текущего года в компании заявляли о планах ввести терминал до конца года. В июле на Камчатку было доставлено из Южной Кореи плавучее хранилище СПГ для перегрузки СПГ на экспортные суда.

Из собственных камчатских запасов на территории региона ведется разработка двух месторождений – Кшукского и Нижне-Квакчикского (Соболевский район). Их отработку осуществляет ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Следует отметить, что попытки запустить добычу на них предпринимались еще в 90-е гг. прошлого века, но были приостановлены из-за недостатка финансирования. К проекту вернулись в 2007 г. (уже с участием «Газпрома»), добыча ведется с 2010 г. Газ направляется камчатским ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, газовой котельной в Петропавловске-Камчатском. Ежегодный объем добычи составляет порядка 400 млн куб м газа и 14 тыс. тонн конденсата. Уровень газификации Камчатского края на сегодняшний день не превышает 60%.

Что касается планов газификации в других регионах, то вице-премьер А.Новак в июле поручил Минэнерго внести в правительство дорожную карту мероприятий по газификации Северобайкальска в Бурятии с учетом планов по строительству завода по производству СПГ в Усть-Куте Иркутской области, а также обеспечения транспортировки СПГ из Усть-Кута («Иркутская нефтяная компания») в Северобайкальск автомобильным и железнодорожным транспортом, определения источников финансирования мероприятий по газификации комплекса теплоснабжения города. При этом ИНК пока только изучает возможность реализации СПГ-проекта. Предполагаемые объемы переработки – до 250 млн куб. м метана в год.

В рамках реализации проекта газификации Северобайкальска запланировано строительство двух газовых котельных вместо угольных, сооружение системы приема, хранения и регазификации газа, а также сетей газораспределения и проведение капитального ремонта сетей тепловодоснабжения города.

Перспективное газопотребление Улан-Удэ оценивается в 1,48 млрд куб. м в год. «Газпром» планирует строительство газопровода-отвода от погранперехода Наушки до Улан-Удэ и далее до Читы общей протяженностью 700 км (250 км до Улан-Удэ) в рамках планируемого экспортного газопровода «Сила Сибири-2». А.Новак поручил «Газпрому» разработать план-график газификации Бурятии до 2032 г., в том числе с учетом возможности перевода объектов по производству электрической энергии на природный газ. Летом текущего года «Газпром» представил предварительно согласованную схему газификации Бурятии, в которую вошло 572 населенных пункта (в 21 районе).

В Забайкальском крае единый оператор газоснабжения региона – «Газпром» – ведет корректировку генеральной схемы газоснабжения и газификации края до 2032 г. с определением перспектив развития и источников газоснабжения, в том числе способов перевода на газ объектов электроснабжения. В Чите в рамках федерального проекта «Чистый воздух» с конца 2024 г. за счет средств федерального бюджета планируется газифицировать 13 193 домовладения. Перспективное газопотребление Читы оценивается в 736 млн куб. м в год в первый год поставки и далее должно вырасти до 1,3 млрд куб. м в год (с десятого года поставки).

На Сахалине в 2023-24 гг. предполагается построить три газораспределительные станции (ГРС) для газификации Поронайского, Макаровского и Смирныховского районов. В частности, до конца текущего года должно завершиться строительство ГРС «Леонидово» и «Макаров». В 2024 г. должна быть построена ГРС «Победино». За счет СПГ планируется газифицировать районы на западном побережье острова – Невельский, Холмский и Томаринский (в силу их удаленности от газопровода проекта «Сахалин-2»). Завершение газификации Сахалинской области намечено на конец 2025 г. На сегодняшний день уровень газификации региона составляет 57%.

В сфере угледобычи рост добычи угля продолжается в Чукотском АО. По итогам января-июля результат составил 962,7 тыс. тонн, на 16% превысив показатель за аналогичный период прошлого года. ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal) на месторождении Фандюшкинское поле получило за отчетный период 874,2 тыс. тонн каменного угля, что на 10% больше, чем за аналогичный период 2022 г. Тем временем ОАО «Шахта Угольная» на Анадырском буроугольном месторождении произвело 88,5 тыс. тонн бурого угля, что в три раза больше, чем в январе-июле прошлого года.

В Якутии в текущем году планируется отправить на экспорт 26 млн тонн угля. В первом квартале текущего года отгрузка якутского угля на экспорт составила 6,1 млн тонн, из которых 4,4 млн тонн пришлось на Эльгинское месторождение ООО «Эльгауголь» («ЭЛСИ»). Тем не менее по итогам первого полугодия зафиксировано сокращение экспортных отгрузок угля из Якутии по железной дороге – на 0,8% по отношению к первому полугодию 2022 г., до 12,6 млн тонн. При этом в августе в «ЭЛСИ» отчитались о строительстве 200 км Тихоокеанской железной дороги, предназначенной для перевозки эльгинского угля в строящийся порт «Эльга» в Хабаровском крае, откуда он будет направляться на экспорт. Общая протяженность железной дороги составит 500 км, ввод в эксплуатацию намечен на 2026 г.

На Сахалине ООО «Восточная горнорудная компания» О.Мисевры завершает в Углегорском районе строительство угольного конвейера протяженностью 23 км для транспортировки угля с Солнцевского разреза до морского порта Шахтерск, откуда уголь будет отправляться на экспорт. С помощью конвейера предполагается снизить нагрузку на дороги общего пользования и сократить негативное влияние на атмосферу (монтаж ведется с конца 2020 г.). Строительная готовность конвейера ожидается 1 ноября текущего года, после чего начнутся пусконаладочные работы. Плановая строительная готовность складов порта и угольного разреза ожидается к 1 декабря. Полный запуск должен состояться в третьем квартале 2024 г.

В августе была сдана в эксплуатацию вторая подстанция «Майская» для снабжения магистрального угольного конвейера. Подстанция расположена вблизи угольного терминала, на ней установлены два трансформатора по 16 МВА. Ранее в эксплуатацию была запущена первая подстанция для снабжения объекта – «Конвейерная-1». Производственный план угольного морского порта Шахтерск на 2023 г. предусматривает отгрузку угля в объеме 14,1 млн тонн (в 2022 г. – 11,04 млн тонн).

Следует отметить, что добычей угля на Сахалине рассчитывает заняться еще один инвестор – АО «Крокус» (входит в девелоперскую Crocus Group А.Агаларова) планирует приступить к геологоразведочным работам на небольшом участке «Юбилейный» Константиновского буроугольного месторождения (Углегорский район). Лицензию на разработку месторождения компания получила в текущем году, предложив за участок 29,767 млн рублей. Балансовые запасы месторождения (по категории C2) составляют 53,749 млн тонн, прогнозные ресурсы для открытых работ – 8 млн тонн (по категории Р2).

Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.

С учетом международной обстановки рационально будет сфокусироваться на развитии внутреннего рынка водорода, считает модератор диалога, генеральный директор «Национального водородного союза» Денис Дерюшкин. По данным, которые он привел, прогноз спроса на чистый Н2 к 2050 году — 400 млн тонн в год, что более чем в 4 раза выше сегодняшних показателей (95 млн тонн в год). Однако наибольший поток спроса обеспечивают страны Европы, Япония, Южная Корея и США, где о сотрудничестве с РФ говорить пока не приходится. Определенный спрос на водородное топливо есть и в Китае, но у них достаточно мощностей для самообеспечения.

«В такой парадигме нам нужно сфокусироваться на российском внутреннем рынке. Почему именно на транспорте? Потому что грузовой автотранспорт и погрузчики — наиболее перспективные секторы для перехода на водородное топливо. Чтобы переоборудовать для него тяжелый транспорт без убытка, стоимость водорода должна составлять более 8 долларов США за килограмм, и вы понимаете, какие экономические перспективы это открывает. Создается благоприятный контекст для развития этого рынка. Помимо этого, технологии использования водорода на транспорте сегодня обладают наибольшим уровнем готовности к запуску. И, таким образом, можно говорить о том, что у нас есть все предпосылки для развития транспортного водородного сегмента», — отметил Денис Дерюшкин.

Сегодня в России разработано несколько пилотных проектов внедрения водородных технологий на тяжелом транспорте. Один из наиболее проработанных, как отметил модератор, планируют реализовать на острове Сахалин. Это сеть пассажирского ж/д сообщения в южной части области, протяженностью 670 км. Она соединит с Южно-Сахалинском города Корсаков, Холмск и Невельск с одной стороны, и Поронайск — с другой. В качестве поставщика оборудования рассматривают АО «Русатом Оверсиз», с которым сейчас обсуждают инвестиционный проект. Эта же компания обеспечит технологию производства водорода с помощью процесса электролиза. Депо и заправочные комплексы хотят разместить в Южно-Сахалинске и Холмске. Логистическим оператором сети станет ОАО «РЖД», а в качестве единиц транспорта выбрали модернизированные водородные поезда на базе РА-3 (АО «Трансмашхолдинг»).

«Сахалин, очевидно, является ключевым центром развития водородного транспорта в России, хотя в целом по стране мы пока наблюдаем только отдельные очаги. А на Сахалине все сконцентрировано, тут изначально анонсирован кластерный подход к производству водорода и развитию отрасли», — подчеркнул глава «Национального водородного союза».

Еще один пилотный проект использования водорода на тяжелом транспорте разработали на западе России. Он предполагает использование большегрузов и тягачей «КамАЗ» на маршруте Казань — Набережные Челны. Второй этап — продление линии до Нижнего Новгорода и Москвы.

Развивая водородные проекты и интегрируя их в транспортную инфраструктуру, государство и бизнес преследуют шесть основных целей, очевидных при запуске любого высокотехнологичного производства. В их числе:

· тестирование разработок в условиях дорог общего пользования;

· апробация серийных технологий среди клиентской базы пользователей;

· сбор эксплуатационных данных для совершенствования технологий и конструкций;

· достижение стратегических инициатив РФ на инновационном рынке;

· создание базы для масштабирования проектов на территории РФ;

· адаптация системы безопасности и управления энергетической обстановкой на автомобиле.

Ключевая задача, по мнению Дерюшкина, — не дать водородной отрасли в России «затухнуть» и растерять импульс, который ей придали в последние годы. Поэтому нужно продолжать тестирование разработок, апробацию технологий, на которые уже выделены деньги, получать обратную связь, вносить коррективы и внедрять инженерные решения на разных видах транспорта.

В то же время первый заместитель министра энергетики РФ Павел Сорокин считает, что нельзя поддаваться так называемому хайпу, который нарастает вокруг водородной гонки и в целом «зеленой» энергетики. С учетом текущей политической обстановки России пришлось максимально переориентировать прогнозы на экспорт водорода, и в ближайшее время нет смысла говорить о международном соревновании — важно сосредоточиться на собственном пути развития, но с учетом мировых достижений.

«Если в 2021 году мы видели, что фокус внимания был направлен на потенциальные рынки Кореи, Европы и Японии, то сегодня они не являются приоритетными — мы в них существенного потенциала не видим. Водородная повестка все равно сохранилась: к 2040-2050 году водород свое место займет. Не могу сказать, что у него будет доминирующий потенциал в энергетике, но даже около 10 % рынка — существенная доля для отработки технологий, которые нужны, чтобы оставаться в этой повестке. У нас нет рынка потребления водорода в таком же масштабе, как в КНР, но он достаточный, чтобы эти технологии обкатать, вывести на общероссийский уровень и говорить о серийном производстве с наращиванием серий. И погрузчики, и коммерческий транспорт — фокусные направления, на которые мы планируем выделять госсубсидии», — поделился замминистра энергетики РФ Павел Сорокин.

По мнению эксперта, нельзя забывать и о том, что распространение водородного транспорта должно учитывать территориальную специфику регионов России. В связи с неоднозначной транспортной доступностью многие населенные зоны до сих пор остаются изолированными, используют в качестве источников энергообеспечения автономные дизель-генераторы. При этом топливо им приходится доставлять (в том числе с помощью «северного завоза»). Поэтому, говоря о расширении сети водородного транспорта, нужно обязательно продумывать вопросы локального производства, доставки и хранения водорода.

«Технологиям производства водорода в принципе нужно уделить отдельное внимание. Сейчас мы говорим об электролизерах различной мощности — это вещи, которые мы можем создать. А когда мы начинаем обсуждать трехпроводную систему доставки этого водорода, мы поддаемся хайпу, потому что мы не можем назвать время, когда такие системы будут рентабельны», — подчеркнул Сорокин.

За прагматичный подход к развитию водородного транспорта высказался и президент АО «Русатом Оверсиз» Евгений Пакерманов. По его мнению, важно вкладывать силы и средства в наиболее перспективный сегмент этой отрасли, который с одной стороны будет драйвером для всех остальных подобных проектов, а с другой — будет реализован в комплексе с развитием сопутствующей инфраструктуры и дальнейшим апгрейдом.

На примере так называемых водоробусов Пакерманов объяснил, в чем видит преимущество перевода общественного транспорта на гидрогениум. Автобусы на таком топливе не привязаны к зарядным станциям на маршруте, а длительный пробег (около 550 км) освобождает регион от необходимости оборудовать сеть заправочных станций через каждые 100 км, как этого требует, например, электротранспорт. Кроме того, пассажирскому транспорту на водороде не нужны дополнительные ДВС для обогрева салона, что говорит об отсутствии углеродного следа во время движения. Водоробусы не перегружают местные электросети, заправляются как классические автобусы с ДВС и в целом позволяют сократить количество автобусов на маршруте за счет более долгого пробега на одной заправке. Безопасность технологии подтверждена опытной эксплуатацией: например, в Лондоне такой общественный транспорт используют с 2022 года.

«Если мы говорим про наши технологии и проекты, с возможностью использовать российское оборудование, — у нас есть проект на Сахалине, с организацией плотного участка ж/д сообщения, где мы выступаем как партнеры «Трансмашхолдинга» и РЖД. Это создание пассажирского ж/д транспорта и инфраструктуры. Роль «Русатом Оверсиз» в данном случае — предоставить два больших заправочных комплекса, которые будут встроены в инфраструктуру на Сахалине, и их «сердцем» станут анион-обменные электролизеры, которые мы уже производим у себя, на собственных технологиях. Диапазон мощностей линейки нашего оборудования — от 5 до 50 кубометров водорода в час, работаем над увеличением мощности. Это полностью российская технология, на российских компонентах. Что касается проекта с «КамАЗом» — мы там тоже участвуем, строим для их полигона большой заправочный комплекс мощностью порядка 1000 кубометров в час. Проект реализуем буквально в следующем году», — поделился руководитель АО «Русатом Оверсиз».

Преимущества сахалинского проекта, которые отметили участники дискуссии, — в его большем потенциале массового использования. Водородные поезда вольются в существующую сеть общественного транспорта на межмуниципальных линиях, в том числе дальнего следования (из Южно-Сахалинска в Поронайск). Ожидается, что водородная потребность на острове составит до 350 тонн в год при среднесуточном пробеге составов до 305 км. Пассажиропоток при этом будет колебаться в пределах 243 тысяч человек ежегодно, а общий пробег ж/д парка составит за год 360 тысяч км.

В Сахалинской области, тем не менее, не собираются ограничиваться одними лишь поездами в развитии водородного рынка. Как отметил зампред регионального правительства Вячеслав Аленьков, внедрение новых технологий будет направлено на создание и расширение полноценного кластера, где власти ждут в том числе другие регионы для совместной работы.

«У Сахалинской области базово высокая доля энергетических отраслей, и мы поддерживаем планы по их развитию. Мы не стремились за хайпом — только к сбалансированному развитию. Понимаем, что надо развивать новые технологии, поэтому осознанно пошли и в повестку устойчивого развития, и в повестку водородных технологий — с 2019 года активно ее продвигаем. Но мы сразу говорили о том, что нужно развивать как экспортную составляющую, так и свою экосистему потребления: невозможно создать экспортный продукт, если мы у себя не можем применить те или иные технологии. Текущая ситуация показывает, что это была правильная стратегия», — подчеркнул зампред Аленьков.

На первом этапе в водородный кластер Сахалинской области включены три составляющие, реализация которых уже началась. Первая из них — завод по производству водорода, о котором ранее рассказал руководитель «Русатома». По мнению Вячеслава Аленькова, проект фактически станет примером влияния международной обстановки на рост локализованных производств в России, причем на базе собственного оборудования и разработок. Второй сегмент — это тот самый проект ж/д транспорта на водородном топливе, для которого уже выбраны не только маршруты движения, но и участки для размещения заправочных комплексов. А третья составляющая связана с практическим развитием водородных технологий.

«Мы создаем испытательный водородный полигон, где на практике будем отрабатывать инжиниринговые решения и технологии. Уже подписали соглашение с «РусГидро» о реализации проекта с автономными энергозонированными поселками, с модернизацией ветродизельных станций. В середине 2024 года мы планируем уже на реальной площадке, в селе Новиково Сахалинской области, производить соответствующие испытания и тестирования. Хотим заняться модернизацией энергоснабжения вышек связи — вместо ветросолнечных дизельных установок, которые влияют и на качество связи, и на экологию, мы отрабатываем в пилотном режиме возможность замены топливных элементов на водородные. Что касается перевода большегрузов на водород, мы ведем переговоры с компаниями, которые производят коммунальную технику. Сахалин активно переводит такие спецмашины на метан, и рассматривает потенциал перевода на водород. Также мы обсуждаем возможность перевода мобильных дизель-генераторов на водородное топливо. Они будут работать тише и чище», — поделился Аленьков.

Зампред правительства Сахалинской области еще раз подчеркнул, что кластерный подход — наиболее оптимальная стратегия для участия в водородной гонке, и пригласил другие регионы также встраиваться в этот процесс. По его словам, путь к успеху — концентрация инженерных и научных компетенций на одной территории, что позволит организовать точку сборки производства и полноценное тестирование с внедрением в реальную жизнь.

По итогам сессии участники согласились с тем, что ориентация на рынок собственного потребления поможет России не только не выпасть из мировой водородной гонки, но и оставаться в тренде, развивая при этом уникальные инженерные решения на отечественной промышленной базе. А Сахалин, судя по оценкам экспертов, все-таки станет если не единственным, то одним из передовых водородных полигонов в стране. И, возможно, уже через 2-3 года никто не вспомнит о пессимистичных прогнозах, которые звучали по поводу амбициозных проектов островного региона еще год назад.

На грани рентабельности

Децентрализованное энергоснабжение присутствует в 17 регионах ДФО и Арктической зоны. Оно, в частности, питает 527 населенных пунктов с населением более 300 тыс. человек. При этом средний износ электростанций и котельных суммарной электрической мощностью порядка 800 МВт и тепловой свыше 2 тыс. Гкал/час превышает 60%, сообщил заместитель гендиректора Российского энергетического агентства Минэнерго РФ Сергей Романов.

«Модернизация более 80% тех объектов, которые находятся в этих населенных пунктах, является инвестиционно непривлекательной, во всяком случае без государственной поддержки. И на сегодняшний день нет каких-либо отработанных механизмов господдержки, как и привлечения частных инвестиций в этот сектор», – утверждает эксперт.

Ситуацию усугубляет высокая стоимость производства энергии, в первую очередь из-за малых объемов потребления, а также необходимость субсидировать ее поставки для населения. При этом требуемый размер дотаций постоянно растет.

Не лучше обстоит дело и с точки зрения энергоснабжения промышленных производств. По скромным подсчетам, в этой группе потребителей насчитывается свыше 50 предприятий горнодобывающей промышленности. Совокупная мощность дизельной генерации в данном сегменте рынка превышает 500 МВт.

Здесь основная проблематика связана с высоким экономически обоснованным тарифом на электроэнергию, что ставит производство на грани рентабельности. Капитальные затраты при создании локальных энергоцентров зачастую сопоставимы с вложениями в основной бизнес-проект. К тому же в последний год заявила о себе проблема доступа к современному оборудованию из-за внешних санкций: его поставки в рамках параллельного импорта заметно выросли в цене. Все это приводит к тому, что недропользователи начинают рассматривать генерацию электричества и тепла как непрофильный актив, обременяющий основной вид деятельности.

Ситуация может затруднить реализацию будущих проектов по освоению минерально-сырьевой базы. Как считает зампред совета по вопросам развития Дальнего Востока, Арктики и Антарктиды при Совфеде Анатолий Широков, разработка многих месторождений становится оправданной при наличии доступной электроэнергии. При этом особенности структуры энергетики северных территорий не всегда позволяют обеспечить это за счет развития крупных электростанций и электрических сетей, уточнил сенатор.

Между тем в Минэнерго РФ не склонны сгущать краски. Как заверил директор департамента развития электроэнергетики министерства Андрей Максимов, за последние годы утверждено несколько нормативных актов по стимулированию инвестиций в развитие локальной энергетики, и эти механизмы работают. В первую очередь это относится к заключению энергосервисных договоров, подразумевающих внедрение новых технологий и оборудования, в том числе с использованием возобновляемых источников энергии. За счет этого территория экономит на топливе по сравнению с традиционной схемой северного завоза, а инвестор окупает вложения. В рамках подобных соглашений в 2020-2023 годах модернизировано объектов суммарной мощностью более 107 МВт, уточнил представитель Минэнерго.

Кроме того, реализуются проекты на основе концессионных соглашений и в рамках госзаказа от регионов, который размещается на конкурсной основе. Министерством так же подготовлены изменения в законодательство, позволяющие заключать в отдаленных регионах долгосрочные договоры поставки электроэнергии по принципу «бери или плати» (take or pay). Такая схема будет обкатана при освоении Баимской рудной зоны на Чукотке, где построят мини-АЭС.

«С одной стороны «Росатом» и консорциум потребителей с другой договорились о цене на долгосрочный период. Но, безусловно, такая стоимость возможна, только если будут зафиксированы обязательства по потреблению, и потребитель, что называется, не выйдет из контракта», - пояснил Андрей Максимов.

 

В поисках срока окупаемости

Несмотря на новации на законодательном уровне, проблему привлечения частных инвестиций в энергетическую инфраструктуру на труднодоступных территориях они полностью не снимают. Хотя на эти цели при условии государственных мер поддержки возможно привлечь свыше 300 млрд руб., сообщил Анатолий Широков.

Активное участие независимых компаний в развитии локальной энергетики пока не столь заметно, многие проекты в удаленных районах реализуются под эгидой ПАО «РусГидро». В частности, программой развития в ДФО предусмотрена модернизация 270 объектов неэффективной дизельной генерации общей мощностью 477 МВт. При этом на первом этапе будет обновлено 80 объектов в Якутии и на Камчатке суммарной мощностью почти 170 МВт.

Необходим более адресный подход к стимулированию частных игроков, включая небольшие компании. «Программа развития поддержки локальной энергетики в удаленных изолированных районах кроме как в виде субсидий на техприсоединение сегодня не предусмотрена. Да и получить ее могут только крупные инвестиционные проекты, где технологическое присоединение к энергосистеме технически осуществимо и экономически целесообразно», - свидетельствует сенатор Андрей Шохин.

Период окупаемости проектов у «РусГидро» составляет 15 лет. Если для крупного энергохолдинга это более-менее приемлемый срок, то для независимого бизнеса -достаточно большой, под который сложно привлечь кредитные ресурсы.

Как рассказал Андрей Максимов, в качестве одного из решений для потенциального инвестора возможна дополнительная поддержка по линии Фонда развития ЖКХ (как правило, дизельная станция в северном поселке является не только поставщиком электричества, но и тепла). Тем самым период окупаемости может быть снижен до 8-10 лет.

Отличие инвестпроектов локальной энергетики заключается в необходимости нахождения баланса экономических интересов между потребителем и производителем электроэнергии, а также оптимальной юридической конструкции, которая обеспечивает гарантии для обеих сторон, отмечает управляющий директор Корпорации развития Дальнего Востока Андрей Шарафутдинов.

Важно создавать оптимальные тарифные условия для инвестиционной привлекательности объектов генерации в труднодоступных районах, расширения возможностей данного бизнеса, говорит замначальника управления регулирования электроэнергетики ФАС Сергей Дудкин. Сейчас на выходе находится правительственное постановление о регуляторных отношениях в электроэнергетике, в котором одно из изменений позволит производителю электроэнергии по своему заявлению снижать размер экономии топлива, учитываемой в тарифах. Эту разницу он сможет направить, к примеру, на развитие электросетевого комплекса.

Данная потребность возникает при создании горнорудного кластера в Усть-Янском и Верхоянском районах Якутии. Энергоснабжение будет обеспечивать атомная станция малой мощности в поселке Усть-Куйга. Предусмотрена поставка энергии в соседние поселки, для чего придется строить электросетевое хозяйство.

Еще один законопроект внесен Минэнерго в Госдуму. «Он предполагает распространение уже существующего опыта заключения двусторонних долгосрочных договоров в технологически изолированных крупных энергетических системах на локальные энергосистемы и отмену регулирования тарифов в виде предельных уровней. Это нужно для того, чтобы стороны по договору могли на долгосрочной основе зафиксировать ценовые параметры и под эти контракты привлекать финансирование в кредитных учреждениях, таким образом обеспечивая возможность реализации данных проектов», - рассказал Сергей Дудкин, добавив, что данный подход вполне применим и для небольших проектов.

Энергия малых

Вопрос рентабельности проектов, связанных с локальными энергосистемами, обращает внимание потенциальных инвесторов к новым технологиям. Сейчас получает распространение идея создания атомных и гидроэлектростанций малой мощности.

Дело в том, что стоимость завоза энергоносителей (даже с применением энергии ветра и солнца гибридные установки потребляют дизтопливо) может нивелировать преимущества в капитальных затратах и существенно ухудшить экономику комплексного инвестпроекта. В этой связи, говорит гендиректор ООО «Генерация» Александр Курчатов, малые ГЭС при обеспечении заданного напора воды имеют наименьшую себестоимость производства электроэнергии и стабильные выходные параметры.

Несмотря на низкие температуры в Арктике, в качестве альтернативы дизельному топливу можно использовать гидропотенциал рек и рассматривать комбинированные варианты круглогодичных локальных энергоцентров, рассуждает генеральный директор ООО «Глобал Гидро Рус» Николай Сафронов.

«Когда говорят, что у нас реки замерзают, вечная мерзлота и вообще такой страх, я привожу в пример Канаду. Там самая низкая температура - минус 68 градусов, средняя температура января – минус 34. Тем не менее она располагает 15 МВт на малых гидроэлектростанциях. Возьмите Исландию, которая поднялась на мини-ГЭС, Гренландию или Норвегию», - подчеркнул Николай Сафронов.

В принципе у каждого северного поселка, а они на изолированных территориях, как правило, находятся на реках, можно построить мини-ГЭС на 1-2 МВт, считает он. В итоге от 80 до 100 дней реально получать электроснабжение только от этого источника, существенно сэкономив на дизтопливе.

Если говорить о промышленном применении данной технологии, то на Чукотке готовится своего рода пилотный проект. Для энергоснабжения производства по добыче россыпного золота в Иультинском районе будет возведена гидроэлектростанция мощностью 1 МВт с перспективой расширения до 15 МВт.

«Мы взяли самый пессимистичный вариант, завышенное по цене оборудование в три-четыре раза, сделали расчеты, получив окупаемость вложений в 6 лет с привлечением денег под 13% годовых», - сообщил гендиректор «Глобал Гидро Рус», правда, он уточнил, что участники проекта рассчитывают на прочие льготы (золотодобытчик является резидентом Арктической зоны).

К созданию мини-ГЭС присматривается «Росатом», но, конечно, госкорпорация предлагает решения по своему основному профилю. Это использование атомной станции малой мощности (АСММ) на базе реакторной установки «Ритм-200Н» мощностью 110 МВт, которая будет применена в рамках вышеупомянутого проекта в Усть-Куйге. Сегодня там начинается строительство.

Расчеты показывают, что новый источник энергоснабжения достаточно конкурентоспособный, проинформировал вице-президент по проектам малой мощности, контрактации и комплектным поставкам оборудования АО «Русатом Оверсиз» Олег Сиразетдинов.

«В Усть-Куйге, которая в советское время являлась транспортным узлом, в том числе по углеводородному топливу, тариф вдвое ниже, чем экономически обоснованный, утвержденный государством. А в поселке Депутатский, где будет возрождаться Депутатское месторождение олова, тариф ниже более чем в три раза, даже с учетом сооружения сетей для снабжения добывающей компании», – сказал менеджер.

Еще один проект – АСММ на базе реакторной установки «Шельф-М». Тепловая мощность реактора составляет 35 МВт, что позволит обеспечить генерацию до 10 МВт электрической энергии. Такую станцию планируется возвести для освоения золоторудного месторождения Совиное на Чукотке. Также к внедрению новой технологии рассматривается порядка десяти площадок в Якутии и пять в Красноярском крае.

«Мы к инвестору с деньгами не идем, но требуем take or pay для потребления энергии в нужном размере по обговоренному тарифу на перспективу. Очень важно, что тариф здесь практически не зависит от рыночных биржевых товаров, может быть, за исключением урана. Но доля урана в тарифе – до 4%. Главное, тариф прогнозируем, что важно для инвесторов», – заверил вице-президент «Русатом Оверсиз».

Ситуация в сфере добычи углеводородов

Сахалинские шельфовые проекты сталкиваются со сложностями в работе. При этом не полностью разрешены противоречия, касающиеся долей ушедших из проектов компаний, а также импортного оборудования.

Срок реализации доли (30%), ранее принадлежавшей американской компании Exxon Mobil, в новом операторе проекта «Сахалин-1»^[1] в апреле указом президента был продлен до октября текущего года. Напомним, что предыдущим указом от 7 октября 2022 г. срок реализации был установлен на четыре месяца, которые уже истекли.

Новым оператором проекта вместо остановившего работы Exxon Neftegas Ltd стало российское ООО «Сахалин-1» (зарегистрировано в Южно-Сахалинске). Его учредителем является АО «Сахалинморнефтегаз-Шельф», которому в проекте принадлежит 11,5%, еще 8,5% – у АО «РН-Астра» (обе компании входят в НК «Роснефть»). В проекте остались японская SODECO (30%) и индийская ONGC (20%). В Exxon Mobil в свою очередь указывали, что решение о создании нового оператора проекта противоречит СРП, отмечая также наличие планов о намерении постепенного выхода из проекта, выгодного всем сторонам. В американской компании настаивают, что создание ООО «Сахалин-1» в одностороннем порядке прервало данный процесс.

Также вокруг проекта продолжаются судебные разбирательства. В феврале Южно-Сахалинский городской суд удовлетворил касающийся задолженности по налогам и пеням иск Генпрокуратуры^[2] к бывшему оператору проекта «Сахалин-1» – американской компании Exxon Neftegas Limited (ENL), прежде владевшей 30% в проекте^[3]. В пользу бюджета РФ было постановлено взыскать 6 млрд рублей, остальную часть – в пользу регионального бюджета.

В соответствии с соглашением между правительством РФ, Сахалинской областью и ENL от 2017 г., компания ENL приобрела право получать финансовую выгоду в виде зачета суммы налога на прибыль, причитающейся государству. Ее размер составил 223 млн долларов США. Однако в 2021 г. Минфин уведомил ENL о решении предоставить финансовую выгоду в меньшем размере – не более 37,17 млн долларов ежегодно. Тем не менее Exxon Mobil в марте 2022 г. предоставил налоговую декларацию, где налог на прибыль был сокращен на изначально оговоренные 223 млн долларов (а не 37,17 млн долларов). Генпрокуратура полагала, что компания допустила нарушения порядка исчисления налога на прибыль, из-за чего ущерб был нанесен федеральному бюджету и бюджету региона.

Суд пришел к выводу, что действия ENL в апреле 2022 г. по остановке работ на проекте «Сахалин-1» не имели технически и экономически обоснованных мотивов, поскольку не были вызваны непреодолимыми обстоятельствами природного или техногенного происхождения (не зависящими от воли сторон договора), что, в свою очередь, исключает применение положений о форс-мажоре. Согласно постановлению суда, в результате действий ENL была остановлена поставка в Хабаровский край^[4] попутно добываемого природного газа, что создавало угрозу возникновения чрезвычайной ситуации, а прогнозируемые доходы всех участников консорциума инвесторов в 2022 г. снизились более чем в два раза в сравнении с 2021 г.^[5]

Спор с ENL о новом порядке исчисления налога на прибыль был расценен судом как уклонение компанией от уплаты налога, в связи с чем была оценена сумма причиненных РФ и Сахалинской области убытков – в 15 млрд 479 млн 095 тыс. 200 рублей (по состоянию на 30 января 2023 г.), при этом более 9 млрд рублей из них приходится на регион. Тем не менее суд не уточнил, каким именно образом будет взыскан весь оцененный ущерб. Представители истца отнесли данный вопрос к ведению Федеральной службы судебных приставов.

Стоит отметить, что ответчик полагал более уместным передачу дела на рассмотрение арбитража или в другую страну. Однако обжалования решений и оплата всех административных штрафов были расценены южно-сахалинским судом как свидетельство признания компанией применения национального законодательства и юрисдикции РФ к правоотношениям, возникающим при реализации Соглашения о разделе продукции 1995 г. (было заключено между правительствами РФ, Сахалинской области и ENL). Исходя из этого суд решил, что спор должен быть решен в суде общей юрисдикции по правилам национального законодательства РФ. Исковые претензии к ENL могут быть учтены при продаже доли компании, на которую претендует «Роснефть», рассчитывающая получить ее с наименьшими возможными затратами.

На долю в другом сахалинском шельфовом проекте – «Сахалин-2» претендует НОВАТЭК. В апреле компания подала заявку на участие в отборе покупателя доли в 27,5% в операторе проекта «Сахалин-2»^[6] – ООО «Сахалинская энергия». Ранее эта доля принадлежала британско-нидерландской Shell. В «Сахалинской энергии» основная доля принадлежит ООО «Газпром Сахалин холдинг» (50,1%). Другие иностранные акционеры проекта – японские Mitsui и Mitsubishi, получили в операторе доли в 12,5% и 10% соответственно (что соразмерно их прежним долям в Sakhalin Energy).

Компания Shell намеревалась обратиться в суд штата Нью-Йорк с иском о компенсации стоимости ее доли в «Сахалине-2». Компания оценила потери от списания владения долей в 1,614 млрд долларов. НОВАТЭК решил выплатить Shell всю причитающуюся сумму за долю в размере 94,8 млрд рублей и перечислить их на зарубежный счет компании.

При этом, согласно указу президента от 30 июня 2022 г.^[7], британско-нидерландская компания могла получить деньги только на счет типа «С» в российской юрисдикции, где они останутся заблокированными. Тем не менее НОВАТЭК получил согласие президента на выплату Shell всей суммы средств за свою долю.

Отметим, что выручка ООО «Сахалинская энергия» в 2022 г. выросла в 1,7 раза в годовом сопоставлении – до 9,608 млрд долларов. Всего в отчетный период отгрузка составила около 11,5 млн тонн СПГ (в 2021 г. – 10,41 млн тонн), а также около 3,7 млн тонн нефти (4,16 млн тонн в 2021 г.). Из общего объема экспорта СПГ на долю Японии пришлось 60,6% всех отгрузок, Южной Кореи – 16,8%, Китая – 17,9%, Тайваня – 4,5%, Индонезии – 1,2%. В КНР было поставлено 64,3% от общего объема отгрузок нефти, в Южную Корею – 26,8%, в Японию – 8,9%. Чистая прибыль «Сахалинской энергии» составила 4 млрд долларов США, что в два раза больше аналогичного показателя 2021 г.

При этом у Shell сохранился offtake-контракт^[8] на получение до 1 млн тонн СПГ с проекта в год с 2028 г. Контракт фактически не выполняется с августа 2022 г., он не был перезаключен с новым оператором. «Сахалин-2» продает на спотовом рынке объемы СПГ, поставлявшиеся по долгосрочному контракту Shell, а прибыль распределяется между всеми участниками. Переход доли НОВАТЭКу несет также юридические риски, из-за намерения Shell продолжать отстаивать свои права, связанные с долей и контрактом.

Следует отметить, что «Сахалинская энергия» в настоящее время опасается срыва отгрузок после решения нидерландской компании Svitzer (дочерняя структура датского контейнерного оператора Maersk^[9]) приостановить договор фрахта буксиров (приостановлен 17 апреля), со ссылкой на форс-мажорные обстоятельства. Пока оператору через суд удалось добиться ареста четырех ледокольных буксиров, задействованных в буксировке танкеров в порту Пригородное – «Свицер Анива», «Свицер Сахалин», «Свицер Буссе» и «Свицер Корсаков» (владелец – Svitzer Sakhalin B.V.). Иск «Сахалинской энергии» был подан к ООО «Свицер Сахалин Терминал Тоуэдж» (российская структура Svitzer). В конце апреля Арбитражный суд Сахалинской области вынес решение об аресте буксиров.

В суде «Сахалинская энергия» указывала на отсутствие правомерных оснований для приостановления договора фрахта, ссылаясь на положение договора о том, что осуществление арендных платежей лишает права ссылаться на форс-мажорные обстоятельства. Суд пришел к выводу, что приостановка договора фрахта несет угрозу производственной деятельности и убытки. В качестве обеспечительной меры имущество было передано на хранение ООО «СИП Менеджмент» (СП «Сахалин-Шельф-Сервис» и «УК Проект Групп»^[10]) с правом пользования буксирами, как того желала «Сахалинская энергия». Тем не менее оператору требовалось до 18 мая подать иск об оспаривании отказа исполнять договор. Пока о подаче исковых заявлений не сообщалось. Отказ от подачи иска грозит тем, что обеспечительные меры будут отменены, а буксиры потребуется вернуть. В случае если истец выиграет суд, он сможет пользоваться буксирами до истечения срока контракта.

На этом фоне в середине текущего года на Сахалине планируется начать проектирование завода по переработке газового конденсата мощностью 4,5 млн тонн топлива в год. Завершен первый этап технико-экономического обоснования проекта. В минувшем году было подписано соглашение между сахалинским правительством и ПАО «Газпром» о разработке обоснования инвестиций по строительству завода. Системы приема, хранения и регазификации должны быть размещены на Курильских островах (на Итурупе и Кунашире – в 2023 г., на Парамушире и Шикотане – в 2025 г.).

Ожидается, что проект позволит обеспечить возможность производства авиационного керосина для авиакомпании «Аврора» (дочернее предприятие «Аэрофлота») и снизит стоимость затрат на топливо. Кроме того, на заводе планируется производить автомобильное топливо для региона. «Сахалин-2» является источником сырья для проекта. Стоит напомнить, что этот проект должен также стать источником сырья для планируемого малотоннажного завода СПГ для газификации Курильских островов^[11].

Тем временем рост добычи нефти наблюдается в Якутии. По итогам первого квартала года было добыто 5,1 млн тонн, что на 11% превысило результат за аналогичный период прошлого года. В целом по итогам текущего года в республике планируется добыть 18,9 млн тонн нефти, что на 5% больше, чем в 2022 г. Нарастить добычу планируется за счет увеличения мощностей на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении в Ленском районе (проект ПАО «Газпром»). Чаяндинское месторождение при этом является ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири».

Тем временем ПАО «Якутская топливно-энергетическая компания» (ЯТЭК) А.Авдоляна в апреле учредило дочернюю компанию для проведения геологоразведочных работ – ООО «Майгеопром». Компания займется геологоразведочными, геофизическими и геохимическими работами в области изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы. ЯТЭК к 2025 г. планирует нарастить суммарные геологические запасы газа до 1 трлн куб. м. К концу 2022 г. запасы достигли 643 млрд куб. м.

Между тем группа Alltech^[12] в апреле отказались от небольшого сахалинского проекта. Речь идет о сухопутном Призаливном участке (площадь 167 кв. км, Ногликский район), лицензия на который принадлежала компании «Пасифик Ойл Ресорсес»^[13], с января текущего года начавшей процесс ликвидации. В Alltech отказ от участка мотивируют экономической нецелесообразностью. Призаливный участок находился на стадии геологоразведки, ресурсы нефти и газа по нему оценивались в порядка 9 млн тонн и 1 млрд куб. м соответственно. Запасы нефти в результате разведки планировалось увеличить до 21 млн тонн. В случае перехода Призаливного участка в нераспределенный фонд Роснедра могут начать работу по подготовке к проведению нового аукциона.

Компании «Пасифик Ойл Ресорсес» лицензия принадлежала с 2008 г., она действовала до апреля 2033 г. Еще в прошлом году компания не планировала ликвидацию и готовилась к бурению скважины №6 «Междуреченская». В то же время в 2020 г. разведка не финансировалась в связи с негативным влиянием пандемии. Убыток компании за 2021 г. составил 7,6 млн рублей. Напомним, что основной актив группы Alltech – угольная компания «Сибантрацит», - был продан А.Авдоляну в 2021 г.

В Хабаровском крае компания «Дальгазресурс»^[14] в апреле приступила к разработке некрупного Адниканского месторождения газа (Верхнебуреинский район, единственный участок с запасами газа в регионе). Предприятие начало работы по расконсервации^[15] скважины на Буреинском участке. После проведения работ предполагается осуществить комплекс геофизических исследований скважины. Запасы газа по одной скважине составляют 2,5 млрд куб. м. В перспективе на месторождении планируется обустроить десять скважин. Точную оценку запасов месторождения «Дальгазресурс» рассчитывает получить летом текущего года.

Ранее, в 2019 г., сообщалось о планах создать на базе Адниканского месторождения СПГ-завод мощностью 48 тыс. тонн СПГ в год. В качестве инвестора рассматривалась сингапурская компания Poh Group. Однако каких-либо дальнейших действий в данном направлении предпринято не было. По состоянию на конец 2019 г. запасы природного газа месторождения составляли всего 0,437 млрд куб. м (категория С1) и 1,553 млрд куб. м (категория С2).

 

Вопросы газификации регионов

В правительстве продолжается обсуждение газификации Бурятии и Забайкалья. В марте председатель правления ПАО «Газпром» А.Миллер заявил о готовности компании провести магистральный газ в данные регионы в 2029-30 гг., но при условии принятия в текущем году инвестиционного решения о строительстве газопровода «Сила Сибири – 2». В «Газпроме» оценивают потребность двух регионов в газе в 3,5 млрд куб. м в год. Газовая труба может быть проложена от поселка Наушки на границе с Монголией (Кяхтинский район Бурятии) на 250 км в северо-восточном направлении до Улан-Удэ, и далее еще на 450 км до Читы.

Газопровод «Сила Сибири – 2» предполагает поставки газа в КНР через территорию Монголии в объеме до 50 млрд куб. м в год. В качестве ресурсной базы рассматриваются месторождения Ямала, Ковыктинское месторождение в Иркутской области и месторождения Красноярского края. Тем не менее переговоры по данному объекту все еще ведутся, не заключены контракты, а сроки строительства не определены. В «Газпроме» сообщали о продолжающейся разработке сметной документации по проекту. При этом для китайской стороны приоритетным пока что являлся вопрос поставок по «Силе Сибири – 3» (дальневосточный маршрут) – газопроводу с Сахалина, - предполагающих меньший объем поставок и не требующих значительных инвестиций в трубопроводную инфраструктуру.

В Минэнерго при этом обещали совместно с «Газпромом» скорректировать Восточную газовую программу^[16] для ускорения газификации регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. В 2021 г. уровень газификации Дальнего Востока оценивали в 18% при общероссийском показателе – более 70%.

Следует отметить, что для поставок газа по дальневосточному маршруту правительство в мае одобрило и постановило ратифицировать межправительственное соглашение с КНР. Соглашение регулирует возведение и эксплуатацию газопровода через реку Уссури вблизи городов Дальнереченск (Приморский край) и Хулинь. РФ и КНР подписали соглашение в конце января текущего года. Единственным поставщиком газа выступит «Газпром», на территории КНР обслуживать ветку должна Китайская национальная трубопроводная корпорация. Объем поставок российского трубопроводного газа в Китай может таким способом увеличиться на 10 млрд куб. м в год (поставки по «Силе Сибири» после выхода на проектную мощность должны составить 38 млрд куб. м в год)^[17], достигнув таким образом 48 млрд куб. м в год.

 

Угольная промышленность Дальнего Востока

Рост угледобычи ожидается в Якутии за счет коксующихся углей. Главгосэкспертиза в мае одобрила проект второй очереди добывающего комплекса Эльгинского месторождения ООО «Эльгауголь» (ООО УК «ЭЛСИ» А.Авдоляна, С.Адоньева и А.Исаева). Ожидается, что строительство новых объектов позволит увеличить добычу на месторождении до 45 млн тонн угля в год.

Проект предполагает разработку северо-западного участка Эльгинского месторождения. Отработку второй очереди участка открытых горных работ на месторождении планируется осуществлять одновременно двумя карьерными выемками – западной и северной. Напомним, что запасы месторождения оцениваются в 2,2 млрд тонн. Объем добычи на Эльге в 2022 г. превысил 20 млн тонн, что на 26,5% больше, чем в 2021 г.

Кроме того, в прошлом году «Эльгауголь» приобрел за 1,5 млрд рублей 67% компании ООО «Ундыткан», владеющей лицензиями на геологическое изучение Ундытканской и Приграничной угленосных площадей около Эльгинского месторождения. Прогнозные ресурсы Ундытканской площади составляют 1,31 млрд тонн угля (по категории P1), Приграничной площади – 1,176 млрд тонн (по категории P1).

В условиях ограниченной пропускной способности железнодорожной инфраструктуры в восточном направлении и высокой конкуренции угольные компании планируют развитие собственной транспортной инфраструктуры. ООО «Огоджинская угольная компания» (ООО «УК «ЭЛСИ») в апреле приступило к строительству в Амурской области железной дороги необщего пользования «Огоджа» протяженностью 140 км от Огоджинского угольного месторождения (Селемджинский район) до станции Февральск. В компании рассчитывают, что железнодорожная ветка позволит снизить себестоимость транспортировки угля. Ее пропускная способность должна составить порядка 7 млн тонн угля в год. На Огодже к 2023 г. недропользователь намерен добывать 10 млн тонн угля в год, так что ему придется еще расширять построенную железную дорогу. До конца текущего года предполагается проложить 72 км новой железнодорожной ветки, на что будет направлено 3 млрд рублей.

Строительство ведет компания ООО «ТехВЭБ»^[18], также задействованная в другом и более крупном проекте «ЭЛСИ» – строительстве Тихоокеанской железной дороги от Эльгинского угольного месторождения в Якутии протяженностью 626 км (стоимость – 97,1 млрд рублей). Суммарные запасы Огоджинского месторождения оцениваются в 1,5 млрд тонн угля. В текущем году на месторождении планируется добыть 1,2 млн тонн угля. Поставка угля Эльги пока осуществляется через Амурскую область^[19], где продукция поступает на общую сеть «РЖД».

На Чукотке растет добыча каменного угля компании «Берингпромуголь». За четыре месяца текущего года добыча угля в регионе выросла на 12% по отношению к аналогичному периоду прошлого года, составив 491,1 тыс. тонн. ООО «Берингпромуголь» (дочернее предприятие австралийской Tigers Realm Coal Limited^[20]) за отчетный период получило 452,2 тыс. тонн на Фандюшкинском месторождении, увеличив результат 15% по отношению к аналогичному периоду 2022 г. Со своей стороны ОАО «Шахта Угольная» на Анадырском месторождении увеличило производство в четыре раза, выпустив 38,9 тыс. тонн бурого угля.

В конце марта Главгосэкспертиза РФ выдала положительное заключение на строительство объектов и отработку Восточного блока на месторождении Звонкое в Чукотском АО (Анадырский район). Проектируемая площадка расположена в 26 км к юго-западу от поселка Беринговский (в 20 км от бухты Угольная Берингова моря) и вблизи от уже действующего Фандюшкинского месторождения.

Месторождение разделено на два эксплуатационных блока – Западный и Восточный, разграниченных ручьем Звонкий. Вскрытие каждого блока предполагается осуществлять самостоятельными выработками. В июле 2022 г. Главгосэкспертиза одобрила строительство карьера на Западном блоке Звонкого. На карьере Восточного блока месторождения предусмотрено поэтапное наращивание добычи – от 650 тыс. тонн угля к 2025 г. до 1,5 млн тонн к 2031 г. В 2023 г. планируется проведение горно-капитальных работ. Запустить карьер на Западном блоке предполагается в текущем году – его мощность должна составить до 650 тыс. тонн угля в год. Балансовые запасы Звонкого (по категориям С1+С2) составляют 12 313 тыс. тонн угля. 

Угольщики Иркутской области тем временем намерены получить гарантии по вывозу угля на экспорт в восточном направлении. Речь идет о компании «Востсибуголь» (подконтрольна ПАО «Иркутскэнерго», входящему в En+ Group). Восточно-Сибирская территориальная профсоюзная организация Росуглепрофа еще в марте просила власти региона добиваться установления персональной экспортной квоты для компании на уровне 250 тыс. тонн угля в месяц, направив обращение губернатору И.Кобзеву и начальнику Восточно-Сибирской железной дороги В.Владимирову.

И.Кобзев в свою очередь в апреле поднял вопрос в Минэнерго и обратился к президенту РФ В.Путину, заявив, что меры должны быть приняты в целях сохранения в Иркутской области угледобывающей отрасли, поскольку на сегодняшний день «Востсибуголь» является единственным крупным угледобывающим предприятием региона, располагая градообразующими активами в моногородах (Черемхово, Тулун)^[21]. Губернатор попросил президента пересмотреть ограничения на отгрузку угля в восточном направлении и установить объем отгрузки иркутского угля не менее 3,5 млн тонн в год.

В «РЖД» в связи с загруженностью Восточного полигона в марте просили иркутских угольщиков рассмотреть возможность альтернативных направлений сбыта – через порты Северо-Западного и Азово-Черноморского бассейнов, тогда как в профсоюзе настаивали, что такая ситуация ставит под угрозу стабильность работы недропользователя. Хотя большая часть (82%) продукции «Востсибугля» поступает на внутренний рынок (ее закупает ООО «Байкальская энергетическая компания», осуществляющее управление и обслуживание 11 ТЭЦ и котельными в Иркутской области), в компании утверждают, что именно экспортные поставки являются источником прибыли, поскольку поставки на внутренний рынок региона нерентабельны.

Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia. 

---

[1] Месторождения Чайво, Одопту-море, Аркутун-Даги, Лебединское на северо-восточном шельфе Сахалина.

[2] Генпрокуратура добивалась взыскания с ENL 15 млрд 86 млн 970 тыс. 921 рублей, в такую сумму были оценены убытки, причиненные недоплатой налога на прибыль. В ходе разбирательства исковые требования были увеличены почти на 400 млн рублей. Тем не менее вопрос их выплаты остается открытым.

[3] Генпрокуратура с сентября 2022 г. пыталась взыскать с ENL задолженность в размере 15 млрд рублей., к январю 2023 г. ее размер увеличился до 15,5 млрд рублей с учетом пеней. В сентябре в обеспечение иска Генпрокуратуры приставы арестовали нефть на 15 млрд руб. в хабаровском порту Де-Кастри.

[4] СРП предполагало поставку в Хабаровский край до 3 млрд куб. м газа ежегодно (в 2005-25 гг.).

[5] Японская Sodeco в 2021 г. получила доход в 51 млрд рублей, а в 2022 г. – половину этой суммы. Индийская ONGC в 2021 г. получила от проекта 34 млрд рублей, в 2022 г. – 16,9 млрд рублей. Доходы самой ENL в 2021 г. составили 51 млрд рублей, а в 2022 г. – 25,4 млрд рублей. Доход от «Сахалина-1» у «Роснефти» в 2021 г. составил 34 млрд рублей, в 2022 г. – 16,9 млрд рублей.

[6] Пильтун-Астохское и Лунское месторождения на сахалинском шельфе и завод СПГ в Корсаковском городском округе.

[7] №416, «О применении специальных экономических мер в топливно-энергетической сфере в связи с недружественными действиями некоторых иностранных государств и международных организаций».

[8] Соглашение о продаже/покупке еще не произведенного товара, когда производитель планирует произвести или добыть определенное количество товара или сырья.

[9] Maersk принял решение об уходе с российского рынка в марте 2022 г.

[10] 25% и 75% соответственно. Владельцы «УК Проект Групп» – Н.Покаси, А.Покаси (по 35%), Е.Рябова. Компания «Сахалин-Шельф-Сервис» подконтрольна экс-главе «Роснефти» С.Богданчикову (52,6%), еще 25,8% у японской Marubeni, 21,6% – у американской International Development Services.

[11] Завод будет действовать в Южно-Сахалинском городском округе (село Дальнее), для перевозки и перевалки танк-контейнеров с СПГ планируется задействовать инфраструктуру морского порта Корсаков, а также морских терминалов Курильск, Северо-Курильск, Малокурильск и Южно-Курильск.

[12] Акционеры – родственники покойного предпринимателя Д.Босова (64,26%), ранее являвшегося основным акционером, а также его бывшие деловые партнеры – Д.Ага, И.Макаров, О.Шемшук и Р.Филинов.

[13] Принадлежит кипрской Elranio Holdings Ltd.

[14] Зарегистрирован в хабаровском поселке Чегдомын, учредители – саратовские предприниматели и компании С.Сомхиева, А.Кузнецов, Е.Смирнова и Ф.Тупоносов, ООО «Криосар», ООО «Теплозащита» (владелец – директор «Дальгазресурса» О.Баранов).

[15] Месторождение открыто в 1991 г., была пробурена поисковая скважина. Однако дальнейшие работы не велись.

[16] Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР, утверждена в 2007 г., работу по реализации курирует «Газпром».

[17] В 2022 г. объем поставок по «Силе Сибири» составил 15,5 млрд куб. м.

[18] г. Новосибирск, владелец – А.Будников, компания, основанная в 2019 г., специализируется на проведении открытых горных работ и строительстве железнодорожной инфраструктуры, выступает партнером в проектах «ЭЛСИ».

[19] Поставки осуществляются по так называемому малому БАМу – южный участок Амуро-Якутской магистрали от Транссиба в Приамурье до якутских Беркакита и Нерюнгри.

[20] Владеет через кипрскую Rosmiro Investments Limited.

[21] В марте 2023 г. квота для Иркутской области на вывоз угля на экспорт в восточном направлении была установлена в размере 58,5 тыс. тонн (на месяц), что более чем в два раза меньше отгруженного в прошлом году объема (2,8 млн тонн). Из них на долю «Востсибугля» одобрили 4,7 тыс. тонн твердого топлива (8%), но затем было дополнительно согласовано еще 27,9 тыс. тонн (всего 32,6 тыс. тонн). На 2022 г. в регионе не существовало заранее установленной квоты – объем вывоза угля согласовывался с «РЖД» ежемесячно.

На Дальнем Востоке сохраняется проблема убыточности ТЭС в связи с регулируемыми тарифами на электроэнергию на фоне продажи угля по свободным ценам. В феврале глава управляющего дальневосточной генерацией ПАО «РусГидро» В.Хмарин обратился к президенту РФ В.Путину с просьбой выделить из федерального бюджета 93 млрд рублей для восстановления финансовой стабильности «Дальневосточной генерирующей компании» (ДГК), которая управляет крупными ТЭС на Дальнем Востоке. За счет этих средств предполагается погасить накопленный финансовый долг компании, который возник из-за разницы между расходами на уголь и тарифной выручкой от продажи энергии. Совет директоров «РусГидро» принял решение выдать ДГК крупный заем на 93 млрд рублей в целях недопущения банкротства компании.

В «РусГидро» отмечают, что средний тариф в энергосистеме Востока составляет 5 рублей за 1 кВт/ч, что на 27% ниже показателя в европейской части РФ и в Сибири (6,9 рублей). Установленные тарифы для Дальневосточной генерирующей компании (ДГК, входит в «РусГидро») включают в том числе обоснованные расходы на топливо и ремонт. Но и при таких тарифах ДГК в 2023 г. не сможет выйти на безубыточную работу.

После обращения В.Путин направил запрос премьер-министру М.Мишустину, вице-премьеру А.Новаку и главе Минфина А.Силуанову, поручив предложить решение проблемы. Так, в качестве решения власти хотят рассмотреть механизм регулирования поставок угля на экспорт, аналогичный используемому на рынке удобрений. С 2022 г. Минсельхоз определяет объем поставок удобрений на внутренний рынок для каждой компании. В случае повышения цен могут быть введены экспортные пошлины^[1]. Но в случае с углем эксперты отрасли отмечали, что регулированию можно подвергать поставки только для низкосортных марок, которые используются на дальневосточных ТЭС, а не для дорогих экспортных, которые в любом случае не поставляются на объекты электроэнергетики.

На этом фоне в правительстве все же отказались от жестких мер регулирования, заключающихся в ограничении экспортных поставок угля на восток, приняв решение о разработке адресных мер поддержки для конкретных электростанций. Минэнерго совместно с «РусГидро» и РСПП определят потенциальных поставщиков для конкретных ТЭС с учетом марок угля (на 2023-25 гг.) и сформируют индикативный баланс потребления, на основе которого будет проведена оптимизация расходов, в том числе за счет заключения долгосрочных контрактов на закупку и доставку угля. ФАС совместно с Минэнерго и РСПП предстоит установить индикативные ценовые коридоры на уголь для «РусГидро» на 2023-25 гг., а угледобывающие компании закрепят в торговых политиках публичные положения о приоритетном обеспечении потребностей внутреннего рынка.

Также ФАС предлагает субсидировать поставки угля и мазута для ТЭС Дальнего Востока с использованием механизма, аналогичного применяемому для стимулирования перевозок нефтепродуктов. Субсидирование может быть организовано с помощью распространения на мазут и уголь действия норм постановления правительства №2508^[2] или с помощью принятия для угля и мазута постановления, аналогичного действующему постановлению №406^[3]. «РЖД» будут предоставлять скидку на перевозку юридическим лицам, везущим топливо в регионы, а выпадающие доходы госмонополии компенсируют из федерального бюджета. Напомним, что, когда перевозки становятся субсидируемыми, они получают приоритет при перевозке по Восточному полигону, переходя из пятой в четвертую очередь.

Отметим, что общая установленная мощность объектов ДГК составляет порядка 4 ГВт. В 2021 г. объем потребления компании составил 8,94 млн тонн угля на сумму 25,99 млрд рублей и 3,5 млрд куб. м газа на сумму 21,24 млрд рублей.

«РусГидро» оценивает, что средневзвешенная цена угля, законтрактованного на 2022-23 гг., в два раза выше цены топлива, учтенной в тарифах. Таким образом, доля расходов на топливо в тарифной выручке ТЭС составляет до 60%. В «РусГидро» указывают на то, что тарифная выручка не покрывает операционные и инвестиционные расходы. Убыток ДГК в минувшем году увеличился до 36,6 млрд рублей (в 2017 г. он составлял только 4,7 млрд рублей).

В «РусГидро» дефицит и резкий рост стоимости угля на внутреннем рынке связывают со стремлением угольных компаний экспортировать продукцию. Именно экспортный уголь обладает относительным приоритетом на Восточном полигоне «РЖД»^[4], в то время как уголь для нужд ЖКХ и энергетики пропускается в пятую очередь. Кроме того, перевозки топлива для дальневосточных ТЭС отличаются сложной логистикой. Так, на Нерюнгринскую ТЭС в Якутии уголь поставляется из Казахстана, хотя поставки с якутских месторождений были бы дешевле, а уголь для Приморского филиала ДГК везут из Кузбасса, тогда как Бурятия является более доступной альтернативой. В прошлом году на рост цены на перевозки угля на дальние расстояния повлияла также отмена льготного коэффициента 0,4 к тарифу.

Поставщики низкосортных углей могут быть заинтересованы в заключении твердых контрактов с энергетическими компаниями, с фиксированным уровнем маржинальности (на уровне 20%). При этом первый вице-премьер А.Белоусов в феврале поручил Минэнерго и «РусГидро» заняться разработкой и реализацией трехлетнего плана модернизации ТЭС и повышения эффективности их работы. В «РусГидро» неоднократно заявляли, что замене оборудования на дальневосточных ТЭС препятствуют заниженные тарифы.

Следует отметить, что на Дальнем Востоке в начале года был отмечен существенный рост оптовых цен^[5] на электроэнергию для коммерческих потребителей – в январе средняя одноставочная цена (стоимость электроэнергии и мощности) увеличилась по отношению к декабрю 2022 г. на 49%, составив 2,84 рубля за 1 кВт/ч. Стоимость превысила среднюю одноставочную цену в январе в европейской части страны, на Урале (2,74 рубля) и в Сибири (2,43 рубля).

Наиболее значительный рост цен был зафиксирован в Якутии – на 50,4%, до 2,9 рублей. Далее следуют Амурская область (рост на 49,7%, до 2,88 рублей) и Еврейская АО (рост на 50,1%, до 2,78 рублей). В Приморском крае цена составила 2,81 рублей (рост на 47,6%), а в Хабаровском крае – 2,84 рублей (рост на 48,8%). В наибольшей степени ростом цен обеспокоены представители малого и среднего бизнеса в регионах.

На этом фоне в макрорегионе планируется строительство новых энергообъектов, а также модернизация некоторых действующих. «РусГидро» продолжает модернизацию шести объектов дальневосточной электроэнергетики. Хабаровская ТЭЦ-4 на природном газе проектной мощностью 320,8 МВт должна заменить изношенную Хабаровскую ТЭЦ-1 (начало поставок мощности намечено на 2027 г.), газовая Артёмовская ТЭЦ-2 – Артёмовскую ТЭЦ (завершение строительство намечено на 2025 г.), вторая очередь Якутской ГРЭС-2 – отработавшую ресурс Якутскую ГРЭС (ввод второй очереди запланирован на 2025 г.). Планируется строительство новых энергоблоков на Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) и Партизанской ГРЭС (280 МВт)^[6]. В конце прошлого года была полностью переведена на природный газ Владивостокская ТЭЦ-2 мощностью 497 МВт.

При этом для Хабаровской ТЭЦ-4 потребовалось решение вопроса о замене импортного оборудования. Газовые турбины для нее планируется изготовить на предприятии «Силовых машин» в Санкт-Петербурге. ДГК изначально намеревалась ввести станцию в конце 2025 г., затем сообщалось о переносе сроков на 2027 г.

Тем временем во Владивостоке (на острове Русский) «РусГидро» открыло осенью прошлого года научно-исследовательский центр (НИЦ). В НИЦ в партнерстве с московским МФТИ им. Баумана создана лаборатория интеграции возобновляемых источников энергии и систем накопления энергии – в ее рамках проводится работа по повышению эффективности автоматизированных гибридных энергокомплексов (АГЭК) для отдаленных и труднодоступных районов и сокращению сроков их ввода в эксплуатацию. Также в НИЦ предполагается разработать механизмы решения существующей в ДФО проблемы с технологическим присоединением крупных объектов жилищного строительства – с помощью оптимизации и обеспечения технологического присоединения потребителей без масштабного электросетевого строительства.

Следует отметить, что «РусГидро» вскоре может утратить контроль над электросетевыми активами Дальневосточной распределительной сетевой компании (ДРСК) в связи с разрабатываемым ФАС совместно с Минэкономразвития и Минэнерго планом разделения холдинга. Учитывая, что к лету 2025 г. Дальний Восток должен перейти на свободный рынок электроэнергии, «РусГидро» уже не сможет совмещать конкурентные (генерация и сбыт) и монопольные (сети) виды деятельности.

ДРСК перешла «РусГидро» в 2011 г. в составе «РАО ЭС Востока». Компании принадлежат распределительные электросети протяженностью 59 тыс. км в Амурской области, Приморском и Хабаровском краях, Еврейской АО, на юге Якутии. Выручка ДРСК по РСБУ в 2022 г. составила 36,8 млрд рублей, чистая прибыль – 258,73 млн рублей. Чистые активы на конец 2022 г. оцениваются в 25 млрд рублей. По предварительным данным, рыночная цена компании может составить 6,3 млрд рублей^[7]. «Россети» прежде проявляли интерес к электрическим сетям на Дальнем Востоке, с учетом того, что им принадлежат «Магистральные электрические сети Востока» – МЭС Востока^[8].

«МЭС Востока» (филиал ПАО «Россети») также в феврале завершили монтаж комплектного распределительного устройства (КРУЭ) 110 кВ на узловой подстанции 220 кВ «Уссурийск» в Приморье. Проведенные работы направлены на усиление схемы электроснабжения Уссурийского городского округа (население которого составляет более 200 тыс. человек) и объектов Дальневосточной железной дороги (ДВЖД). Подстанция задействована в выдаче мощности Приморской ГРЭС и электроснабжении ТОР «Михайловский». Общая стоимость проведенных работ оценивается в 2 млрд рублей. В 2022 г. на станции были запущены новые силовые трансформаторы, благодаря им мощность центра питания увеличилась до 501 МВА.

Тем временем дефицит инвестиционной программы «Россетей» на мероприятия по электрификации в рамках второго этапа развития Восточного полигона «РЖД» был оценен в 198,8 млрд рублей, а источники покрытия дефицита средств не уточнялись. В конце прошлого года в Минэнерго в числе возможных источников покрытия дефицита называли дополнительное финансирование из федерального бюджета, займы ФНБ, продажу принадлежащих «Россетям» 20% акций «Интер РАО» и отказ от выплаты дивидендов за 2022 г.

Второй этап предполагает введение в эксплуатацию семи электросетевых объектов. Из них ряд объектов планируется поставить под напряжение до конца текущего года – речь идет о двух линиях на 220 кВ «Зилово – Холбон – Могоча» (Забайкальский край) и «Комсомольская – Старт» (Хабаровский край), линии на 500 кВ «Усть-Илимская ГЭС – Усть-Кут» (Иркутская область).

Между тем в феврале Главгосэкспертиза одобрила проект реконструкции Приморской ГРЭС в Лучегорске (наиболее крупная тепловая электростанция Приморского края, «Сибирская генерирующая компания») стоимостью 28 млрд рублей. Мощность ГРЭС составляет 1,5 ГВт. В том числе станция работает на энергоснабжение Восточного полигона.

В свою очередь «Газпром энергохолдинг» (ГЭХ) рассчитывает построить парогазовую ТЭС мощностью 330 МВт в Якутии (Нерюнгринский район, вблизи поселка Чульман). К станции планируется протянуть газопровод (8 км) от магистрального газопровода «Сила Сибири». Годовое потребление газа на ТЭС оценивается в 0,5 млрд куб. м. Первая очередь ТЭС из двух газотурбинных установок (ГТУ) должна быть запущена осенью 2026 г., а к осени 2027 г. планируется надстроить паровую турбину. ГЭХ намерен приобрести китайские газовые турбины AGT-110^[9] у производителя – AECC Gas Turbine. Проект строительства ТЭС «Газпрома» в конце апреля был включен в федеральный проект «Гарантированное обеспечение доступной электроэнергией» Комплексного плана модернизации и расширения магистральной инфраструктуры на период до 2024 г.

Ожидается, что запуск ТЭС в Чульмане позволит сократить энергодефицит в энергосистеме Востока^[10] и создаст дополнительные мощности для энергоснабжения БАМа и Транссиба. Кроме того, с помощью ТЭС планируется увеличить экспорт электроэнергии в КНР (дополнительно порядка 1,2 млрд кВт/ч^[11]).

Пока не определен объем капитальных расходов на строительство станции, но согласно предварительным расчетам, он может составить 23 млрд рублей. Опасения связаны с тем, что у турбины китайского производителя на сегодняшний день отсутствует значимая история коммерческой эксплуатации (первый образец тестировался на ТЭС компании CNOOC в Шэньчжэне в 2021-22 гг.). Также эксперты отрасли полагают, что разделение по времени запуска в эксплуатацию газотурбинной и паросиловой частей станции может продлить сроки ввода энергоблока в эксплуатацию и увеличить суммарные затраты.

Проблема энергодефицита также наблюдается на юге Иркутской области – в Иркутско-Черемховской промзоне. О дефиците энергомощностей в регионе, в частности, заявлял «Росатом», намеренный реализовать проект экотехнопарка «Восток» на площадке бывшего завода «Усольехимпром». Резкий рост энергопотребления в Иркутской области связан с распространением майнинга в домохозяйствах на фоне наиболее низкого в стране тарифа на электроэнергию для населения. В 2022 г. общее потребление электроэнергии населением региона превысило 10 млрд кВт/ч (в 2017 г. – только 6,6 млрд кВт/ч). В минувшем году из-за находящегося на предельном уровне энергопотребления исчерпала свою пропускную способность линия электропередачи 500 кВ «Братск – Иркутск».

В феврале текущего года, после того как растущий спрос на электроэнергию на данной территории отметил заместитель министра энергетики РФ П.Сниккарс, Минэнерго предложило провести конкурс на строительство новой электрогенерации в Сибири. До июля текущего года планируется уточнить необходимый объем мощностей и границы территории, на которой может быть построен новый объект генерации.

Что касается других крупных энергообъектов, направленных на энергоснабжение значимых промышленных проектов, то в марте правительство Чукотского АО и ООО «Баимская Энерджи» (дочерняя структура британско-казахстанской компании KAZ Minerals) заключили концессионное соглашение по вопросам энергообеспечения Баимского горно-обогатительного комбината (Билибинский район) на срок в 45 лет. В рамках концессии планируется реализация комплексного проекта по созданию энергетической инфраструктуры, необходимой для освоения месторождений Баимской рудной зоны.

Проект предполагает строительство двух одноцепных воздушных линий электропередачи 330 кВ «ПС Порт – ПП Билибино №1, №2», двух одноцепных воздушных ЛЭП 330 кВ «ПП Билибино – ПС Баимский ГОК №1, № 2» и переключательного пункта 330 кВ Билибино. Завершение работ намечено на 2027 г. При этом осенью прошлого года сообщалось о возможном переносе ввода ГОКа на более поздний срок, подразумевающем также перенос сроков ввода энергетической инфраструктуры. Напомним, что помимо ЛЭП соглашение по энергообеспечению предполагает установку плавучих атомных энергоблоков «Росатома» в Чаунской губе.

В конце марта «Россети» согласовали подключение к электроэнергии месторождения меди Малмыж в Хабаровском крае (ООО «Амур Минералс», «Русская медная компания»), для чего необходима реконструкция ЛЭП 500 кВ «Хабаровская – Комсомольская». Энергетики должны возвести открытое распределительное устройство, к которому подключат заходы от действующей ЛЭП с образованием двух новых транзитов ориентировочной протяженностью 265 км и 101 км. Общая стоимость работ оценивается в 5,1 млрд рублей. Работы должны быть завершены в 2024 г.

Атомную энергетику также предполагается развивать в другом северном регионе – Якутии. В апреле АО «Концерн Росэнергоатом» (ГК «Росатом») получило лицензию на строительство в Якутии АЭС малой мощности (АСММ) с реакторной установкой РИТМ-200М в Якутии (Усть-Янский район). К настоящему времени компания провела предпроектные инженерные изыскания, приступила к созданию объектов внеплощадочной инфраструктуры и возведению временного городка для рабочих. Также в апреле АО «Русатом Оверсиз» и КРДВ подписали соглашение о сотрудничестве при строительстве АСММ.

Ввод АСММ намечен на 2028 г. Мощности станции в том числе планируется использовать для энергоснабжения золоторудного месторождения Кючус (ПАО «Селигдар» и ГК «Ростех» – СП «Белое золото»), близлежащих месторождений олова – Тирехтях (АО «Янолово», добыча ведется с 2021 г.) и Депутатское (в настоящее время не разрабатывается^[12]). Электрическая мощность станции должна составить не менее 55 МВт.

Следует тем не менее отметить, что компания «Русатом Оверсиз» в апреле подпала под санкции США, что может отразиться на поставках технологических решений для проектов, а соответственно на сроках их реализации. Крупным проектом «Русатом Оверсиз» также является создание на Сахалине комплекса по производству водорода, который планировалось построить в партнерстве с французской Air Liquide. В сентябре прошлого года в «Русатом Оверсиз» заявили, что реализуют сахалинский проект без участия Air Liquide, которая прияла решение об уходе с российского рынка^[13]. О новых партнерах и поставщиках по проекту в компании не сообщали.

Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.

---

[1]  С 1 декабря 2021 г. были введены квоты на экспорт удобрений для недопущения их дефицита на внутреннем рынке, но они не превышают значений экспорта за последние годы. План закупок удобрений для внутреннего рынка формируется на каждый год, а с 2022 г. определяется конкретный объем поставок на месяц для каждой компании.

[2] «Об утверждении Правил предоставления субсидии из федерального бюджета ОАО «РЖД» на возмещение недополученных доходов, возникающих в результате установления льготных тарифов на перевозку железнодорожным транспортом во внутрироссийском сообщении моторного топлива, предназначенного для реализации на территории РФ, в направлении Дальневосточного ФО».

[3] «Об утверждении Правил предоставления субсидий из федерального бюджета ОАО «РЖД», ФГУП «Крымская железная дорога» на возмещение потерь в доходах, возникающих в результате установления льготных тарифов на перевозку сельскохозяйственной продукции, а также продукции для организации сельскохозяйственного производства».

[4] В соответствии со специальными поручениями президента РФ по объемам вывоза угля из угледобывающих регионов.

[5] Оптовая цена составляет 30-50% в структуре конечного тарифа коммерческих потребителей. Юрлицо также оплачивает услуги по передаче и сбытовую надбавку (они устанавливаются региональными регуляторами).

[6] К 2026 г.

[7] Исходя из стоимости аналогичных компаний – «Россети Центра» и «Россети Центра и Приволжья».

[8] Обслуживает территории Хабаровского и Приморского краев, Амурской области и Еврейской АО, юга Якутии.

[9] Выпускающаяся с 2018 г. китайская турбина AGT-110 схожа по своим характеристикам с российской турбиной ГТД-110М «Ростеха», в их основе лежит разработка ГТД-110, принадлежащая ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» (Украина).

[10]  Согласно оценкам, энергодефицит в объединенной энергосистеме Востока (Амурская область, Хабаровский край, Еврейская АО, Приморский край и Якутия) в 2026 г. превысит 2,8 млрд кВт/ч.

[11] По итогам 2022 г. экспорт электроэнергии в КНР составил порядка 4 млрд кВт/ч.

[12] Лицензией владела компания АО «Горно-обогатительный комплекс «Депутатский», однако в июле 2021 г. Роснедра аннулировали ее досрочно, поскольку добыча фактически не велась с 2009 г.

[13] Весной 2021 г. «Русатом Оверсиз», Air Liquide и правительство Сахалинской области подписали меморандум о взаимопонимании для изучения возможности строительства на Сахалине комплекса по производству до 100 тыс. тонн водорода в год. В феврале 2022 г. стороны завершили технико-экономическое обоснование проекта.

Развитие 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.