Актуальная ситуация и тренды в добыче и переработке углеводородов на Дальнем Востоке
В рамках шельфовых проектов наблюдается восстановление добычи газа, также «Сахалин-2» все еще избегает некоторых санкционных рисков. При этом основным приобретателем СПГ проекта становится КНР. Новые крупные СПГ-проекты, тем не менее, пока находятся под вопросом, в частности планы производства в Якутии. Рост угледобычи отмечается в Якутии и на Сахалине, где недропользователи в том числе намерены инвестировать в транспортную инфраструктуру. При этом пока цены на уголь на мировом рынке являются низкими, с учетом этого введенная для отрасли надбавка к НДПИ может в ближайшее время не оказывать существенного фискального давления.
Газодобыча
В сфере добычи углеводородов сахалинские шельфовые проекты продолжают действовать, при этом пока санкционные ограничения для одного из них остаются частично ослабленными. В июне Евросоюз освободил от соблюдения потолка цен на нефть шельфовый нефтегазовый проект «Сахалин-2» (оператор – ООО «Сахалинская энергия») еще на один год – до 28 июня 2025 г. Решение связано с интересами Японии - обеспечением потребностей энергетической безопасности этой страны.
Напомним, что японским компаниям Mitsui и Mitsubishi в сахалинском проекте принадлежит 12,5% и 10% соответственно. Механизм ценового потолка предусматривает, что проекты, имеющие важное значение для энергетической безопасности третьих стран, могут быть освобождены от соблюдения ограничений. Евросоюз также предоставил проекту «Сахалин-2» право на экспорт и передачу товаров, необходимых для ремонта приборов и аппаратуры, которые предназначены для измерения или контроля переменных характеристик жидкостей и газов.
Тем временем период постоянной добычи газа в рамках проекта «Сахалин-2» был продлен с 2028 г. до 2033 г. Центральная комиссия Роснедр в конце прошлого года поддержала соответствующий вариант разработки Лунского нефтегазоконденсатного месторождения, которое является основным источником сырья для производства сжиженного природного газа в рамках «Сахалина-2» . На втором месторождении проекта «Сахалин-2», Пильтун-Астохском, добывается преимущественно нефть. На Лунском месторождении на сегодняшний день добыто более половины его запасов природного газа. Мощность СПГ-производства составляет порядка 10 млн тонн СПГ в год (такой объем был выпущен в 2023 г., в 2022 г. производство составило 11,5 млн тонн).
За пять месяцев текущего года производство газа в рамках проекта «Сахалин-2» выросло на 3,6% относительно аналогичного периода 2023 г., до 7,3 млрд куб. м. При этом добыча в мае сохранилась на уровне мая прошлого года, 1,4 млрд куб. м. На шельфовом проекте «Сахалин-1» добыча газа в январе-мае текущего года увеличилась на 6,7% относительно аналогичного периода прошлого года, до 4,2 млрд куб. м. Однако в мае добыча в рамках проекта была ниже, чем в мае 2023 г. на 3%, составив 813 млн куб. м. Информация об объеме добычи нефти не раскрывалась.
Стоит отметить, что в последнее время наблюдается существенный рост поставок СПГ проекта «Сахалин-2» в Китай – в апреле текущего года они составили рекордные 440 тыс. тонн (рост на 3,4% относительно марта 2024 г. и на 39% относительно апреля прошлого года). В апреле Китай опередил по объемам поставок сахалинского СПГ традиционного основного импортера – Японию. В апреле поставки сахалинского СПГ японским потребителям снизились на 44% по сравнению с мартом 2024 г. и на 17% по сравнению с апрелем 2023 г., составив 319 тыс. тонн. Что касается поставок СПГ в Республику Корея, то в апреле они сохранились на уровне апреля прошлого года (127 тыс. тонн).
Тем временем предполагается начать геологоразведку на новых, но небольших нефтегазовых участках в Якутии. АК «АЛРОСА» и АО «Сахатранснефтегаз» в рамках совместного предприятия планируют осваивать перспективные нефтегазовые участки в республике – Улугурский и Эргеджейский.
Улугурский лицензионный участок (площадь 4 205 кв. км) находится на территории Ленского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти составляют 7,3 млн тонн, газа – 217,3 млрд куб. м. Эргеджейский лицензионный участок имеет площадь 3 181 кв. км и находится на территории Олёкминского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 15 млн тонн, газа – в 78,3 млрд куб. м. К 2026 г. предполагается завершить поисковые работы и постановку запасов на государственный баланс. Инвестиционное решение по освоению месторождений должно быть принято после определения технологической схемы разработки месторождений и проработки оптимальных рынков сбыта сырья.
В то же время планируемый ранее в Якутии запуск крупнотоннажного производства СПГ мощностью 18 млн тонн в год (компания «Глобалтэк» ) в настоящее время не входит в число приоритетов. Глава Минвостокразвития А.Чекунков в марте текущего года заявил, что проект, вероятно, будет реализован в среднесрочной перспективе. В прошлом году ЯТЭК сообщала о продолжающихся поисках стратегического партнера для проекта.
Уголь
В угольной отрасли вызвавшим противоречия решением последнего времени стало повышение НДПИ. Правительство в рамках поправок ко второму и третьему чтению внесло корректировки, повысив минимальную цену отсечения, при превышении которой взимается надбавка к НДПИ. Законопроект об изменениях налоговой системы в июле был принят Госдумой в третьем чтении.
Для энергетического угля цена отсечения установлена на уровне 120 долларов за тонну в портах Дальнего Востока (в предыдущем варианте цена отсечения составляла 100 долларов). Предполагается к ставке НДПИ применять коэффициент КЭНРГ, учитывающий среднюю за налоговый период мировую цену на уголь (по индексу FOB Восточный NAR 5500) и средний курс доллара к рублю.
Для коксующегося угля предусмотрена цена отсечения в размере 167 долларов за тонну (прежний вариант – 140 долларов за тонну) и привязка НДПИ к цене в дальневосточных портах (ранее использовался индекс GX TSI FOB Australia Premium Coking Coal). Что касается антрацита и угольной смеси (PCI), то цена отсечения составит 135 долларов на тонну. При этом в формуле расчета НДПИ для данных видов угля будут учитываться цены в портах как Дальневосточного, так и Северо-Западного и Южного федеральных округов. Основным положительным изменением в принятом законопроекте для угольщиков стало именно повышение цены отсечения.
В настоящее время мировые цены на уголь остаются низкими, в связи с чем реальное повышение НДПИ в соответствии с новыми правилами в отрасли в ближайшие годы (до 2026 г.) маловероятно. В июне на наиболее популярном и востребованном восточном направлении стоимость энергетического угля составляла 90 долларов за тонну. В третьем и четвертом кварталах года в связи с подготовкой к отопительному сезону ожидается увеличение цен до 95-96 долларов за тонну.
Добыча угля на Дальнем Востоке тем временем растет в Якутии. По итогам первого полугодия 2024 г. объем производства твердого топлива в республике вырос на 25% по сравнению с аналогичным периодом 2023 г., до 19 млн тонн. План добычи на текущий год составляет 40 млн тонн угля. Напомним, что «Эльга», «Колмар» и «Якутуголь» являются основными угледобывающими компаниями Якутии, они ведут деятельность в Нерюнгринском районе.
При этом АО «Якутуголь» (ПАО «Мечел») в июле был заподозрен ФАС в злоупотреблении доминирующим положением на рынке и отказе заключать контракт на поставку угля на Нерюнгринскую ГРЭС (эксплуатант станции – АО «ДГК»). В «Дальневосточной генерирующей компании» сообщили, что оборудование станции было спроектировано для работы на угле Нерюнгринского месторождения, а приобретение угля других марок для поддержания работы ГРЭС может привести к снижению сроков эксплуатации оборудования электростанции. ФАС выдала предупреждение компании «Якутуголь», согласно которому недропользователь обязан рассмотреть заявки «ДГК» в течение месяца и поставить уголь при экономической и технической возможности. Компанию также обязали разработать и утвердить в ФАС торговую политику.
Со своей стороны в «Мечеле» сочли претензии ДГК необоснованными. В компании сообщили, что в 2024 г. по итогам закупочных процедур на Нерюнгринскую ГРЭС будет поставлено 736 тыс. тонн угля, в том числе 180 тыс. тонн было поставлено в первом квартале года, 400 тыс. тонн предстоит отгрузить по итогам второго и третьего кварталов и еще 156 тыс. тонн запланировано на четвертый квартал года.
«Колмар» в текущем году рассчитывает добыть 13,5 млн тонн угля – 5,4 млн тонн на ГОКе «Денисовский» и 8,1 млн на ГОКе «Инаглинский». В 2023 г. «Колмар» произвел 11,5 млн твердого топлива.
Тем временем угледобыча снижается в Чукотском АО. Объем добычи каменного угля в регионе по итогам января-мая 2024 г. составил 561 тыс. тонн, сократившись на 6% относительно аналогичного периода 2023 г. Добычу ведет ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal Ltd, которая намерена продать актив, но пока не завершила процесс) в пределах Беринговского бассейна (месторождение Фандюшкинское поле в пределах участка Северный Амаам, Анадырский район).
В свою очередь ОАО «Шахта Угольная» за пять месяцев извлекло 18 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении, сократив в три раза объем добычи по сравнению с аналогичным периодом 2023 г. Уголь поставляется потребителям в округе – на Эгвекинотскую ГРЭС и объекты «Чукоткоммунхоза». В настоящее время в компании отмечают сокращение спроса со стороны потребителей.
На Сахалине между тем фиксируется рост экспорта угля. В апреле-мае текущего года (1 апреля – период начала навигации) объем угольных поставок вырос на 6% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 2,7 млн тонн. В 2023 г. с Сахалина на экспорт было поставлено 14,4 млн тонн твердого топлива, что на 23% больше, чем в 2022 г. Напомним, что «Восточная горнорудная компания» (ВГК) завершает в регионе строительство наиболее крупного в РФ магистрального угольного конвейера протяженностью 23 км, соединяющего Солнцевский угольный разрез и порт Шахтёрск. В июне было принято правительственное решение о выделении субсидии в размере 614,64 млн рублей на строительство конвейера. В 2023 г. объем добычи ВГК на Солнцевском разрезе составил 14,2 млн тонн, в 2024 г. планируется достичь объема добычи в 15,2 млн тонн.
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
Ростислав Туровский, научный редактор EastRussia, профессор ВШЭ, доктор политических наук; Екатерина ШамсутдиноваВ Минэнерго РФ не рассчитывают, что в 2024 году параметры угольной промышленности удастся нарастить — они останутся примерно на результатах предыдущего года. Добычу предполагается сохранить на уровне 440 млн тонн, экспорт – в районе 210-220 млн тонн, но за сохранение прежних результатов придется еще побороться: угольщики переживают непростой период, сокращая производство в ряде регионов. Цены на их продукцию на внешних рынках продолжают снижаться с прошлого года. Однако вся проблематика этим не исчерпывается, в числе других сложностей – вновь обострившаяся проблема доставки угля к портам Дальнего Востока.
Цены падают, а издержки растут
Примечательно, что низкие цены сегодня не свидетельствуют о каком-либо провале мирового спроса. К тому же традиционно серьезную зависимость от угольной продукции испытывают рынки АТР. В первом квартале Индия по отношению к январю-марту 2023 года увеличила импорт из разных стран на 23,8%, КНР – на 17%.
«Здесь, правда, нужно отметить, что производство угля в самом Китае в текущем году все же снижается – по данным Государственного статистического управления КНР в январе-феврале 2024 года добыча угля в Китае сократилась на 4,2%. В отношении угольной промышленности Китай действительно может попробовать двигаться сейчас путем развитых стран, наращивая при необходимости импорт, однако переходя на более чистые источники энергии на внутреннем контуре», – поясняет аналитик «Финама» Николай Дудченко.
Тем не менее, у российских экспортеров 2024 год начался с падения объемов поставок. Если во второй половине прошлого года в Китай экспортировалось в среднем 8,5 млн тонны угля в месяц, то в январе этого – 7,5 млн тонны, в феврале – 7 млн тонн, в марте – 7,8 млн тонны. В целом угольные отправки за границу в первом квартале снизились на 13% – до 45,2 млн тонны. При этом в марте, по оценке Центра ценовых индексов (ЦЦИ) Газпромбанка, снижение составило 17%.
По данным ЦЦИ, отгрузки коксующегося угля остаются относительно стабильными, и падение в основном обусловлено сокращением энергетического концентрата. В настоящий момент определенный позитив связан с металлургическими марками угля, подтверждает коммерческий директор по навалочным грузам ОТЭКО Александр Гаганов, глобальный минимум здесь, похоже, пройден. Хотя сокращают импорт российского сырья Япония, Тайвань и Южная Корея, статус-кво в торговых отношениях сохраняют Китай, Индия и Турция. На горизонте 2024-2025 годов в компании видят рост экспортных отправок коксующегося угля примерно на 6%. Однако с продажами энергетических марок ситуация сложнее, а именно они занимают весомую долю в мировой торговле твердым топливом: из 1,4 млрд тонн суммарного экспорта более 1 млрд тонн приходится на уголь для энергетики.
В условиях низких мировых цен для угольных компаний России растут разного рода издержки, например, увеличились расходы, связанные с приобретением спецтехники зарубежного производства. Кроме того, за последние полтора года возросло налоговое бремя, в частности, стал действовать повышенный НДПИ на коксующиеся марки угля.
«Мы совместно с Минэнерго, Минфином работаем, и, к сожалению, успешных результатов нет, но надеемся, что как-то удастся снизить дальнейшее давление на нашу отрасль», – не исключает вице-президент по работе с государственными органами ООО «Коулстар» Асико Джавахян.
«Цены на уголь упали до уровня 2021 года, в то время как себестоимость продукции выросла, в первую очередь, в силу санкционных ограничений, связанных с поставками оборудования, в силу того, что угольные компании опережающими темпами повышали зарплату своим работникам, она поднялась на 56%. В то же время железнодорожные тарифы увеличились на 111% с 2021 года. Все это создает достаточно серьезные кассовые разрывы у предприятий», – подытожил ответственный секретарь комиссии по горнопромышленному комплексу Российского союза промышленников и предпринимателей Максим Довгялло.
Без оказания мер поддержки по итогам 2024 года убытки угольщиков РФ могут достигнуть 450 млрд рублей, что вдвое больше, чем угольные компании заработали в 2020 и 2021 годах, отмечают аналитики «Газпромбанк Инвестиции».
Как доехать к морю
Фактически угольщикам нужно продержаться год, поскольку в следующем ожидается благоприятная конъюнктура.
«Мы спады видели достаточно часто, за последние 25 лет это уже четвертый цикл. Естественно, мы понимаем, что 2024 год проходим по минимальным ценам, и с 2025 года будем наблюдать разворот на рост спроса по углю», – заявил на форуме «Горнодобывающая промышленность: инвестиционные проекты и меры поддержки», состоявшемся 12 апреля, заместитель министра энергетики России Сергей Мочальников.
По его словам, рынки КНР и Индии – залог уверенности в перспективах экспорта.
«Новая генерация в Китае – свыше 100 ГВт, а средний срок службы – 50 лет. Отсчитайте от 2023 года 50 лет – мы уверены в будущем спросе на каменный уголь», – обнадежил замглавы Минэнерго.
Вместе с тем угольной отрасли важна помощь здесь и сейчас. В качестве потенциальных мер поддержки в отраслевом сообществе называют отмену курсовой экспортной пошлины на уголь или ввод цены отсечения, ниже которой вывозная пошлина перестает действовать, пересмотр механизмов налогообложения.
Большой блок вопросов связан с логистикой. Изменения последних лет в железнодорожных тарифах оказали дополнительное давление на угольный бизнес, свидетельствует Асико Джавахян.
«Напомню, понижающие коэффициенты были отменены, и это приводит к тому, что не все направления [экспорта] в настоящее время рентабельны», – заявил представитель «Коулстар».
По словам Сергея Мочальникова, понижающий коэффициент на перевозку угля был отменен в 2022 году в связи с высокой доходностью отрасли. Сейчас ситуация изменилась, доходности нет. Поэтому вопрос возвращения такого коэффициента необходимо обсуждать со всеми заинтересованными сторонами, уточнил чиновник.
Еще одна важная проблема, о которой говорят угольщики – увеличение квот на вывоз продукции в сторону портов и погранпереходов Дальнего Востока. К примеру, в Хакасии из-за проблем с приемом угля к перевозке практически все разрезы работали вполовину от своих возможностей, подчеркнул председатель Верховного совета республики Сергей Сокол.
«С учетом сезонного спада и периода летних путевых ремонтных работ на РЖД перспективы до конца 2024 года не дают поводов для оптимизма», – посетовал он.
Отмена понижающих коэффициентов на железнодорожную перевозку, ввод экспортных пошлин и закрытие из-за санкций западного направления делают местных угледобытчиков неконкурентоспособными, сказал председатель парламента.
«На сегодняшний день ситуация такова, что на каждой тонне отправки на запад убытки составляют от 400 до 1 500 рублей на тонну. С учетом падения цен и ограничения западного направления единственной альтернативой остаются Индия и Китай. Но из-за транспортно-логистических сложностей (хакасский уголь завозится в Юго-Восточную Азию, в том числе, по Северному морскому пути) в конечной стоимости угля 2/3 составляют транспортные расходы», – комментирует Сергей Сокол.
Вывоз на экспорт затруднен и в Якутии. По словам первого зампреда республиканского правительства Джулустана Борисова, остро встал вопрос, связанный с согласованием и приемкой к транспортировке угля у ООО «УК «Колмар». Эта компания отправляет уголь в адрес собственного порта АО «ВаниноТрансУголь».
«Данная ситуация привела к накоплению сверхнормативного запаса угля на складах в объеме порядка 1 млн тонн, к приостановке двух обогатительных фабрик с 12 марта и к работе одной обогатительной фабрики на 50% нагрузки», – рассказал Джулустан Борисов.
Потребность в отгрузке на апрель у «Колмара» составляет 573 тыс. тонн, но РЖД предварительно согласовали только 75% от этого объема, уточнил он.
Третий не лишний
Как сообщил Сергей Мочальников, в 2024 году объем угольных перевозок по Восточному полигону увеличится с прошлогодних 108 млн тонн до 111 млн тонн. Модернизация железнодорожной инфраструктуры дает прирост провозной способности. Вместе с тем, отмечает руководитель департамента СУЭК по стратегиям и связям с государственными органами Александр Долгих, неплохо было бы научиться распределять дополнительный размер мощностей РЖД между экспортерами.
«В 2024 году угля будет выезжать 111 млн тонн, а сколько будет в 2025 или 2026-м, просто не знаем. Мы предлагали методику, формализовали, чтобы все примерно понимали, как этот прирост делить между собой. Чтобы это не было в режиме поручения президента, поручения председателя правительства, зампреда правительства – такая картина не совсем системна», – подчеркнул Александр Долгих.
В апреле был утвержден проект инвестиционного паспорта III этапа модернизации Восточного полигона. Сейчас он находится на утверждении в правительстве РФ.
Согласно плану, необходимо построить более двух тыс. км вторых путей и свыше 1,5 тыс. искусственных сооружений (мостов, тоннелей, водопропускных труб и т.д.) Будут возведены четыре крупнейших инженерных объекта: дублеры Северомуйского, Кузнецовского, Кодарского тоннелей и моста через Амур у Комсомольска. Все это позволит к 2030 году нарастить провозные способности Восточного полигона до 210 млн тонн, а по итогам 2032-го – до 270 млн тонн.
Реализация мер инфраструктурного развития, безусловно, расширит возможности вывоза экспортных грузов, включая угольную продукцию. В частности, как ожидается, Кузбасс с нынешних 54,3 млн тонн в 2033 году сможет нарастить отправки угля по Восточному полигону, как минимум, до 75,5 млн тонн, Бурятия – с 8,5 млн до 16,2 млн тонн, Амурская область и Якутия (причем Эльга к тому времени, вероятно, переключит свой основной поток на новый порт в Охотском море) – с 27,5 млн до 47,5 млн тонн, Хабаровский край – с 5,3 млн до 15,1 млн тонн.
Согласно базовому сценарию, угольные перевозки через Дальний Восток в 2033 году могут достигнуть 182 млн тонн. Порядка 108 млн тонн придется на Ванино-Совгаванский узел и 73,6 млн тонн – на терминалы Приморья. Но заявляемая цифра недостаточна – после 2032 года может поехать больше угля, уточнил Александр Долгих, тем более возможности портов станут еще шире.
Отправители угля будут регламентированы и не смогут использовать все возможности Восточного полигона и после III этапа, к тому же растущие потребности в перевозках наблюдаются и у других отраслей экономики, признал Сергей Мочальников. К этому следует быть готовым.
«Нужно создать рабочую группу по мерам технологического характера. Инновация (вагоны с повышенной нагрузкой на ось – прим. ред.), временные интервалы движения поездов, работа со станциями и портами, работа с порожняком и другим подвижным составом, работа с локомотивным парком – здесь много чего. И начиная с того, как правильно формировать отправку груза от отправителя, [какие должны быть] предложения с РЖД по движению, как принять портам все виды грузов, чтобы максимально быстро обработать и вернуть обратно [вагоны] – эта работа должна усилиться», – заключил замглавы Минэнерго.
За счет модернизации Восточного полигона. как минимум главный ход БАМа от Тайшета до Советской Гавани, должен стать полностью двухпутным по аналогии с Транссибирской магистралью. В то же время регионы поднимают вопрос о необходимости строительства третьих путей на участках Транссиба.
«Мы надеемся, что дорогостоящие, но такие важные проекты, как создание третьего главного пути между Хабаровском и Владивостоком и строительство обходов на участке Смоляниново – Находка, будут реализованы как можно скорее», – сказал зампред правительства Приморского края Николай Стецко.
По его словам, в 2023 году порты Приморья переработали 156 млн тонн грузов. Есть инвестпроекты на общую сумму 540 млрд рублей по расширению портовых мощностей, их реализация позволит довести перевалку примерно до 350 млн тонн. Но без вышеуказанных объектов железнодорожной инфраструктуры они не раскроют свой потенциал.
Шельф является одним из наиболее перспективных объектов для добычи нефти и природного газа. Но, пожалуй, основной проблемой, связанной с его разработкой, является отсутствие достаточного количества данных о геологической структуре этой территории. EastRussia разбиралась в причинах.
Будущее под водой
Ограниченность запасов углеводородного сырья на суше предопределяет поиск полезных ископаемых на континентальном шельфе. «Весь прирост запасов углеводородов за последние 5 лет обеспечен за счет открытия морских месторождений. Вспомним, это акватория Персидского залива, это африканский шельф (Ангола, Мозамбик, ЮАР), это открытие два года тому назад восточного сектора Средиземного моря. В России абсолютно такая же ситуация, – рассказывает генеральный директор ФГБУ «ВНИИОкеангеология» Борис Шумский. – Наверное, это наше будущее, и этим предстоит заниматься».
Справка:
Согласно данным ФГБУ «ВНИИОкеангеология», в России действует 151 лицензия на углеводородное сырье в границах акватории, в том числе 124 относится непосредственно к шельфу, 27 – к транзитной зоне. Основная доля лицензионных участков – 58% – связана с разведкой и добычей (совмещенные лицензии), 28% – с эксплуатацией и 14% – с геологическим изучением. В числе главных лицензиатов – «Роснефть» (50 лицензий), «Газпром» (33), «Лукойл» (18) «Газпром нефть» (10), «Новатэк» (10).
Площадь континентального шельфа РФ превышает 6 млн кв. км. Примерно на 4,5 млн кв. км есть перспективы с точки зрения наличия запасов углеводородов. Однако значительная часть этой площади изучена слабо. «Естественно, наиболее высокая плотность изученности относится к лицензионным участкам», – уточнил Борис Шумский.
Ресурсная база континентального шельфа России оценивается в 19 млрд т нефти и 113 трлн куб. м газа. Но более 2/3 объема – это прогнозируемый ресурс с низкой степенью разведанности, проинформировал руководитель «ВНИИОкеангеология».
К настоящему времени лучше всего изучен шельф Карского, Баренцева, Печорского морей, слабее – океанических бассейнов восточной Арктики и Дальнего Востока. Хотя серьезные наработки достигнуты по Охотскому морю: еще в 1970-1980-х были открыты такие нефтегазовые месторождения, как Пильтун-Астохское, Одопту-море, Лунское, Чайво, Аркутун-Даги. В настоящее время они служат ресурсной базой проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2».
Геологической информации о недрах Охотского моря становится больше. В 2017 году на Аяшском лицензионном участке по результатам бурения и испытания поисково-оценочной скважины открыто месторождение нефти «Нептун» (является частью проекта «Сахалин-3»). Через несколько лет стало известно об открытии на том же участке месторождения «Тритон».
В разведку не идут
Все же основные достижения отрасли базируются на советском опыте, уточнил заместитель гендиректора по научной работе Института проблем нефти и газа (ИПНГ) Василий Богоявленский. Для изучения геологического строения акваторий морей той же арктической зоны Советский Союз направлял громадные средства, в том числе, заказывался специализированный флот, создавалось исследовательское оборудование. Со временем технологии позволили осуществлять разработку на шельфе, а страна, говорит представитель ИПНГ, вышла на лидирующие позиции, обогнав по освоению ресурсов США, Канаду, Норвегию (88% добычи нефти и газа в Арктике приходится на Россию).
До настоящего времени широко используются данные геологоразведки, накопленные при СССР. Но в постсоветский период объем поисковых работ постепенно стал сворачиваться, что может отразиться в недалеком будущем.
«Берем объем годового бурения – эксплуатационного и поисково-разведочного. Делим одно на другое. В советское время этот коэффициент был 1:5, то есть на пять эксплуатационных скважин бурилась одна поисково-разведочная. Сейчас на 35 эксплуатационных скважин приходится одна поисково-разведочная. В семь раз упали объемы геологоразведочных работ», – обеспокоен Василий Богоявленский.
В настоящее время по более чем половине лицензионных обязательств не проведено поисковое бурение в должном виде, подчеркнул он.
Все зависит от целевого финансирования, которое последнее десятилетие падает, свидетельствует Борис Шумский. Поисково-разведочные работы на континентальном шельфе в основном выполнялись за счет недропользователей, но они сильно сократили расходы: в 2014 году компании на эти цели направляли 114 млрд руб., а в 2023-м – 33 млрд (план на 2024-й еще меньше – 30 млрд руб.) Для сравнения, федеральный бюджет обычно выделяет 2-3 млрд руб. ежегодно.
Как следствие, страдает флот, оказывающий геолого-геофизические услуги на шельфе. В этом году ни одно научно-исследовательское судно не выйдет на поисковые работы, подчеркивает генеральный директор АО «МАГЭ» Алексей Казанин. В то же время ежегодное обслуживание одной единицы флота обходится в 200-300 млн руб.
Введенные санкции не дают возможности заработать на иностранных заказах, что усугубляет финансовое положение. В этой связи крайне важно поддержать отечественных специалистов и сохранить собственный спецфлот, иначе в будущем придется опираться только на возможности Китая, не исключает Алексей Казанин.
«Мы близки к критической точке невозврата, – в свою очередь предупреждает Василий Богоявленский. – Где она, точно не знаю, но практически половина судов [сейчас] в нерабочем состоянии».
Ситуация с поисковыми работами на шельфе отражает общую, далеко не радужную картину с воспроизводством минерально-сырьевой базы.
«У нас проблема по поисковой геологии, региональному заделу. В частности, Якутия считается богатейшим регионом по полезным ископаемым, по всем направлениям: и по твердым и по углеводородам. Но сегодня исследовано 16% территории. 84% не изучено: мы не знаем ни прогнозных ресурсов, не знаем результаты поисковой геологии, не представляем картину. Такая ситуация возникает в целом по РФ», – делает вывод сенатор, экс-глава Якутии Егор Борисов.
Проблема грозит технологической отсталостью. По словам Егора Борисова, больше 30 лет в Якутии не могут найти месторождения алмазов. «Это проблема технологий. Алмазы должны быть, потому что россыпные алмазы находят, а откуда они появились? Они всегда от коренных месторождений приходят, а коренные не можем найти», – привел пример сенатор.
Тяжелая проблема сохраняется с кадрами. В 1991 году в различных геологических службах работало порядка 300 тыс. человек, сейчас – в 11 раз меньше.
В поисках системного подхода
По мнению бывшего главы Якутии, для увеличения финансирования поисковых работ должен быть воссоздан фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы (такая структура действовала в 1990-х). В качестве аналогии он привел историю с дорожным фондом, который также ликвидировали в начале 2000-х. Усилиями депутатов и Министерства транспорта в 2011 году он был возрожден. Сейчас дорожный фонд эффективно работает как на региональном, так и на федеральном уровне, оценивает Егор Борисов.
В настоящее время налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) дает в госбюджет не менее 10 трлн руб. Как вариант, предлагает сенатор, направлять из этой суммы 1-1,5% в фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы. Таким образом, поступления ежегодно составляли бы 100-150 млрд руб., и этого по крайней мере хватило на восполнение регионального задела геологических исследований, считает он.
«Вся страна должна быть изучена по клеткам для того, чтобы потом пришел геолог и занимался в рамках прогнозных результатов по конкретным полезным ископаемым на конкретных площадках», – пояснил Егор Борисов.
Возрождать фонд воспроизводства минерально-сырьевой базы нужно, на за счет каких источников, рассуждает Василий Богоявленский. Вероятно, поступления от НДПИ в бюджет уже расписаны, а введение дополнительной налоговой нагрузки вряд ли найдет понимание у компаний, не исключил он.
«С точки зрения государственного решения воссоздание такого фонда, на мой взгляд, практически реализуемо. Более того, оно было бы спасительным для Минприроды, потому что каждый год ходить в Минфин и защищать бюджет – это одно, а когда у тебя есть системный инструмент со своим источником финансирования – это совсем другое дело», – считает советник гендиректора «Росатома», в прошлом замглавы Минвостокразвития Александр Крутиков.
Геологоразведка требует больших финансовых затрат и времени, но этот вызов нужно принять. По словам сенатора Александра Жукова, наличие ресурсов в недрах остается одним из важнейших преимуществ российской экономики. На правительственном уровне будут внесены коррективы в Стратегию развития минерально-сырьевой базы РФ до 2035 года, в том числе предусматривающие ее продление до 2050 года. Акцент предполагается делать на актуализацию положений, касающихся проведения геологоразведочных работ и переработки дефицитных полезных ископаемых, уточнил представитель Совфеда.
Действительно, если говорить об арктической зоне России, там сосредоточены не только нефть и газ, но также 61% запасов редкоземельных металлов, 49% олова, около 50% меди, 20% титана, 22% серы. Однако по твердым полезным ископаемым добыча крайне низкая, извлечение тех же редкоземов в абсолютных показателях мизерное, подчеркнул Александр Крутиков: «РФ продолжает закупать редкоземельные металлы в Китае и других странах. Мы не обеспечиваем своим сырьем экономику, притом что своих запасов у нас более чем достаточно».
По его словам, если взять минерально-сырьевые центры, относящиеся к Арктике, от Мурманской области до Чукотки включительно, то из 11 таких центров только три (Мурманск, Норильск, Воркута), сформировавшиеся еще при СССР, работают с более-менее полной отдачей. «Потому что вся инфраструктура была создана в советское время, и она создавалась опережающим темпами», – отметил спикер.
Конечно, жизнь не стоит на месте. В настоящий момент в процессе создания и запуска такие крупные проекты, как «Арктик СПГ», «Восток Ойл», ГОК «Баимский». Вместе с тем, чтобы была обеспечена их реализация, строилась сопутствующая инфраструктура, предпринимались индивидуальные подходы, которые согласовывались на самом высоком политическом уровне, тогда как нужна системность мер, считает представитель «Росатома».
«Без системных решений, в том числе регуляторного характера, в части развития арктических минерально-сырьевых центров этот разрыв между сегодняшним днем и потенциалом никак не преодолеть», – заключил Александр Крутиков.
В рамках шельфовых проектов наблюдается восстановление добычи газа, также «Сахалин-2» все еще избегает некоторых санкционных рисков. При этом основным приобретателем СПГ проекта становится КНР. Новые крупные СПГ-проекты, тем не менее, пока находятся под вопросом, в частности планы производства в Якутии. Рост угледобычи отмечается в Якутии и на Сахалине, где недропользователи в том числе намерены инвестировать в транспортную инфраструктуру. При этом пока цены на уголь на мировом рынке являются низкими, с учетом этого введенная для отрасли надбавка к НДПИ может в ближайшее время не оказывать существенного фискального давления.
Газодобыча
В сфере добычи углеводородов сахалинские шельфовые проекты продолжают действовать, при этом пока санкционные ограничения для одного из них остаются частично ослабленными. В июне Евросоюз освободил от соблюдения потолка цен на нефть шельфовый нефтегазовый проект «Сахалин-2» (оператор – ООО «Сахалинская энергия») еще на один год – до 28 июня 2025 г. Решение связано с интересами Японии - обеспечением потребностей энергетической безопасности этой страны.
Напомним, что японским компаниям Mitsui и Mitsubishi в сахалинском проекте принадлежит 12,5% и 10% соответственно. Механизм ценового потолка предусматривает, что проекты, имеющие важное значение для энергетической безопасности третьих стран, могут быть освобождены от соблюдения ограничений. Евросоюз также предоставил проекту «Сахалин-2» право на экспорт и передачу товаров, необходимых для ремонта приборов и аппаратуры, которые предназначены для измерения или контроля переменных характеристик жидкостей и газов.
Тем временем период постоянной добычи газа в рамках проекта «Сахалин-2» был продлен с 2028 г. до 2033 г. Центральная комиссия Роснедр в конце прошлого года поддержала соответствующий вариант разработки Лунского нефтегазоконденсатного месторождения, которое является основным источником сырья для производства сжиженного природного газа в рамках «Сахалина-2» . На втором месторождении проекта «Сахалин-2», Пильтун-Астохском, добывается преимущественно нефть. На Лунском месторождении на сегодняшний день добыто более половины его запасов природного газа. Мощность СПГ-производства составляет порядка 10 млн тонн СПГ в год (такой объем был выпущен в 2023 г., в 2022 г. производство составило 11,5 млн тонн).
За пять месяцев текущего года производство газа в рамках проекта «Сахалин-2» выросло на 3,6% относительно аналогичного периода 2023 г., до 7,3 млрд куб. м. При этом добыча в мае сохранилась на уровне мая прошлого года, 1,4 млрд куб. м. На шельфовом проекте «Сахалин-1» добыча газа в январе-мае текущего года увеличилась на 6,7% относительно аналогичного периода прошлого года, до 4,2 млрд куб. м. Однако в мае добыча в рамках проекта была ниже, чем в мае 2023 г. на 3%, составив 813 млн куб. м. Информация об объеме добычи нефти не раскрывалась.
Стоит отметить, что в последнее время наблюдается существенный рост поставок СПГ проекта «Сахалин-2» в Китай – в апреле текущего года они составили рекордные 440 тыс. тонн (рост на 3,4% относительно марта 2024 г. и на 39% относительно апреля прошлого года). В апреле Китай опередил по объемам поставок сахалинского СПГ традиционного основного импортера – Японию. В апреле поставки сахалинского СПГ японским потребителям снизились на 44% по сравнению с мартом 2024 г. и на 17% по сравнению с апрелем 2023 г., составив 319 тыс. тонн. Что касается поставок СПГ в Республику Корея, то в апреле они сохранились на уровне апреля прошлого года (127 тыс. тонн).
Тем временем предполагается начать геологоразведку на новых, но небольших нефтегазовых участках в Якутии. АК «АЛРОСА» и АО «Сахатранснефтегаз» в рамках совместного предприятия планируют осваивать перспективные нефтегазовые участки в республике – Улугурский и Эргеджейский.
Улугурский лицензионный участок (площадь 4 205 кв. км) находится на территории Ленского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти составляют 7,3 млн тонн, газа – 217,3 млрд куб. м. Эргеджейский лицензионный участок имеет площадь 3 181 кв. км и находится на территории Олёкминского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 15 млн тонн, газа – в 78,3 млрд куб. м. К 2026 г. предполагается завершить поисковые работы и постановку запасов на государственный баланс. Инвестиционное решение по освоению месторождений должно быть принято после определения технологической схемы разработки месторождений и проработки оптимальных рынков сбыта сырья.
В то же время планируемый ранее в Якутии запуск крупнотоннажного производства СПГ мощностью 18 млн тонн в год (компания «Глобалтэк» ) в настоящее время не входит в число приоритетов. Глава Минвостокразвития А.Чекунков в марте текущего года заявил, что проект, вероятно, будет реализован в среднесрочной перспективе. В прошлом году ЯТЭК сообщала о продолжающихся поисках стратегического партнера для проекта.
Уголь
В угольной отрасли вызвавшим противоречия решением последнего времени стало повышение НДПИ. Правительство в рамках поправок ко второму и третьему чтению внесло корректировки, повысив минимальную цену отсечения, при превышении которой взимается надбавка к НДПИ. Законопроект об изменениях налоговой системы в июле был принят Госдумой в третьем чтении.
Для энергетического угля цена отсечения установлена на уровне 120 долларов за тонну в портах Дальнего Востока (в предыдущем варианте цена отсечения составляла 100 долларов). Предполагается к ставке НДПИ применять коэффициент КЭНРГ, учитывающий среднюю за налоговый период мировую цену на уголь (по индексу FOB Восточный NAR 5500) и средний курс доллара к рублю.
Для коксующегося угля предусмотрена цена отсечения в размере 167 долларов за тонну (прежний вариант – 140 долларов за тонну) и привязка НДПИ к цене в дальневосточных портах (ранее использовался индекс GX TSI FOB Australia Premium Coking Coal). Что касается антрацита и угольной смеси (PCI), то цена отсечения составит 135 долларов на тонну. При этом в формуле расчета НДПИ для данных видов угля будут учитываться цены в портах как Дальневосточного, так и Северо-Западного и Южного федеральных округов. Основным положительным изменением в принятом законопроекте для угольщиков стало именно повышение цены отсечения.
В настоящее время мировые цены на уголь остаются низкими, в связи с чем реальное повышение НДПИ в соответствии с новыми правилами в отрасли в ближайшие годы (до 2026 г.) маловероятно. В июне на наиболее популярном и востребованном восточном направлении стоимость энергетического угля составляла 90 долларов за тонну. В третьем и четвертом кварталах года в связи с подготовкой к отопительному сезону ожидается увеличение цен до 95-96 долларов за тонну.
Добыча угля на Дальнем Востоке тем временем растет в Якутии. По итогам первого полугодия 2024 г. объем производства твердого топлива в республике вырос на 25% по сравнению с аналогичным периодом 2023 г., до 19 млн тонн. План добычи на текущий год составляет 40 млн тонн угля. Напомним, что «Эльга», «Колмар» и «Якутуголь» являются основными угледобывающими компаниями Якутии, они ведут деятельность в Нерюнгринском районе.
При этом АО «Якутуголь» (ПАО «Мечел») в июле был заподозрен ФАС в злоупотреблении доминирующим положением на рынке и отказе заключать контракт на поставку угля на Нерюнгринскую ГРЭС (эксплуатант станции – АО «ДГК»). В «Дальневосточной генерирующей компании» сообщили, что оборудование станции было спроектировано для работы на угле Нерюнгринского месторождения, а приобретение угля других марок для поддержания работы ГРЭС может привести к снижению сроков эксплуатации оборудования электростанции. ФАС выдала предупреждение компании «Якутуголь», согласно которому недропользователь обязан рассмотреть заявки «ДГК» в течение месяца и поставить уголь при экономической и технической возможности. Компанию также обязали разработать и утвердить в ФАС торговую политику.
Со своей стороны в «Мечеле» сочли претензии ДГК необоснованными. В компании сообщили, что в 2024 г. по итогам закупочных процедур на Нерюнгринскую ГРЭС будет поставлено 736 тыс. тонн угля, в том числе 180 тыс. тонн было поставлено в первом квартале года, 400 тыс. тонн предстоит отгрузить по итогам второго и третьего кварталов и еще 156 тыс. тонн запланировано на четвертый квартал года.
«Колмар» в текущем году рассчитывает добыть 13,5 млн тонн угля – 5,4 млн тонн на ГОКе «Денисовский» и 8,1 млн на ГОКе «Инаглинский». В 2023 г. «Колмар» произвел 11,5 млн твердого топлива.
Тем временем угледобыча снижается в Чукотском АО. Объем добычи каменного угля в регионе по итогам января-мая 2024 г. составил 561 тыс. тонн, сократившись на 6% относительно аналогичного периода 2023 г. Добычу ведет ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal Ltd, которая намерена продать актив, но пока не завершила процесс) в пределах Беринговского бассейна (месторождение Фандюшкинское поле в пределах участка Северный Амаам, Анадырский район).
В свою очередь ОАО «Шахта Угольная» за пять месяцев извлекло 18 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении, сократив в три раза объем добычи по сравнению с аналогичным периодом 2023 г. Уголь поставляется потребителям в округе – на Эгвекинотскую ГРЭС и объекты «Чукоткоммунхоза». В настоящее время в компании отмечают сокращение спроса со стороны потребителей.
На Сахалине между тем фиксируется рост экспорта угля. В апреле-мае текущего года (1 апреля – период начала навигации) объем угольных поставок вырос на 6% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 2,7 млн тонн. В 2023 г. с Сахалина на экспорт было поставлено 14,4 млн тонн твердого топлива, что на 23% больше, чем в 2022 г. Напомним, что «Восточная горнорудная компания» (ВГК) завершает в регионе строительство наиболее крупного в РФ магистрального угольного конвейера протяженностью 23 км, соединяющего Солнцевский угольный разрез и порт Шахтёрск. В июне было принято правительственное решение о выделении субсидии в размере 614,64 млн рублей на строительство конвейера. В 2023 г. объем добычи ВГК на Солнцевском разрезе составил 14,2 млн тонн, в 2024 г. планируется достичь объема добычи в 15,2 млн тонн.
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
Для газификации ряда объектов энергетики на юге Якутии и в Амурской области, включая ТЭЦ в Благовещенске, придется расширять возможности трубопроводной системы «Сила Сибири». В «Газпроме» и Минэнерго России предлагают комплексно просчитать последствия проекта. В руководстве Приамурья указывают на необходимость обеспечения энергобезопасности областного центра и улучшения экологической обстановки, в том числе в разрезе международной повестки: власти провинции Хэйлунцзян неоднократно обращались с необходимостью снижения негативных выбросов от ТЭЦ. Ситуация обсуждалась на Совете по вопросам газификации субъектов РФ.
Справка:
Установленная мощность Благовещенской ТЭЦ, введенной в эксплуатацию 31 декабря 1976 года, по электроэнергии составляет 404 МВт, по теплоэнергии — более 1 тыс. Гкал/час. Теплоэлектроцентраль на 85% обеспечивает потребности предприятий промышленности и ЖКХ Благовещенска и вырабатывает седьмую часть всей электроэнергии, потребляемой в области. Основным видом топлива для ТЭЦ выступает бурый уголь, а в качестве резервного и растопочного используется мазут.
Угля не хватает
Проектным топливом для ТЭЦ Благовещенска служит уголь с Ерковецкого буроугольного разреза, который разрабатывается компанией «Амурский уголь» (входит в холдинг «Русский уголь»). Однако при необходимом потреблении энергоносителя в 2,3 млн тонны ежегодно, максимальный объем поставки с данного месторождения последнее время составляет порядка 1,6 млн тонн.
При этом потребности в угле возрастают с каждым годом на 100-200 тыс. тонн в связи с повышением задания по выработке электрической энергии от Системного оператора Единой энергетической системы (дополнительные объемы электроэнергии поставляются за пределы Амурской области). Недостающий объем угольной продукции восполняется сырьем с Переясловского разреза в Красноярском крае, что в 3,5 тыс. км от Благовещенска.
По словам губернатора области Василия Орлова, привозное топливо создает определенные трудности, поскольку у такого угля иная термоотдача и стоимость, кроме того, периодически возникают сложности с логистикой из-за загруженности Восточного полигона РЖД. Однако закрыть все потребности ТЭЦ местной ресурсной базой проблематично. Запасы Северо-Восточного разреза, с которого поставляется топливо на Райчихинскую ГРЭС, истощаются. На Ерковецком месторождении добыча наращивается, но возможности увеличить отгрузки на Благовещенскую ТЭЦ у него отсутствуют, утверждает губернатор.
Получить оперативно комментарий от АО «Русский уголь» не удалось. Недавно компания информировала о планах по увеличению в 2024 году годового объема добычи на Ерковецком разрезе с прошлогодних 2,1 млн до 2,3 млн тонны за счет внедрения комбинированной системы вскрыши горной породы. Значительные ресурсы данного месторождения, около трех млрд тонн угля, дают возможности для дальнейшего роста производственных мощностей месторождения, отмечали в угледобывающем холдинге.
Не дыми на соседа
Региональные власти предлагает поэтапно газифицировать главную теплоэлектроцентраль области. Помимо снятия зависимости от привозного угля, в областном правительстве указывают на экологический аспект проблематики. Сегодня объем выбросов загрязняющих веществ (диоксида азота и серы, оксида углерода, неорганической пыли, содержащей двуокись кремния, и т.п.) со стороны Благовещенской ТЭЦ превышает 46 тыс. тонн в год. После газификации объекта они должны сократиться в шесть раз — до 7,6 тыс. тонны.
«Со стороны китайского правительства на постоянной основе в адрес правительства Амурской области поступают обращения с просьбой принять меры для снижения негативных выбросов от ТЭЦ в сторону граничащего с Благовещенском города Хэйхэ», – сообщил Василий Орлов.
Уровень газификации области в настоящий момент составляет 2,4%. Перевод только Благовещенской ТЭЦ на природный газ повысит его на 20% (к 2030 году), причем непосредственно по областному центру этот показатель приблизится к 85%. Кстати, в Хэйхэ основная теплоэлектроцентраль переведена на газ, который поступает из России. В будущем газификацию города местные власти планируют довести до 95%, отметил амурский губернатор.
«Мы лицо Российской Федерации на границе с Китаем. Китайцы отапливаются нашим газом и нас же упрекают, что мы дымим. Это, как минимум, не очень здорово», – заявил сенатор от Амурской области Иван Абрамов.
По словам председателя Совета по вопросам газификации субъектов РФ при Совфеде Андрея Кутепова, «РусГидро», в которую входит Дальневосточная генерирующая компания, планирует инвестиции в газификацию Благовещенской ТЭЦ. По расчетам, финансирование только с 2024 по 2027 год может составить 2,8 млрд рублей.
Как уточил гендиректор Дальневосточной генерирующей компании (ДГК) Константин Ильковский, объявлен конкурс на проектирование работ по газификации теплоэлектроцентрали по двум энергетическим и двум водогрейным котлам. Предполагается получить положительное заключение экспертизы в 2025 году, а осуществить проект в 2026-м. Модернизация ТЭЦ на этом не остановится. Другие три котла будут газифицированы в 2027-2028 годах.
«Это позволит существенным образом повысить надежность, эффективность работы Благовещенской ТЭЦ и увеличить выработку с целью преодоления тех дефицитов мощностей электроэнергии, которые сегодня складываются на территории Дальнего Востока», – резюмировал Константин Ильковский.
Мастер-план подкрался незаметно
Проект модернизации ТЭЦ в Благовещенске предполагает поэтапную газификацию. В частности, на первом этапе для теплоэлектроцентрали (в комбинированном газо-угольном режиме работы) понадобится 80 млн кубометров газа в годовом выражении, а при выходе на заключительную стадию – 990 млн кубометров или 2,6% от мощности газопровода «Силы Сибири».
Проблема заключается в том, что изначально перевод Благовещенской ТЭЦ на газ не был предусмотрен при создании этой газотранспортной системы и формировании программы газификации, напомнил член правления ПАО «Газпром» Владимир Марков. Тогда предполагалось лишь газоснабжение населения, и монополия работает над этим. Впоследствии вопрос пересмотрели на федеральном уровне. Согласно распоряжению правительства РФ от 29 декабря 2023 года, газификация ТЭЦ теперь определяется мастер-планом социально-экономического развития Благовещенска до 2030 года.
«По официальной позиции "Газпром" возможность газоснабжения Благовещенской ТЭЦ в необходимых объемах не подтверждает, так как они изначально не учитывались при проектировании "Силы Сибири". В программу развития газоснабжения и газификации Амурской области "Газпром" включил заявленный в 2020 году объем АО "ДГК" — это 12 млн кубометров, но только для использования в качестве резервного топлива на водогрейных котлах вместо мазута», – рассказал Василий Орлов.
В настоящее время «Газпром» осуществляет строительство газотранспортной инфраструктуры. Это газораспределительная станция и межпоселковый подвод трубы к Благовещенску. Но для работы ТЭЦ на новом виде топлива придется строить еще одну ГРС, поясняет глава области. В любом случае «Газпрому» необходимо пересмотреть балансы газа с поэтапным выделением необходимых лимитов газа для данного объекта генерации электричества и тепла, резюмирует он.
Неожиданностью для газотранспортной системы стала не только газификация Благовещенской ТЭЦ, но также ГРЭС в Нерюнгри и котельной в Тынде (является одной из крупнейших в своем роде на Дальнем Востоке), говорит директор департамента развития газовой отрасли Минэнерго России Артем Верхов. Только потребление газа Нерюнгринской ГРЭС может составить около двух млрд кубометров. Кроме того, потребности Алданского промышленного кластера на юге Якутии, связанного с Нерюнгри, оцениваются свыше пяти млрд кубометров.
«Это достаточно крупный объем, исходя из проектной мощности [трубопровода] в 38 млрд кубометров, которые сейчас "Сила Сибири" имеет, и есть четкие контракты на поставку газа. Здесь требуется детальная работа», – пояснил представитель министерства энергетики.
Основные показатели топливно-энергетического баланса (ТЭБ) Амурской области с учетом модернизации Благовещенской ТЭЦ должны быть подготовлены к середине мая этого года. Как отметил Владимир Марков, при рассмотрении перспективных планов нужно придерживаться здравого подхода, а не эмоций. В свою очередь Артем Верхов предлагает проработать тарифный вопрос, не станет ли это обременением для населения после газификации.
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.
Использование компримированного природного газа (далее КПГ. — Прим. ред.) и электроэнергии в качестве моторного топлива — общемировой тренд, который уже несколько лет активно внедряют и в регионах России. Как на уровне Дальнего Востока, так и в целом по стране Сахалинская область является лидером по использованию газомоторного топлива на транспорте, а также по количеству автомобильных электрозарядных станций на человека. Тем не менее, островному региону есть над чем работать. На Дальневосточном форуме экологичного транспорта в рамках круглого стола «Развитие газомоторного и электрического транспорта в ДФО» эксперты с материка вместе с сахалинскими представителями бизнеса и власти искали ответ на ключевой вопрос: как наладить эффективную систему использования КПГ и электричества в качестве моторного топлива?
Первым свою версию решения выдвинул генеральный директор ООО «МПГ Сибири» Алексей Миллер — он поделился успешными кейсами по формированию рынка поставок газомоторного топлива в материковых регионах России, где изначально отсутствует ресурсная база для производства КПГ на месте. Компания работает преимущественно в Кемеровской области и за несколько лет создала сеть снабжения компримированным газом в нескольких соседних субъектах Сибири. В мае 2023 года делегация «МПГ Сибири» приезжала на Сахалин для того, чтобы оценить масштабы возможного сотрудничества. И, по мнению Миллера, у острова есть ряд особенностей, которые влияют и на становление, и на развитие рынка КПГ.
«Среди минусов Сахалинской области — я говорю сейчас преимущественно об острове Сахалин — протяженность региона. Довольно большое расстояние с юга, где сконцентрировано наибольшее число потребителей, на север. Кроме того, здесь довольно много малонаселенных пунктов, что автоматически сокращает перспективный рынок сбыта среди владельцев личного автотранспорта. И на Сахалине очень мало стационарных заправочных станций газомоторного топлива — всего три и, опять же, они сконцентрированы на юге региона. С другой стороны, в вашем регионе присутствует такое преимущество как беспрецедентные меры поддержки перехода автомобилей на КПГ со стороны правительства Сахалинской области — по-моему, такого объема помощи больше нет нигде. В связи с тем, что активно развивается добывающая, сельскохозяйственная, лесоперерабатывающая промышленность, в регионе есть определенный инвестиционный потенциал и, как следствие, перспективы для развития поставок КПГ на острове», — перечислил генеральный директор ООО «МПГ Сибири» Алексей Миллер.
По мнению эксперта, вне зависимости от того, в каком регионе внедрять комплексную сеть заправочных станций для автомобилей на газомоторном топливе, нужно тщательно анализировать потенциал спроса. Так, в Сибири партнерство с «Газпром газомоторное топливо» позволило наладить поставку мобильных комплексов КПГ на территории, где газа как такового нет вообще, но сформировалась устойчивая потребность в таком топливе. Речь идет, в частности, об угледобывающих предприятиях Кузбасса, которые стали так называемыми якорными потребителями и, обеспечив первую ступень постоянного спроса на газомоторное топливо, сформировав базу для развития поставок и другим компаниям, а также физическим лицам. По этой схеме, отметил Миллер, может пойти и Сахалин — возможности для этого есть.
«Когда в мае мы приезжали на Сахалин, мы проехали весь остров с юга на север. Побывали в Ногликском, Александровск-Сахалинском, Углегорском, Поронайском районах. Встречались с представителями министерства энергетики Сахалинской области. По моему опыту, ключевая целевая аудитория, которая является потребительской зоной у ООО «МПГ Сибири», — это муниципальные и коммерческие предприятия. В вашем регионе потенциальными потребителями могут стать предприятия практически в любом населенном пункте Сахалина. В Углегорском районе, к примеру, это угледобывающее производство в Углегорске и Шахтерске (речь идет о «Восточной горнорудной компании. — Прим. ред.). В Поронайском районе будет строиться морской порт — соответственно, его инфраструктуру тоже можно ориентировать сразу на КПГ. Что касается расположения заправочной точки на севере Сахалина, мы исключили Оху и видим Ноглики как более перспективный для этого населенный пункт, который сможет обеспечить газомоторным топливом и Александровск-Сахалинский, и Охинский районы», — уточнил представитель Кемеровской области.
Миллер отметил: главная задача властей в развитии сети газомоторных заправочных комплексов — обеспечить устойчивое потребление природного газа на транспорте промышленных предприятий. Как только этот процесс будет налажен и масштабирован на весь регион, рост потребителей на личном транспорте с КПГ не заставит себя ждать.
«Как только на транспортном плече с юга Сахалина на север будут появляться якорные потребители, люди будут активно переоборудовать и личный транспорт. Потому что у них будет гарантия по наличию и доставке КПГ для заправки без перебоев, а также прозрачная система ценообразования», — резюмировал Алексей Миллер.
И.о. зампреда правительства Сахалинской области Олег Попов, заслушав выступление гостя, отметил, что сложно соглашаться с его тезисами без сколько-нибудь развернутых расчетов рентабельности. Помимо обеспечения регулярных поставок КПГ, необходимо содержать инфраструктуру, которая необходима для бесперебойного снабжения потребителей. Это в равной степени касается как предприятий, так и физических лиц.
«Отсутствие инфраструктуры тормозит развитие массового перевода на газовое топливо для всех потребителей. Остается актуальной и такая задача как газификация потребителей, удаленных от юга Сахалина. Чтобы ее обеспечить, мы должны не только сделать нормальную дорогу для качественной транспортировки. Мы должны еще и нивелировать такое понятие как сезонность, потому что в разное время года якорные потребители могут быть разными», — сказал Олег Попов.
Вице-мэр Поронайского городского округа Андрей Шенцов в свою очередь выдвинул предложение о расширении сети работы ПАГЗов — передвижных автомобильных газовых заправщиков. В частности, отметил муниципальный чиновник, такой комплекс востребован в Поронайском районе именно из-за статуса точки роста: помимо морского порта там будет цементный завод, который может дополнительно обеспечить потребность в КПГ. И, чтобы не затягивать с обеспечением инфраструктуры для стационарной станции заправки, логичнее было бы использовать ПАГЗ как временное, но стабильное решение.
Представитель Хабаровского края, директор ООО «Ресурсавтогаз» Вячеслав Чернышов поделился практикой использования ПАГЗов как основной снабжающей силы. По его мнению, в целом в обеспечении устойчивого спроса компримированного природного газа главное — наличие в достаточном количестве крупнотоннажной техники, которую нужно заправлять. Сейчас на предприятиях Дальнего Востока и в целом России с этим есть определенные сложности, связанные с санкционными ограничениями.
«С техникой, которая сразу же, с завода, будет ездить на газу, нехватка. 90 % производителей просто отказываются с этим возиться из-за неясной картины спроса и наращивают выпуск дизельных автомобилей, потому что там рынок сбыта стабилен. Китайская техника на газомоторном топливе в основном поступает в Казахстан и Узбекистан, мы ее пытаемся вывозить в Россию, но документально это сложно оформлять. Но, когда на Дальнем Востоке появится тяжелая автомобильная техника на газу, это обеспечит загрузку передвижных заправщиков в любом состоянии. Буквально, 10-18 самосвалов на предприятии или 20-30 автобусов большой или средней вместимости — этого достаточно, чтобы обеспечить рентабельность», — поделился гость из Хабаровского края.
Также Чернышов рассказал о том, что максимальную рентабельность при использовании ПАГЗа можно обеспечить при постановке его на промышленное предприятие. Применительно к Сахалину, достаточно 10 крупных производств на территории острова, чтобы построить сеть поставки КПГ с юга на север. Помимо этого, газ можно поставлять на объекты электроснабжения в районах, куда нецелесообразно вести полноценную ЛЭП, и на котельные промышленных объектов разного масштаба: соответствующие инженерные решения у ООО «Ресурсавтогаз» есть, такие услуги предоставляются «под ключ», и заказчику они обходятся недорого. Экономия средств обеспечена особенностью технологии снабжения.
«Наша работа — это использование ПАГЗа как транспортного средства с ПТС. Соответственно, нам для поставок газа не нужны строительство, размещение стационарных емкостей и статус опасного объекта, что требует согласований с Ростехнадзором. Если говорить об оборудовании после подключения, используем газопроводы низкого давления — их даже не нужно регистрировать. Если речь идет о снабжении, к примеру, асфальтобетонного завода в Елабуге (село в Хабаровском крае. — Прим. ред.), там уже газопровод среднего давления, но его регистрирует само предприятие-потребитель. Что касается ценообразования на сам газ, оно более чем лояльное. Применительно к Сахалину это будет около 23 рублей за кубометр при отпуске и 28-29 рублей для конечного потребителя, уже с учетом логистики», — озвучил детали директор ООО «Ресурсавтогаз».
Вопрос нехватки газомоторной тяжелой техники, тем не менее, можно решить в пределах Дальнего Востока — при этом можно не переоборудовать существующие дизельные крупнотоннажники на КПГ, а сразу приобретать такой транспорт. Об этом заявил представитель ООО «Инвест Бизнес Авторесурс» Юрий Нюгай. Его предприятие находится в Якутии и является эксклюзивным представителем китайского бренда Dayun («Даюн»), который предлагает тяжелые автомобили на компримированном и сжиженном природном газе. В линейку, которую якутяне готовы поставлять на предприятия ДФО, уже сейчас входят двух- и трехосевые тягачи, автобетоносмесители и самосвалы, мусоровозы, автоцистерны и вакуумная техника, в том числе илососы. С 2019 года ООО «Инвест Бизнес Авторесурс» поставляет китайские грузовики на СПГ в регионы России. Примечательно, что в самой Республике Саха эта техника спросом не пользуется.
«У нас в этом плане, конечно, казус. Компримированный природный газ у нас стоит 21 рубль за кубометр, дизельное топливо — от 70 рублей за литр и выше. Тем не менее, промышленные предприятия, даже понимая выгоду, отказываются от нашей техники. А все дело в дорогах: за пределами Якутска, буквально, нет развитой сети трасс, а газовая техника все-таки требует асфальта. Ну и инфраструктуры для заправки, конечно, не хватает», — посетовал Юрий Нюгай.
Фактически, отметил и.о. министра энергетики Сахалинской области Виктор Гармидер, озвученные приглашенными участниками форума проблемы являются общими для всех регионов Дальнего Востока, где власти вкладывают ресурсы во внедрение «зеленых» видов топлива. Недостаток инфраструктуры непосредственно связан с нехваткой качественных автомобильных дорог, а в комплексе это снижает уровень спроса на газовое топливо как на уровне промышленных предприятий, так и у физических лиц.
В то же время, помимо КПГ и СПГ, на островах поддерживают переход автолюбителей на электротранспорт. Здесь инфраструктуре Сахалинской области в чем-то можно позавидовать: по количеству зарядных станций для электрокаров в пересчете на одного потребителя регион занимает одну из лидирующих позиций в России. В то же время и здесь работы предостаточно: большая часть уже действующих модулей сконцентрирована на юге Сахалина, в то время как в остальных муниципалитетах таковые — либо разовая история, либо часть запланированных к монтажу объемов. А тем временем партнеры с материка уже готовы предоставить Сахалинской области готовое решение для следующего шага по развитию потребления электроэнергии как вида топлива.
Инновацию на форуме презентовала генеральный директор ООО «Иви Тайм», председатель Ассоциации развития электромобильного, беспилотного и подключенного транспорта и инфраструктуры Ия Гордеева. Эксперт из Санкт-Петербурга рассказала о преимуществе модульных зарядных станций нового поколения — с накопителями энергии. Такое оборудование способно выдавать нужную мощность для зарядки подключенного автомобиля без учета ограничений электросети, к которой оно подключено — энергия аккумулируется в накопителе, который защищает технику от скачков напряжения и отключений, и может быть подключен даже к частному дому. Кроме того, модуль зарядки можно доукомплектовать солнечными панелями, которые, являясь по сути альтернативными источниками электричества, позволяют не только экономить расходы на затраченную электроэнергию, но и обеспечивают дополнительное снижение углеродных выбросов в атмосферу. А с учетом реализации на Сахалине климатической программы, частью которой как раз является перевод транспорта на более экологичные виды топлива, такие технологии становятся еще более актуальными.
По итогам форума участники отметили, что тенденция развития сети снабжения транспорта газомоторным и электрическим топливом отнюдь не бесперспективна, но требует проработки массы нюансов. И большая часть задач, которую потребуется решать властям в партнерстве с представителями профильного бизнеса, по оценке EastRussia отнюдь не относится к «узкой» тематике. Скажем, банальное строительство качественных дорог — больной вопрос для всех жителей Сахалинской области. Даже федеральная трасса Южно-Сахалинск — Оха, которая является самой длинной в регионе, до сих пор не заасфальтирована полностью, не говоря уже о межмуниципальных дорогах, где и качественная грунтовая насыпь встречается гораздо реже, чем хотелось бы. Не только газомоторному, но и электрическому транспорту такие трассы под колесами только во вред.
Говорить о массовом переводе промышленности островов на СПГ и КПГ тоже преждевременно. Новых предприятий, которые в рамках дискуссии именовали «якорными», на Сахалине появляется довольно мало, несмотря на очевидную нужность и большая их часть до сих пор существует в формате инвестиционных проектов, а до реального запуска могут пройти годы. Поэтому рынок потребления экологичного топлива в Сахалинской области, судя по всему, еще долго будет развиваться небольшими шагами.