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.

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.

Нефть и газ

В Сахалинской области сохраняются нерешенные вопросы в рамках крупных шельфовых проектов. Более сложная ситуация складывается на проекте «Сахалин-1». Индийская компания Oil and Natural Gas Corp (ONGC) в октябре минувшего года сообщила о намерении сохранить долю в операторе проекта «Сахалин-1»^[1] - компании ООО «Сахалин-1». Доля ONGC в Exxon Neftegaz Limited составляла 20%. По неподтвержденным данным, компания рассматривала возможность увеличения доли.

В октябре же о полном уходе из проекта и РФ в целом сообщили в американской компании Exxon Mobil, которой принадлежали оператор проекта Exxon Neftegaz Limited и доля в 30% в СРП. В марте Exxon Mobil отказался продолжать отгрузку нефти с проекта в танкеры подпавшего под санкции «Совкомфлота», суда которого лишились страховки от Международной группы клубов взаимного страхования (International Group of P&I Clubs^[2]). В связи с этим в мае оказались переполненными резервуары с нефтью в порту Де-Кастри в Хабаровском крае (из порта нефть отгружается на мировой рынок), что сделало невозможным дальнейшее продолжение добычи.

танкер «Залив Анива»
^{фото: Sakhalinenergy}

Услугами «Совкомфлота» также пользуется проект «Сахалин-2», где отгрузка и добыча, тем не менее, не сокращались. В рамках проекта по итогам восьми месяцев прошлого года добыча газа выросла на 20% по отношению к аналогичному периоду 2021 г. (до 12 млрд куб. м). Объем реализации СПГ за аналогичный период вырос на 19% - до 7,6 млн тонн. Коммерческий директор нового оператора проекта ООО «Сахалинская энергия» А.Охоткин в конце сентября заявлял о готовности оказать поддержку «Сахалину-1» в вопросе сбыта нефти, но каких-либо шагов в данном направлении пока не предпринималось. План добычи в рамках «Сахалина-1» на 2022 г. составлял 8,9 млн тонн нефти, по предварительным оценкам Минэнерго, он не превысил 4,2 млн тонн (в 2021 г. – 11 млн тонн).

Кроме того, в связи с остановкой производства нефти на «Сахалине-1» не ведется также добыча попутного газа, поставляемого на Сахалин и в Хабаровский край (по газопроводу «Оха – Комсомольск»). Недостающие объемы газа в настоящее время замещает «Сахалин-2», что грозит сокращением производства СПГ в рамках «Сахалина-2». Недополученные доходы сахалинского бюджета от остановки «Сахалина-1» оцениваются в 38 млрд рублей в 2022 г. На минувшей неделе сообщалось о восстановлении добычи в рамках проекта «Сахалин-1» до 140-150 тыс. баррелей в сутки (65% мощности).

Между тем правительство РФ может перенести срок выбора нового акционера СПГ-проекта «Сахалин-2» (вместо британско-нидерландской Shell). Ожидалось, что на конкурс, который должен был завершиться 30 декабря, будет подана заявка «НОВАТЭКа». Но компания все еще не готова сделать коммерческое предложение о приобретении доли Shell (27,49%). Сроки определения покупателя могут быть перенесены до конца первого квартала 2023 г. Стоимость доли была определена правительством РФ в 94,8 млрд рублей. Правительство должно также осуществить экологический и технологический аудит деятельности Shell на предмет ущерба, а его сумму вычесть из средств, выплачиваемых за долю, в результате чего ее стоимость может быть серьезно пересмотрена. Тем не менее аудит пока не завершен.

Сохраняются противоречия «НОВАТЭКа» и «Газпрома». Так, «НОВАТЭК» просил «Газпром» предоставить необходимую документацию для оценки и подготовки коммерческого предложения. «Газпром» же может рассматривать как нежелательное участие в проекте крупного конкурента. При этом «НОВАТЭК» даже в случае получения доли Shell все же станет миноритарием, по причине чего может потребовать гарантий возможности влиять на развитие проекта через участие в совете директоров. Помимо того, «НОВАТЭК» заинтересован в получении объемов СПГ, которые были предусмотрены контрактом с Shell - до 1 млн тонн СПГ в год (пока контракт не расторгнут).

Что касается ресурсной базы газопровода «Сила Сибири», то в декабре 2022 г. «Газпром» приступил к добыче газа на Ковыктинском газоконденсатном месторождении в Иркутской области (Жигаловский и Казачинско-Ленский районы), проектная мощность которого составляет 27 млрд куб. м газа в год (в 2026 г.). Извлекаемые запасы Ковыктинского месторождения в пределах лицензионных участков «Ковыктинский», «Хандинский» и «Чиканский» составляют 1,8 трлн куб. м газа и 65,7 млн тонн газового конденсата. Газ данного месторождения характеризуется сложным компонентным составом - помимо метана он содержит пропан, бутан и значительные объемы гелия. Ценные компоненты ковыктинского газа предполагается выделять на Амурском газоперерабатывающем заводе (Амурская область), после чего поставлять очищенный газ в КНР. Газ с Ковыкты поступает в новый участок газопровода «Сила Сибири» (проектной мощности в 38 млрд куб. м в год этого газопровода ожидается достичь в 2025 г.) - «Ковыкта – Чаянда» протяженностью 804 км и на Амурский ГПЗ.

Установка подготовки газа УПГ-102 на Ковыктинском месторождении
^{фото: Газпром}

Изначально «Газпром» рассчитывал добывать на Ковыкте 35 млрд куб. м, но впоследствии число скважин в проекте было сокращено, в связи с не достигнутыми договоренностями о продаже всего объема газа в Китай. Также по-прежнему не определен вопрос о темпах и масштабах газификации Иркутской области, в частности, касающийся поставок газа для дальнейшей переработки на «Саянскхимпласте» (в настоящее время сырье на предприятие поставляется «Ангарским заводом полимеров» «Роснефти»), а также вопрос о строительстве трубопровода до Саянска и Иркутска.

Ковыктинское в том числе рассматривается как ресурсная база для Амурского ГПЗ. Но пока увеличить поставки по «Силе Сибири» затруднительно из-за возможных проблем при дальнейшем расширении Амурского ГПЗ (к настоящему времени запущены две технологические линии мощностью 7 млрд куб. м по сырью каждая^[3]), проектная мощность переработки которого составляет до 42 млрд куб. м газа в год. В проекте завода используются технологии немецкой компании Linde^[4], покинувшей проект летом 2022 г. На ГПЗ запущены первая и вторая технологические линии, на третьей линии в мае были начаты предпусконаладочные работы (всего предусмотрено шесть линий).

Ожидается, что в 2023 г. экспорт по «Силе Сибири» составит 22-25 млрд куб. м. В середине декабря 2022 г. «Газпром» отчитался о достижении исторического рекорда суточных поставок газа в КНР – контрактные обязательства были превышены на 16,6%.

Следует отметить, что на Ковыкте предполагается также производить сжиженный природный газ для нужд региона. ООО «Газпром СПГ Технологии» и правительство Иркутской области заключили в январе соглашение о запуске линии по малотоннажному производству СПГ на Ковыкте. В рамках первого этапа проект предполагает строительство линии по производству СПГ мощностью 0,75 тонны в час. На втором этапе проекта планируется построить комплекс по производству СПГ мощностью 3 тонны в час. Объем инвестиций оценивается в 3 млрд рублей. СПГ будет поставляться для транспортной отрасли в Иркутской области, прорабатывается также вопрос об автономной газификации котельных региона.

Кроме того, из-за проблем с поставками технологий как минимум на год сдвигается реализация проекта Амурского газохимического комплекса «СИБУРа» в Приамурье (Свободненский район). Согласно проекту, на ГХК планируется производить ежегодно 2,3 млн тонн полиэтилена и 400 тыс. тонн полипропилена. Стоимость проекта составляет 10 млрд долларов США. Изначально запуск был намечен на 2024-25 гг.

В руководстве «СИБУРа» заявили о необходимости перестройки технологической цепочки на фоне санкций, поскольку возникли проблемы с получением оборудования от немецкой компании Linde^[5] и итальянской компании Technimont^[6]. В марте 2022 г. общий уровень готовности проекта достиг 37,8%, а в ноябре в «СИБУРе» отчитались, что на установке пиролиза было смонтировано пять единиц оборудования (информация о ходе работ на полимерных установках компанией не предоставлялась).

Доставка колонны пиролиза
^{фото: ООО «АМУРСКИЙ ГХК»}
Известно, что в период навигации 2022 г. на стройку Амурского ГХК было доставлено 186 единиц критического оборудования (97% от всего объема) для установки пиролиза - модули печей, компрессорное, насосное и теплообменное оборудование. Кроме того, выполнен монтаж 24 единиц крупнотоннажного оборудования, в том числе трех паровых котлов (бойлеров). В рамках проекта велось строительство складских помещений, ремонтно-механического производства, цехов огнезащиты, канализационных и водоочистных сооружений.

Тем временем рост добычи нефти отмечается в Якутии. По итогам девяти месяцев 2022 г. добыча в республике достигла 13,8 млн тонн, увеличившись на 9% по сравнению с аналогичным периодом 2021 г.

В конце минувшего года «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» («Роснефть» и зарубежные партнеры^[7]) открыла в регионе нефтегазоконденсатное месторождение Кубалахское (Мирнинский район). На баланс были поставлены свыше 9,5 млрд куб. м газа и более 1,5 млн тонн нефти. Новый участок расположен вблизи Среднеботуобинского месторождения^[8], где «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» осуществляет промышленную разработку, поэтому для освоения нового месторождения предполагается задействовать уже существующую инфраструктуру. На Кубалахском запланировано бурение четырех поисково-разведочных скважин.

В сфере добычи угля основной рост приходится на Якутию, благодаря новым крупным проектам, которые пока пытаются решить проблему дефицита логистической инфраструктуры для поставок на экспорт. Группа «ЭЛСИ»^[9] А.Авдоляна осенью прошлого года обратилась в правительство РФ с просьбой увеличить квоту на вывоз дополнительных 1,1 млн тонн угля ежемесячно из Якутии в ближайшие два года.

Прибыль, полученную благодаря увеличенной квоте, планируется реинвестировать в ускоренную реализацию проекта «ЭЛСИ» по строительству Тихоокеанской железной дороги (500 км) для вывоза угля с Эльгинского месторождения в направлении побережья Охотского моря^[10] в Хабаровском крае (где должен быть построен порт «Эльга»). Первый этап провозной способностью 15 млн тонн угля планируется завершить в ноябре 2024 г., второй этап на 30 млн тонн – в ноябре 2025 г. Инвестиции в данный проект оцениваются в 146,6 млрд рублей.

Уголь Якутии и Чукотки

Следует отметить, что ООО «Эльгауголь» в декабре минувшего года сообщило о 80 км проложенных в рамках строительства Тихоокеанской железной дороги путей. Суточный трафик на железной дороге должен составить 18 пар грузовых поездов, предполагается устройство одной промежуточной станции и 18 разъездов, а также приобретение подвижного состава - 15 локомотивов и 1,2 тыс. вагонов. В порту планируется построить терминал по загрузке и разгрузке судов и вагонов с устройством пятикилометровой конвейерной линии между ними, склада для хранения угля в портовой зоне. Терминалы порта предполагается запустить к 2025 г. Объем инвестиций в проект оценивается в 146 млрд рублей. В целях финансирования проекта из собственной прибыли группе требуется увеличить поставки угля с Эльгинского месторождения в восточном направлении на 200 тыс. тонн к текущему уровню (до 1,7 млн тонн в месяц)^[11].

Проезд тепловоза между портом Эльга (мыс Манорский, нулевой километр) и 25-ым километром новой дороги
^{фото: стоп-кадр видео «Видеолетопись строительства Тихоокеанской железной дороги», ТГ-канал «Пулемет Дегтярева»}

Помимо того, компания «Эльгауголь» завершила модернизацию действующего железнодорожного перегона «Эльга – Улак» (станция на Байкало-Амурской магистрали), его пропускная способность увеличена с 4 млн до 30 млн тонн в год. В компании рассчитывают добыть в текущем году 26 млн тонн угля, что на 30% больше плана на 2022 год (20 млн тонн). В январе-ноябре 2022 года был зафиксирован рост погрузки с Эльгинского месторождения на 20% - до 15,9 млн тонн. В текущем году недропользователь рассчитывает экспортировать 18 млн тонн. При этом в Якутии был все же снижен годовой план по угледобыче – до 34,3 млн тонн, что на 34% ниже ранее озвученного прогноза (40 млн тонн), что главным образом связано с дефицитом провозной способности Восточного полигона.

Рост добычи каменного угля продолжается в Чукотском АО, где компания «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal Ltd.) произвела по итогам 2022 г. 1,409 млн тонн каменного угля на месторождении Фандюшкинское поле. По отношению к 2021 г. объем добычи увеличился на 51%. Уголь поступает на экспорт в Китай, Республику Корея, Японию, Тайвань, Вьетнам и Камбоджу.

В 2023 г. планируется начать реконструкцию порта Беринговский (бухта Угольная) – она включает строительство подходного канала, обустройство инженерных сетей, установку нового навигационного оборудования и системы обеспечения безопасности, строительство трех причалов. Работы предполагается завершить за четыре года на условиях частно-государственного партнерства (часть объектов профинансирует ФГУП «Росморпорт»). После реконструкции мощности порта Беринговский должны достичь 2 млн тонн грузов в год (по итогам текущего года - 1 млн тонн).

В Забайкальском крае ООО «Разрезуголь»^[12] совместно с китайской компанией China Energy Investment Corporation осенью 2022 г. приступили к строительству горного участка на Зашуланском каменноугольном месторождении в Красночикойском районе. Его мощность должна составить 5 млн тонн в год, на проектные показатели предполагается выйти в 2026 г.

В минувшем году было также начато строительство новой железнодорожной станции с примыканием к Транссибирской магистрали и технологической автодороги (длиной 162 км). Объем инвестиций в проект освоения месторождения оценивается в сумму порядка 30 млрд рублей. Запасы Зашуланского месторождения составляют 633 млн тонн угля. Ожидается, что продолжительность эксплуатации разреза достигнет 20 лет.

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

^[1] Месторождения Чайво, Одопту-море, Аркутун-Даги и Лебединское в акватории Охотского моря.

^[2] Предоставляет страхование широких, неопределенных рисков (ответственность судовладельца после столкновения, загрязнение окружающей среды). Такое страховое покрытие является условием допуска во многие международные порты. Работа с российскими страховщиками в условиях санкций несет риски и создает неопределенность, несмотря на соответствие объема покрытия требованиям международных конвенций.

^[3] Первая технологическая линия была запущена в июне 2021 г., вторая – в сентябре 2021 г. Всего предусмотрено шесть линий мощностью 7 млрд куб. по сырью каждая.

^[4] Лицензиар технологий переработки и сжижения природного газа.

^[5] Linde принадлежит технология установки пиролиза.

^[6] Компании прекратили поставки технологий в июне 2022 г.

^[7] Акционеры – ООО «РН-Разведка и добыча», «Таас Индия ПТЕ.ЛТД», «БИПИ Раша Инвестментс Лимитед».

^[8] На Среднеботуобинском месторождении с начала отработки (в 2013 г.) было добыто 25 млн тонн нефти.

^[9] ООО УК «ЭЛСИ» управляет комплексом угледобывающих активов в Якутии, Хабаровском и Приморском краях, Амурской, Новосибирской и Кемеровской областях.

^[10] Железная дорога должна выйти на мыс Манорский в Охотском море, где началось строительство инфраструктуры порта «Эльга» (Тугуро-Чумиканский район Хабаровского края).

^[11] А также с предприятий в Новосибирской области (на 350 тыс. тонн) и Кемеровской области (на 30 тыс. тонн).

^[12] Совместное предприятие ООО «Нортерн Финикс Энерджи Компани Лимитед» (дочернее предприятие китайской Shenhua) и ООО «Компания «Востсибуголь» (дочернее предприятие En+ Group).

Азиатский маневр

Отказ западных государств покупать российскую нефть и нефтепродукты, наряду с инициативой G7 об установке потолка цен в $60 за баррель для сырья из России, заставил нефтяные компании форсировать план переориентации экспорта на другие страны. В частности, отечественные нефтяники на фоне сокращения поставок в Европу вернулись на рынки, с которых ушли несколько лет назад (партии Urals, к примеру, поставлялись в Египет, ОАЭ, Кубу, Шри-Ланку), плюс продолжалось наращивание экспорта в Индию и Китай.

Например, НК «Роснефть» за 9 месяцев увеличила продажи сырья в Азию к прошлогоднему уровню примерно на треть, до 52,4 млн т. В третьем квартале доля азиатского направления в структуре реализации нефти в странах дальнего зарубежья у нее достигла рекордных 77%. В компании заявляют, что полностью смогли компенсировать снижение экспорта в адрес европейских покупателей.

Если говорить об отрасли в целом, то всем экспортерам перенаправить поставки сырья сложно. Как прогнозирует аналитик «Финама» Сергей Кауфман, по итогам года добыча нефти в России сократится на 5-10% (в 2021 году было добыто 524 млн т). По мнению эксперта, вероятно, будет наблюдаться частичный обмен рынками сбыта со странами Персидского залива: РФ продолжит увеличивать экспорт в Азию, а арабские страны - в Европу.

Переработка же нефти в годовом выражении может уменьшиться почти на 4%. Как сообщил на состоявшемся 21 декабря XIV Международном энергетическом форуме генеральный директор Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков Александр Иванов, по итогам 2022 года в России будет переработано примерно 270 млн т сырья против 280,7 млн т в 2021-м.

Справка:

Возможности России сегодня позволяют перерабатывать 310 млн т нефти в год. В стране насчитывается 34 НПЗ ежегодной мощностью более 1 млн т, в том числе 27 в составе нефтяных компаний и 7 – независимых, а также 42 мини-НПЗ. На Дальнем Востоке два главных нефтеперерабатывающих завода – Комсомольский и Хабаровский. В 2021 году, по данным РЖД, отправки продукции с этих предприятий превысили 10 млн т.

Согласно данным за первый-третий квартал, переработка нефти в стране составила 201,2 млн т, со снижением к прошлому году на 3,4%. При этом увеличен выпуск на 5,8% автомобильного бензина (произведено 31,8 млн т) и на 5,9% - дизельного топлива (62,8 млн т). В то же время на 7,5% сократилось производство топочного мазута (до 30 млн т). Снижение выпуска мазутов наблюдается не первый год и связывается с общим повышением глубины переработки нефти (сегодня она составляет 83-84%, тогда как пять лет назад – 81,3%), с ужесточением требований к судовому топливу и переходом флота на продукт с низким содержанием серы.

В целом нефтеперерабатывающая отрасль достаточно неплохо пережила этот год, считает Александр Иванов, однако в следующем ситуация может оказаться намного тяжелее. «Переработка на сегодня держится в своих объемах. Хотя все многочисленные санкционные пакеты в следующем году вряд ли нам позволят привычно реализовывать нефтепродукты», - сказал он.

Как известно, в Евросоюзе с февраля вводится эмбарго на ввоз российских нефтепродуктов. Наибольшая проблема может возникнуть со сбытом дизтоплива, поскольку ежегодно в Европу его поставлялось до 40 млн т. «Если по нефти сырье покупают Китай, Индия и другие страны взамен отказавшихся, то с продажей нефтепродуктов ситуация будет гораздо сложнее», - полагает глава Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков. 

Заграница не поможет

Другой вызов, с которыми столкнулись многие отрасли экономики, и нефтяная отрасль не стала исключением, - серьезная зависимость от импорта. Предприятия нефтепереработки активно вкладывались в модернизацию мощностей, которая осуществлялась и за счет партнерства с зарубежными поставщиками. Согласно планам до 2027 года, обновление оборудования затронет 16 нефтеперерабатывающих заводов (кстати, в их числе Комсомольский НПЗ, где строится комплекс гидрокрекинга с интегрированной гидроочисткой дизтоплива).

«Это хорошо, что вкладывали деньги в модернизацию. С другой стороны, очень часто использовали западные технологии, вместе с этим получали западное оборудование. И сейчас у нас есть сложные моменты - железо есть железо, периодически выходит из строя – с заменой отдельных комплектующих или целых блоков. Даже проблема не в том, что это больших денег стоит, а то что их теперь невозможно купить у компаний, у которых покупали раньше из года в год», - рассказал Александр Иванов.

Речь идет не только о технологическом оборудовании, но и о продуктах нефтехимии, которые используются при производстве конечного товара. Это, например, присадки к топливам и маслам, которые улучшают процессы сгорания, способствуют сохранению начальных свойств при хранении, транспортировке, облегчают применение при низких температурах и т.д. До недавнего их закупали преимущественно в западных странах.

«Российские компании быстро ориентируются на Восток, но при всем уважении к нашим коллегам из Китая качество у них не всегда стабильно. Поэтому серьезная задача – развивать средне- и малотоннажную химию», - подчеркнул гендиректор Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков.

О проблемах свидетельствуют представители нефтесервисного бизнеса. Как рассказал Давид Гаджимирзаев, президент компании «Технологии ОФС» (она, в частности, участвует в нефтегазовых проектах в Западной Сибири и на Сахалине), наиболее остро проявила себя зависимость от зарубежных поставщиков ряда марок немагнитной нержавеющей стали. «Также имеется проблема с цифровыми станками, которые используются для строительства корпусных изделий. На данный момент станки с ЧПУ (с числовым программным управлением – прим. ред.) почти невозможно завезти на территорию РФ, потому что в основном они изготовлены в Европе, США», - посетовал менеджер.

Вместе с тем, добавил он, Россия по локализации комплектующих идет «семимильными шагами». Совместно с Минпромторгом разработаны меры по снижению зависимости от импорта для предприятий ТЭК, подтвердил директор департамента нефтегазового комплекса Минэнерго Антон Рубцов.

К примеру, по большинству каталитических процессов достаточно перейти на катализаторы, которые уже производятся в РФ, рассказывает глава Ассоциации нефтепереработчиков и нефтехимиков. Существуют примеры перехода на российское оборудование без серьезных реконструкций. Сложнее с запчастями для импортного оборудования, но и здесь есть варианты изготовления отдельных деталей, узлов на предприятиях отечественного машиностроения. По словам Александра Иванова, отрасли все же нужна четкая программа, при этом целесообразно разделить задачи между всеми участниками процесса. «Безусловно, «Роснефть», «Газпромнефть» с гигантским количеством квалифицированных сотрудников завтра-послезавтра все решат. Но это будет долго, а если распределим усилия, кто-то будет заниматься одной темой, кто-то – другой, сделаем это в три-четыре раза быстрее», - заключил он. 

Геология и экология

Масштаб задач перед нефтяниками не исчерпывается решением проблем, которые принес уходящий год, часть из них имеет глубокие причины. Стране нужна новая парадигма развития нефтяной промышленности, убежден президент Союза нефтегазопромышленников России Геннадий Шмаль. РФ серьезно отстала в современных технологиях добычи нефти, а из-за снижения геологических работ в будущем она может столкнуться с истощением сырьевой базы.

«Мы в прошлом году отметили 300 лет российской нефти. Из них 270 лет геология была одним из самых перспективных направлений в деятельности всего нашего хозяйства, а последние 30 лет мы занимались тем, что гробили. И угробили нашу российскую геологию», - заявил Геннадий Шмаль.

По его словам, раньше открывались крупнейшие месторождения углеводородов. «Отсюда и вопрос, где же новые запасы. Говорить сегодня о новом Самотлорском, Федоровском, Холмогорском [нефтяных месторождениях] не приходится. На сегодня среднее открываемое месторождение в Западной Сибири – около 2 млн т извлекаемых запасов, а в остальных районах – меньше 1 млн», - сообщил президент Союза нефтегазопромышленников.

В советский период объем разведочного бурения только в РСФСР был 7,5 млн м, в последнее время в России больше 1 млн в год не бурится, пояснил он. Все это влияет на позиции страны в мире. По нефти РФ некогда занимала 13-15% мировых запасов, теперь - 6%, уточнил эксперт.

Впрочем, есть технологии, позволяющие обеспечить прорыв в данном направлении, проинформировал профессор Института проблем нефти и газа РАН Николай Еремин. Это авиационная геологоразведка, когда воздушное судно оснащается радиоимпульсными пушками, способными просвечивать земную кору до глубины 15-20 км. «Мы можем обеспечить прирост запасов, показать конкретные точки бурения для нефтегазовых компаний. И в этом случае у нас будет быстрое подключение открытых объектов к добыче», - рассказал ученый.

Есть ноу-хау и по отслеживанию работы объектов инфраструктуры. Одна из компаний разработала робота для мониторинга трубопроводных систем под водой. Как сообщил Николай Еремин, на настоящий момент проверены подводные участки общей протяженностью 2 тыс. км, в том числе успешно завершено обследование состояния нефтепровода «Роснефти» в проливе Невельского между Сахалином и Хабаровским краем, где сложные условия эксплуатации.

Вместе с тем внедрение прогрессивных разработок требует вложений, однако инвестиционная активность пошла на убыль. Инвестиции только в нефтеперерабатывающий комплекс, согласно планам на 2022 год, оцениваются в 122 млрд руб. В 2021-м их размер составил 136 млрд руб. Это вызывает тревогу у представителей экологического сообщества.

«Мы понимаем, модернизация очистных сооружений не будет проводиться. В том числе, есть проблемы по фильтрам, электрофильтрам, рукавным фильтрам. Соответственно, будет рост парниковых газов и выбросов», - приходит к выводу эколог Наталья Соколова.

Снижение расходов на данные цели может оказаться тупиковым путем. По словам эколога, несмотря на внешнеполитические события, Россия не отказывается от международной климатической повестки, включая анонсированные обязательства в решении задач по декарбонизации экономики. Кроме того, Евросоюз с 2026-2027 года вводит трансграничное углеродное регулирование (ТУР), которое предполагает введение пошлин на импортируемые в Европу товары, при производстве которых произошла значительная эмиссия углекислого газа и других соединений углерода. Считается, что в наибольшей степени новый порядок затронет сектора, производящие продукты нефтепереработки и кокс, а также горнодобывающую промышленность.

Как отметила Наталья Соколова, сейчас можно услышать, что ТУР Россию не коснется, поскольку Евросоюз ограничил выход отечественных экспортеров на европейский рынок. В то же время Европарламент принял решение отслеживать не только прямой импорт в ЕС из санкционных стран, но и то, что продает те же Китай и Индия, в том числе, изготовленное из российского сырья. «Сквозное отслеживание товаров через интернет вещей происходит элементарно», - пояснила эколог.

Газ Сахалина

В сентябре правительство РФ утвердило требования к потенциальному покупателю доли в новом операторе проекта «Сахалин-2» - ООО «Сахалинская энергия». Так, потенциальный участник должен на момент заявки реализовывать проект по производству СПГ с ежегодным объемом свыше 4 млн тонн и суммарным накопленным объемом не менее 40 млн тонн со дня запуска, иметь опыт эксплуатации завода СПГ мощностью более 4 млн тонн в год, действующие договоры фрахтования газовозов общим объемом более 4 млн куб. м и сроком действия от десяти лет, опыт международной торговли СПГ в объеме не менее 40 млн тонн и действующие долгосрочные контракты со сроком свыше пяти лет. Всем данным критериям в РФ соответствует только одна компания - «НОВАТЭК» Л.Михельсона и Г.Тимченко. «Газпром» не располагает требуемым количеством зафрахтованных танкеров.

В «НОВАТЭКе» сообщали о намерении изучить возможность приобретения доли британско-нидерландской Shell (27,5%)^[1] после проведения аудита. Тем не менее в проекте «НОВАТЭК» будет миноритарием, что не предполагает существенного влияния. Кроме того, у «Газпрома» и «НОВАТЭКа» отсутствует опыт успешного партнерства.

Под вопросом находится потенциальная возможность «НОВАТЭКа» получить доступ к самостоятельной продаже газа проекта в качестве трейдера. На сегодняшний день 85% СПГ в рамках проекта продается по долгосрочным контрактам, а остальная доля реализуется на спотовом рынке (не распределяется в портфели акционеров). В текущих условиях такая ситуация более выгодна, чем заключение нового долгосрочного контракта по более низкой цене. При этом, как сказано выше, власти хотят организовать поставку части СПГ с проекта «Сахалин-2» для газификации Камчатки.

Ряд японских компаний тем временем уже перезаключили соглашения о поставках с новым оператором «Сахалина-2» - это Toho Gas, Tokyo Gas, JERA, Tohoku Electric Power. Так, Toho Gas, в соответствии с условиями контракта, будет закупать 500 тыс. тонн СПГ в год до 2033 г. Tohoku Electric Power будет закупать 420 тыс. тонн СПГ в год.

По итогам прошлого года на «Сахалине-2» было законтрактовано 9,2 млн тонн СПГ (что соответствует 12,7 млрд куб. м) СПГ. Директор ООО «Сахалинская энергия» А.Охоткин в конце сентября сообщал, что газ проекта продолжают закупать Индия, Пакистан, Бангладеш, Вьетнам, Таиланд, КНР, однако он признал существование проблемы с продажей спотовых партий продукции (где стоит проблема фрахта судов для перевозки). По итогам восьми месяцев текущего года добыча газа в рамках проекта выросла почти на 20% по отношению к аналогичному периоду 2021 г. (до 12 млрд. куб. м). По итогам года ожидается добыча 18,5 млрд куб. м (и реализация порядка 11,4 млн тонн СПГ). Следует также отметить, что транспортировка морским транспортом сырой нефти с «Сахалина-2» была выведена из-под санкций ЕС^[2] до 5 июня 2023 г.^[3]

Со своей стороны в целях покрытия дефицита бюджета правительство РФ на три года (2023-25 гг.) планирует повысить ставку налога на прибыль - до 32% (15% - в федеральный бюджет, 17% - в региональные бюджеты) для производителей СПГ. С помощью данной меры предполагается ежегодно дополнительно получать порядка 200 млрд рублей.

Налоговый режим «Сахалина-2», который также может затронуть данное решение, регулируется соглашением о разделе продукции (СРП)^[4]. Поскольку увеличение налога на прибыль подразумевает ухудшение налоговых режимов, решение потребует согласования с иностранными партнерами – японскими Mitsui и Mitsubishi. В настоящее время для СРП действует стандартная ставка в 20%, прибыль определяется как разность между доходом и расходами на добычу.

Для «Сахалина-2» был ранее установлен особый порядок распределения налога на прибыль – 75% направляется в федеральный бюджет, 25% получает регион, благодаря чему формальное применение новой нормы не изменит доходы федерального бюджета^[5], увеличив доходы регионального бюджета (на 40-50 млрд рублей в год).

Наиболее серьезные проблемы возникли у проекта «Сахалин-1». После выхода американской ExxonMobil, которой принадлежал оператор проекта Exxon Neftegas Limited, на нем была практически остановлена добыча нефти и газа, что формально объясняется заполненностью хранилищ^[6] (ExxonMobil приступил к поэтапной остановке добычи с апреля). Так, за семь месяцев 2022 г. объемы добычи упали в два раза по сравнению с аналогичным периодом 2021 г. К июлю добыча в рамках проекта сократилась в 22 раза - с 220 тыс. до 10 тыс. баррелей в сутки. По итогам текущего года добыча должна составить только 4,2 млн тонн нефти вместо изначально запланированных 8,9 млн тонн.

Постановлением правительства новым оператором «Сахалина-1» была назначена компания ООО «Сахалин-1», в которой 11,5% получило АО «РН-Сахалинморнефтегаз-Шельф», 8,5% - АО «РН-Астра» (структуры «Роснефти»). 80% остаются на балансе нового ООО до передачи иностранным участникам.

Иностранные участники «Сахалина-1» в течение месяца должны подтвердить согласие принять в собственность пропорциональную долю в новом операторе. Долями в проекте, помимо ExxonMobil (30%), владели японская Sodeco (30%) и индийская ONGC (20%). Новый оператор проекта и его участники должны сохранить специальный налоговый режим, таможенное, таможенно-тарифное регулирование и исключительное право на экспорт газа.

Сложившаяся ситуация влечет дальнейшие судебные разбирательства, связанные в том числе с тем, что оператор и основной владелец «Сахалина-1» были изначально подконтрольны ExxonMobil, в отличие от ситуации с «Сахалином-2», который был фактически подконтролен «Газпрому».

Так, ExxonMobil в августе сообщал о ведении работы по передаче прав компании по СРП-проекту неназванной третьей стороне. Интерес к доле проявляла индийская ONGC. При этом в ExxonMobil намеревались обратиться в суд в случае отсутствия возможности покинуть проект, а в «Роснефти», в свою очередь, заявляли о необходимости возобновления добычи в полном объеме. В ExxonMobil указывали на логистические и финансовые ограничения, связанные с санкциями, - проблемы с обслуживанием шельфовых платформ на фоне ограничений на поставки импортного оборудования, сложности со страхованием танкеров, нанимаемых для доставки продукции покупателям.

Кроме того, в конце сентября Генпрокуратура РФ и Минфин Сахалинской области подали в Южно-Сахалинский городской суд иск к Exxon Neftegas Limited (предварительное судебное заседание было назначено на 14 октября), подробности которого не раскрываются^[7]. Управление ФССП по Сахалинской области по решению Южно-Сахалинского горсуда наложило арест на активы Exxon Neftegas Limited (исполнительный лист об аресте был выдан 27 сентября, организация-взыскатель – Генпрокуратура РФ).

Другие участники проекта пока не заявляли о своих дальнейших планах, но в Японии отмечают важность «Сахалина-1» для диверсификации каналов импорта нефти, в то же признавая, что на текущий момент объемы импорта нефти с проекта являются нулевыми. В ONGC более не обсуждали вопрос о приобретении контроля в проекте. Для возобновления работы «Сахалина-1» потребуется поиск решения технологических проблем добычи на шельфе, что осложнено в условиях санкционных ограничений и утраты компетенций.

Что касается проекта «Сахалин-3», то ПАО «Газпром» планирует запустить добычу углеводородов в начале 2025 г. (на месторождении Южно-Киринское). На лицензионном участке предполагается извлекать 5 млрд куб. м газа в год. Проектная мощность месторождения составляет 21 млрд куб. м газа ежегодно. Также «Газпром» ведет работы по запуску входящего в проект Аяшского нефтяного месторождения, где с 2030 г. планируется извлекать 3 млн тонн нефти в год (с дальнейшим увеличением добычи до 10 млн тонн в год).

Проект «Сахалин-3» включает Киринский, Аяшский и Восточно-Одоптинский участки. В пределах Киринского участка расположены Киринское, Южно-Киринское, Южно-Лунское и Мынгинское месторождения. Газ «Сахалина-3» рассматривается в качестве основной ресурсной базы для газотранспортной системы «Сахалин - Хабаровск - Владивосток». Запасы Южно-Киринского месторождения (по категории С1+С2) учтены в количестве 814,5 млрд куб. м газа, 130 млн тонн газового конденсата (извлекаемые) и 3,8 млн тонн нефти (извлекаемые).

Проекты строительства заводов СПГ

В ряде регионов сохраняются планы по созданию производств сжиженного природного газа, в том числе в целях обеспечения газификации. На полях сентябрьского ВЭФ «Газпром» и правительство Сахалинской области подписали соглашение о строительстве в регионе малотоннажного завода по производству СПГ мощностью до 64 тыс. тонн в год. В то время как само предприятие предполагается построить на Сахалине, системы приема, хранения и регазификации планируется разместить на Курильских островах, поскольку завод будут использовать для газификации Курил.

Запуск первой очереди малотоннажного завода и строительство систем автономной газификации на островах Итуруп и Кунашир намечены на конец 2023 г. На Парамушире и Шикотане такие системы должны быть построены к 2025 г. В качестве источника топлива для проекта рассматривается газ с проекта «Сахалин-3», добычу в рамках которого планируется начать в 2025 г. Инфраструктура морского порта Корсаков, а также курильских морских терминалов Курильск, Северо-Курильск, Малокурильск и Южно-Курильск будет задействована для перевозки танк-контейнеров с СПГ.

Также «Газпром» не оставляет намерения подготовить обоснование инвестиций в строительство на Сахалине (в районе Поронайского морского порта, восточное побережье острова) нефтеперерабатывающего завода мощностью 4,5 млн тонн в год. Ранее (весной текущего года) срок подготовки такого обоснования был ограничен мартом 2023 г.

В Приморском крае завод по производству СПГ мощностью 150 млн куб. м (порядка 130 тыс. тонн СПГ) в год планируется построить в рамках ТОР «Находка» в 2023-25 гг. Соответствующее соглашение было подписано на ВЭФ между инвестором – «Дальневосточной инвестиционной компанией» (входит в ГК «Восточно-Арктическая нефтегазовая корпорация»^[8]) и КРДВ. Объем капитальных вложений в проект оценивается в 7,5 млрд рублей.

Сохраняются планы по проекту Якутского СПГ «Якутской топливно-энергетической компании» (входит в «А-Проперти» А.Авдоляна). По итогам 2021 г. ЯТЭК вложила в геологоразведочные работы по проекту порядка 3,8 млрд рублей. Напомним, что проект предполагает строительство завода СПГ мощностью 18 млн тонн на территории Хабаровского края (ресурсная база – якутские месторождения Средневилюйское, Мастахское, Толонское, Тымтайдахское). Объем инвестиций, предусмотренных на текущий год, в компании не озвучивался.

Кроме того, в Якутии создание СПГ-завода, а также нефтеналивного терминала рассматривается в селе Павловск (Мегино-Кангаласский район). Проект может быть включен в ТОР «Якутия». Соглашение о сотрудничестве в рамках проекта в сентябре было подписано КРДВ, ООО «РоссОйл», ГК «Старвей», ООО «Газпром СПГ Технологии» и Агентством по привлечению инвестиций и поддержке экспорта Якутии.

Ситуация с добычей и экспортом угля

На Дальнем Востоке отмечается рост угледобычи. В сентябре компанией «АнтрацитИнвестПроект» был запущен в эксплуатацию угольный разрез «Сыллахский» на одноименном месторождении в Якутии (Нерюнгринский район). Мощность разреза составляет 6,5 млн тонн угля в год (к 2025 г.), первая очередь предполагает добычу 1 млн тонн. Объем инвестиций в проект оценивается в 21 млрд рублей (к настоящему времени освоено 4 млрд рублей). Балансовые запасы месторождения составляют 140,877 млн тонн (категории В+С1+С2).

Продолжается рост добычи каменного угля на Чукотке. В январе-августе ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal) произвело 962,3 тыс. тонн каменного угля, на 71% превысив результат за аналогичный период 2021 г. В настоящее время недропользователь реализует проект по увеличению объемов производства угля на месторождении Фандюшкинское поле Беринговского каменноугольного бассейна (до 2 млн тонн в год), модернизирует угольный порт Беринговский, через который продукция поставляется на экспорт. Также планируется увеличивать добычу за счет освоения месторождения Звонкое.

Увеличение угольного экспорта требует создания новой инфраструктуры в ДФО. Так, на ВЭФ КРДВ, АО «Центр развития портовой инфраструктуры» (ЦРПИ) и «Корпорация Сюань Юань» заключили соглашение о строительстве конвейерной системы через реку Амур для перевалки угля между РФ и КНР. Строительные работы планируется начать в 2023 г., а объем инвестиций оценивается в 20 млрд рублей. Максимальный объем перевалки ожидается на уровне 15 млн тонн угля в год. Тем не менее пока не определена площадка для строительства, а также ресурсная база.

На 2023 г. намечен ввод в эксплуатацию угольного морского порта Суходол в Приморском крае (Шкотовский район), мощность перевалки которого должна составить около 2 млн тонн угля (в 2023 г.), в 2024 г. достичь порядка 6 млн тонн, а в 2025 г. - превысить 12 млн тонн. Планы также включают увеличение грузооборота до 20 млн тонн угля в год. Инвесторами проекта выступают акционеры кемеровского холдинга СДС В.Гридин и М.Федяев (25,1%), «РЖД-Инвестиционные проекты» (25%) и «Центр развития портовой инфраструктуры» (24,79%). В настоящее время 100% ООО «Морской порт «Суходол» находится в залоге у ВЭБ.РФ и ВТБ.

Объем инвестиций в данный проект в 2021 г. оценивался в 180 млрд рублей. Инвестор заявлял о намерении создать к 2030 г., помимо угольного, терминалы для перевалки зерновых, минеральных удобрений и контейнерных грузов. Объем инвестиций только в угольный терминал оценивается в 62 млрд рублей.

На рынке АТР добываемый в ДФО уголь будет конкурировать с углем из других регионов страны в результате вступления в силу 10 августа европейского эмбарго на российский уголь. В связи с ним на другие рынки предстоит перенаправить 63 млн тонн из 172 млн тонн всего российского угольного экспорта. При этом следует отметить, что ряд азиатских стран сокращает импорт российского угля – это Япония, Тайвань, Южная Корея, которые прежде рассматривались в качестве перспективных рынков с точки зрения увеличения угольного экспорта^[9].

Так, по итогам семи месяцев 2021 г. на 33,3% сократил закупки Тайвань (было приобретено 4,4 млн тонн угля). Тайваньская энергетическая компания Taipower не планирует заключать новых контрактов. На 25% за январь-июль сократился экспорт угля в Японию (до 8,4 млн тонн), ранее об отказе от закупок объявила корпорация Kyushu Electric Power, на которую приходилось 7% российского угольного экспорта, а власти страны сообщили о планах постепенного снижения импорта российского угля^[10]. Южная Корея по итогам семи месяцев снизила закупки угля в РФ на 3%, до 12,8 млн тонн, намереваясь увеличивать поставки австралийского угля^[11], но не сообщая о полном отказе от поставок из РФ. В январе-июле текущего года росли поставки российского угля в Индию – их объем достиг 6,7 млн тонн (рост в 2,5 раза), но вместе с тем снижались поставки коксующихся углей для металлургии (в связи с тем, что индийские сталелитейные заводы входят в международные холдинги, для них возникает риск потенциальных санкций). В результате основную часть экспорта в Индию составляет энергетический уголь.

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

[1] После отказа Shell от дальнейшего участия доля компании в течение четырех месяцев должна быть передана новому акционеру, прошедшему отбор.

[2] Восьмой пакет санкций ЕС (вступил в силу 6 октября) запрещает перевозку в третьи страны российской сырой нефти с 5 декабря 2022 г.

[3] Транспортировка морским транспортом в Японию, техническая помощь, брокерские услуги, финансирование или финансовая помощь, связанные с такой транспортировкой, сырой нефти, смешанной с конденсатом, происходящей с проекта «Сахалин-2».

[4] Иностранными акционерами в настоящее время являются японские Mitsui и Mitsubishi.

[5] В проекте федерального бюджета на 2022-2024 гг. поступления от «Сахалина-2» в 2023 г. запланированы на уровне 20,1 млрд рублей.

[6] В августе сообщалось, что резервуары портового терминала Де-Кастри в Хабаровском крае заполнены на 95%, нефть из них не отгружается.

[7] Третьими лицами по делу заявлены сахалинское правительство и управление ФНС.

[8] Санкт-Петербург, учредители – ООО «Азиатско-Тихоокеанская танкерная компания» (учредители – О.Семикина и Ю.Туран) и ООО «Школа будущего» (учредитель – С.Неверов).

[9] Стратегия развития угольной отрасли РФ предполагала увеличение поставок в Восточную Азию с 84 млн тонн в 2018 г. до 123 млн тонн к 2035 г., с наибольшим приростом поставок в том числе в Японию и Южную Корею – крупных потребителей российского энергетического и коксующегося угля.

[10] На долю РФ приходилось 11% от общего объема импорта угля в Японии (в 2021 г.)

[11] В первом квартале текущего года российский уголь составлял 62% в структуре южнокорейского импорта угля, а на Австралию приходилось 38%.

Перспективы участия Сахалинской области в переформатировании работы отраслей энергетики и добычи нефти и газа стали основным вопросом первой сессии на Дальневосточном международном энергетическом форуме «Нефть и газ Сахалина 2022». Диалог эксперты посвятили развитию углеводородного рынка в сложившихся новых условиях — как антироссийские санкции и внешнеполитическое давление, так и мировой энергетический кризис диктуют крупнейшим российским корпорациям необходимость пересматривать направления сотрудничества, искать новые рынки сбыта и перестраивать главные схемы работы в отрасли. Об этом, в частности, заявил один из спикеров, и.о. директора по перспективному развитию и управлению портфелем «Газпром нефть шельф» Сергей Лихачев. В своем докладе он отметил: перемены уже начались и требуют оперативной реакции бизнеса.

Сергей Лихачев, и.о. директора по перспективному развитию и управлению портфелем «Газпром нефть шельф»
^{фото: Олег Леккер}

«Внешнеэкономическая среда на сегодняшний день сформировала достаточно требовательный фоновый контекст к реализации нефтегазовых проектов. Мы все ощущаем возможные геополитические риски нестабильности и, соответственно, эскалацию санкционных ограничений. У правительства России есть определенный спектр задач по поддержанию стабильности функционирования — шельф в этом смысле является точкой будущего роста, который нацелен в первую очередь на долгосрочное развитие, а не на решение оперативных проблем в текущей ситуации. И, что важно отметить, помимо нестабильности энергетических и финансовых рынков, которая в конечном итоге влияет на работу добывающих компаний, мы видим важный тренд. Раньше нефтяники добывали углеводороды и не особенно задумывались, куда их поставлять — рынок был гибкий, спрос позволять поставлять нефть всем. А сейчас, в современных условиях, ключевым является вопрос маркирования продукции. Отрасль для нас существенно изменилась. Второй важный тренд в геополитике — разворот на восток. Это уже происходит, прямо сейчас. Эти факторы влияют и на нашу деятельность в целом, и на деятельность по добыче нефти и газа на востоке России», — отметил и.о. директора по перспективному развитию и управлению портфелем «Газпром нефть шельф» Сергей Лихачев.

По мнению эксперта, одним из наиболее перспективных проектов для долгосрочного развития добычи углеводородов является геологическая разведка и организация работы на Аяшском месторождении. Это шельфовый участок на Сахалине и, как отметил представитель «Газпром нефть шельф», с точки зрения вложений на длительную перспективу он является приоритетным. Во многом это связано с географическим положением островного региона — Сахалинская область является промежуточной точкой на наиболее безопасном и коротком маршруте возможной транспортировки углеводородов.

«С учетом геополитического влияния на организацию логистики, мы видим три потенциальных маршрута транспортировки углеводородов, которые добываем на шельфе. Напомню: традиционный европейский рынок был очень удобен в связи с тем, что находится вблизи точки перевалки нефти в Мурманске. Таким образом, транспортное плечо к нашим импортерам составляло максимум 5-7 дней до сложившегося ранее рынка сбыта. Сейчас ситуация иная, мы говорим уже о каналах поставки в Азию. И таких потенциально приемлемых маршрута мы видим три. Один из них — через Суэцкий канал, второй — через Африку. Третий, потенциально наименее рискованный — через Сахалин», — подчеркнул Сергей Лихачев.

Одна из главных гаваней Сахалина — морской торговый порт Корсаков — уже сейчас готовится к масштабному расширению. На базе объекта планируют создать крупный логистический хаб Северного морского транспортного коридора. Корсаков станет одной из дальних восточных точек Северного морского пути, и уже в конце 2024 года здесь ожидается прибытие первых партий контейнерных грузов. Что касается общего объема перевалки, к 2030 году он должен вырасти до 30 млн тонн. В сентябре 2021 года проект масштабной модернизации Корсаковского порта одобрил президент РФ Владимир Путин. Потенциал объекта отмечал и вице-премьер Юрий Трутнев, говоря о том, что Корсаков за счет своего географического положения находится в статусе одного из наиболее вероятных кандидатов на расширение до опорной точки Севморпути. Общий номинал инвестиций должен составить порядка 90 млрд рублей.

Как считают в «Газпром нефть шельф», даже с учетом особенностей природы и климата и связанных с этим сложностей Сахалин имеет реальные шансы на включение в новый маршрут доставки углеводородов на рынки АТР. Благодаря активному развитию уже существующих шельфовых проектов в островном регионе развита нефтегазовая инфраструктура — ее не нужно строить с нуля, опорные мощности уже есть. Представитель «Газпрома» рассчитывает, что у инвестиционного проекта появятся и другие бенефициары, которые заинтересованы в долгосрочной выгоде.

Также Лихачев назвал расположение участков добычи углеводородов на Сахалине конкурентным преимуществом в случае прокладки нового логистического маршрута. Параллельно с развитием транспортной схемы, уверен эксперт, будет продолжаться комплекс геологоразведочных работ на Аяшском месторождении. А в связи с тем, что оно является перспективным участком работы для ресурсодобывающей корпорации, в дальнейшем Сахалин может стать еще одной полноценной базой для перевалки добытой нефти и газового конденсата.

Расширение рынка добычи углеводородов перспективно и в части развития производства топлива в Сахалинской области. Ранее в рамках ВЭФ-2022 представители ПАО «Газпром» подписали с правительством островного региона соглашение о разработке инвестиционного обоснования проекта топливного завода. Предполагается, что современный комплекс переработки появится в Поронайском районе или на территории Ноглик — из нефти и газового конденсата, добытых на шельфовых проектах Сахалина, там будут производить бензин, дизельное топливо и авиационный керосин.

К слову, вторая локация более предпочтительна в условиях дальнейшей разработки Аяшского инвестиционного участка — эта площадка находится недалеко от Ногликского района, у северо-восточного побережья острова Сахалин. И, если «Газпром нефть шельф» начнет, как изначально планировалось, добывать углеводороды на этом месторождении в 2025-2026 годах, это событие может совпасть с запуском производства топлива. При этом, если сроки реализации инвестиционных соглашений будут соблюдать и участники проекта модернизации порта Корсакова, к освоению Аяшского плато новый логистический хаб будет запущен. А это значит, что у амбициозной цели — развернуть энергетическую отрасль России на восток — появится реальное опорное плечо в Сахалинской области.