Проектам новых ГЭС нужно меньше «воды» и больше конкретики
Россия обладает серьезным потенциалом развития гидроэнергетики, но высокие затраты в строительство ГЭС и длительный срок окупаемости таких объектов делают крайне неопределенным будущее этого вида генерации. Возможно ли найти эффективную экономическую модель для осуществления подобных проектов, обсуждали участники международного форума «Российская энергетическая неделя», который проходил в Москве с 12 по 14 октября.
Справка:
На территории РФ сосредоточено не менее 20% мировых запасов пресных вод. Ежегодный объем стока рек страны оценивается в 4,3 тыс. куб. км, а их гидроэнергетический потенциал – свыше 800 млрд кВт/ч в год, из которого освоено пока порядка 22%, тогда как в ряде развитых стран этот показатель доходит до 80% и выше.
Энергия продвинутых
Сегодня доля гидрогенерации в общем энергобалансе мощности России составляет 20%, прежде всего, благодаря тому значительному заделу, который был сделан в советское время. В последующем развитие гидроэнергетики замедлилось, крупных станций сейчас не строится, а в сегменте ВИЭ приоритет отдается ветровым и солнечным технологиям выработки энергии, констатирует директор Института экономики и регулирования инфраструктурных отраслей ВШЭ Илья Долматов.
О недостаточном внимании к возможностям гидроэнергетики говорят в регионах. По словам главы Якутии Айсена Николаева, гидроэнергетические ресурсы республики оцениваются в 260 млрд кВт/ч в год (это 60% потенциала всего Дальнего Востока), но из них освоено лишь 1,5%.
Самокритичны в федеральных ведомствах. «Мы хотели бы видеть большие объемы гидроэнергетики и объемы, как минимум, сопоставимые в процентном отношении с экономически развитыми странами, с которыми можно нас сопоставлять, но воз и ныне там», - сетует замминистра энергетики РФ Евгений Грабчак.
В России есть две крупные компании, которые занимаются гидрогенерацией - «РусГидро» и «ЕвроСибЭнерго» (входит в En+ Group) - но у них, продолжает чиновник, нет активных и конкретных шагов, чтобы в ближайшее время закипело строительство ГЭС. «Компетенции есть, и строим мы объекты генерации достаточно неплохо. В Министерство энергетики регулярно приходят компании, говорят, что они просто так не готовы вкладываться в развитие гидрогенерации, государство должно помочь. Мы понимаем, что помощь государства ограничена, и чтобы добиться этой помощи нужно предпринимать активные действия», - сказал Евгений Грабчак.
У гидроэнергетических компании нет мощного лобби, как у представителей других генераций, утверждает генеральный директор ПАО «РусГидро» Виктор Хмарин. «Если государство разбирается, не надо принимать решения только в отношении тех, кого большинство. Да, тепловиков большинство, но мультипликативный эффект от строительства новых ГЭС в разы превышает все возможные гипотетические краткосрочные эффекты от тепловой генерации», - убежден гендиректор АО «ЕвроСибЭнерго» Михаил Хадриков.
Когда стоит плотина
Нельзя сказать, что гидроэнергетики не строят планы на будущее. Например, «РусГидро» прорабатывает возможность начала возведения в Амурской области Нижне-Зейской (400 МВт) и Селемджинской (100 МВт) ГЭС. Они необходимы для защиты территорий от паводков совместно с Зейской гидроэлектростанцией и покрытия перспективных нагрузок ОЭС Востока. «Мы видим, как Приамурье топит практически каждый год. Как с этим справляться? Ничего кроме каскада водохранилищ, которые способны срезать пики наводнений, человечеством не придумано», - рассуждает Виктор Хмарин.
Есть планы и по более крупным объектам в свете растущих потребностей экономики ДФО, включая перспективы электрификации Байкало-Амурской магистрали. Это Мокская ГЭС на реке Витим в Бурятии (мощностью 1200 МВт) и Канкунская ГЭС в Якутии (1000 МВт).
Однако сроки реализации этих проектов неизвестны. «Если экономически рассчитать на 15 лет, гидростанция любой угольной станции проиграет. Но если мы рассчитываем на будущие поколения, то есть на весь срок полезного использования объекта, тогда ГЭС с каждым десятилетием становится ближе к вечному двигателю, потому что она не требует никакого топлива, плотина может жить более 100 лет. Дальше станция амортизируется, становится естественным ландшафтным объектом, – говорит глава «РусГидро». – Тогда как любая ТЭС 30 лет прогорела, оставила за собой угольные кратеры и испорченную экологию вокруг».
В самом деле, из-за высокого CAPEX`а строительство ГЭС проблематично, подтверждает председатель правления АО «Системный оператор единой энергетической системы» (СО ЕЭС) Федор Опадчий. Куда проще заменить на ГРЭС турбину, которая проработает еще 15 лет – это будет самый дешевый киловатт с учетом капвложений. «За счет относительно недорогого топлива и из-за высокой стоимости привлечения финансирования часто модернизация старой тепловой электростанции в сегодняшних экономических расчетах по конечной цене электроэнергии оказывается дешевле, чем строительство новой станции», - пояснил Федор Опадчий.
Еще один фактор, сказывающийся на развитии гидроэнергетики, – длительность сроков возведения ГЭС, превышающих обычно десять лет. Длительный временной период не позволяет гидростанциям включаться в действующие сейчас в оптовом рынке мощности механизмы ликвидации перспективных локальных дефицитов мощности, констатирует эксперт.
Чтобы сдвинуть ситуацию с мертвой точки, необходима оптимальная экономическая модель. Решая вопрос привлекаемого капитала, нужно научиться считать комплексный эффект от ввода ГЭС. Отдача от гидрогенерации не исчерпывается лишь выработкой электроэнергии, подчеркивает глава СО ЕЭС. Следует принимать во внимание противопаводковый эффект, возможность улучшения транспортных схем, так как плотины часто используются вместо мостовых сооружений, отсутствие прямых выбросов СО2, что можно монетизировать при реализации низкоуглеродной стратегии, а также рассчитывать на привлечение льготного «зеленого» кредитования.
ГЭС важны и как источник высокоманевренной мощности в обеспечении надежного функционирования энергосистемы. Эта роль, отмечают в АО «СО ЕЭС», приобретает все большее значение в связи с тенденцией на увеличение в энергосистеме доли атомных, солнечных и ветровых электростанций.
Немало воды утечет
Большая генерация – это социальная отрасль, объясняет Виктор Хмарин. «Она строится в рамках ДПМ (договор о предоставлении мощности – прим. ред.) либо каких-то конкурсов. Если страна считает, что необходимо строить большие гидростанции, наверное, нужно определяться с механизмом. Здесь компания может выступить проектировщиком, застройщиком, квалифицированным эксплуатантом. Но как инвестор – у нас баланс не бездонный. И проблем социальных, прежде всего связанных с энергетикой Дальнего Востока, которые компания на себе тянет, гораздо больше. Мы не способны сами на своем балансе это вытягивать», - заявил гендиректор «РусГидро».
Как проинформировал Федор Опадчий, сценарий развития электроэнергетики России до 2050 года предусматривает сохранение текущей доли выработки ГЭС на сегодняшнем уровне. Правда, с учетом среднегодового прироста электропотребления до 1% (1438 млрд кВт/ч в 2050 году) требуется увеличить выработку по ГЭС относительно текущего уровня, что невозможно без запуска новых станций. До 2050 года для обеспечения целевых показателей потребуется ввод в работу около 22 ГВт генерирующих мощностей на ГЭС и ГАЭС (гидроаккумулирующих электростанций).
К настоящему времени рабочей группой под эгидой Минэнерго подготовлен перечень приоритетных проектов размещения таких объектов. В него включены восемь ГЭС суммарной установленной мощностью 4725 МВт и шесть ГАЭС на 6540 МВт. Однако механизмы относительно доступного финансирования новых проектов еще предстоит выработать.
«Что-то нужно делать со стоимостью капитала, поскольку его привлечение на рыночных условиях с учетом рыночной стоимости денег не укладывается в тот 100-летний цикл, в который гидростанция проработает в пользу будущих поколений», - заключил Федор Опадчий. Павел УсовРеализация крупных проектов в сфере энергетики связана с масштабными промышленными объектами, в том числе в горнодобывающей отрасли. При этом в «Росатоме» выступают за более широкое использование атомной энергетики, в первую очередь в Арктической зоне, что тем не менее вызывает разногласия. Список подлежащих модернизации объектов электроэнергетики на Дальнем Востоке может быть расширен, но сроки проведения работ увеличиваются.
В целом «Росатом» предлагает расширить использование АСММ, создав в Арктической зоне РФ (на Дальнем Востоке - в Якутии и Чукотском АО) девять кластеров по добыче золота, серебра, меди, свинца и цинка. В регионах предлагается проводить геологоразведочные работы за счет средств федерального бюджета (на сумму 40 млрд рублей), а использование АСММ или плавучих атомных теплоэлектростанций (ПАТЭС) сделать условием. Тем не менее экологи обеспокоены тем, что на АСММ будет установлен новый тип реактора РИТМ-200Н (изначально реакторы РИТМ-200 являются ледокольными), что делает станции экспериментальным проектом и повышает риски.
По-прежнему не определен полностью проект покрытия энергодефицита в Иркутской области. В июле правительственная комиссия по энергетике рекомендовала назначить «Интер РАО» единственным строителем новой ТЭС на севере региона, в том числе для энергоснабжения расширенных участков БАМа и Транссиба. Изначально проект строительства станции планировалось выбрать на открытом конкурсе по наименьшей цене, но в Минэнерго рекомендовали отказаться от проведения конкурса, определив в качестве исполнителя «Интер РАО».
Проект «Интер РАО» предполагает строительство двух энергоблоков на газовых турбинах. Проектом предусмотрены три варианта – создание станции мощностью 480 МВт на турбинах модели 6F.03 (производство ООО «Русские газовые турбины»[1] - СП «Интер РАО» и General Electric), станции мощностью 460 МВт на турбинах ГТЭ-170 (производства АО «Силовые машины») и станции на 460 МВт на турбинах MGT-70 (производство иранской компании Mapna). Запуск намечен на июль 2028 г. Вложения в строительство планируется окупить с помощью обязательных платежей потребителей в стране.
Ротор газовой турбины 6F.03
фото: «Русские газовые турбины»
Пока не определено точное местоположение будущей станции. Рассматриваются Бодайбинский или Мамско-Чуйский районы Иркутской области, Мирнинский район Якутии или Муйский район Бурятии. Проектом предусмотрены также строительство резервного топливного хозяйства и двух магистральных газопроводов.
Напомним, что на строительство новой генерации в Иркутской области прежде претендовали En+ с проектом Тельмамской ГЭС, «Росатом» с проектом малой АЭС на девяти установках РИТМ-200Н (общей мощностью 495 МВт) и компания «Т Плюс» с проектом ТЭС на газовых турбинах ГТЭ-170 «Силовых машин» (или же на паровых турбинах производства «Уральского турбинного завода»). Для реализации проекта En+ потребовалось бы до десяти лет. Ввод в эксплуатацию АЭС мог произойти в 2030-33 гг. Однако весной 2022 г. «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) проводил конкурс проектов новой ТЭС, на котором «Интер РАО» стало единственным участником с ценой выше рыночных аналогов. Затем компания отозвала заявку после возникновения проблем с поставкой турбин General Electric, и конкурс в итоге был объявлен не состоявшимся.
Пока точная стоимость строительства электростанции не указывается. Прежде в «Интер РАО» ее оценивали в 64,9 млрд рублей. Правительственная комиссия поручила Минэнерго разработать необходимые проекты постановлений для определения условий оплаты энергомощности новой станции. Основную нагрузку планируется возложить на потребителей, планирующих увеличить спрос в регионе – ОАО «РЖД» (максимальное потребление может вырасти до 284 МВт/ч в 2031 г.), «Полюс Сухой Лог» (252 МВт/ч к 2031 г.), «Иркутская нефтяная компания» (215 МВт/ч к 2031 г.) и «Газпром» (56,5 МВт/ч к 2031 г.).
Тем временем в «Сообществе потребителей энергии» полагают необходимым снизить доходность по проекту или отменить ее, провести публичный независимый технологический и ценовой аудит, в силу отсутствия конкурса и необходимости привлечения инвестора. Предварительно стоимость проекта оценивается в 60 млрд рублей (без НДС и без учета инфраструктуры).
При этом пока что нет ни одного идеального решения с поставками турбин. Под вопросом находится вариант реализации проекта с применением газовых турбин «Силовых машин», так как на сегодняшний день отсутствует готовое к коммерческой эксплуатации оборудование, для выполнения проекта в обозначенные сроки потребуется закончить проектирование в текущем году. Вариант с турбинами «Русских газовых турбин» зависит от наличия возможности поставить оборудование в нужном объеме и обеспечить его соответствующим сервисом, учитывая участие General Electric, перспектива которого маловероятна. Иранские турбины прежде не поставлялись в РФ, в связи с чем отсутствует опыт их установки, эксплуатации и обслуживания, повышая тем самым риски.
Продолжаются работы по подключению к сетевой инфраструктуре действующих промышленных объектов. В Амурской области ПАО «ФСК ЕЭС» в июне приступило к строительству объектов энергетической инфраструктуры для подключения к магистральным сетям Амурского ГХК «СИБУР Холдинг» (Свободненский район). Предстоит построить переключательный пункт 500 кВ «Химкомбинат» и четыре линии электропередачи общей протяженностью 12,4 км. В результате газохимический комплекс должен получить 301 МВт мощности. Также в июне в Свободном началось техническое переоснащение подстанции 220 кВ «Свободненская» мощностью 47,5 МВт.
В мае текущего года «ФСК ЕЭС» подключила к магистральным сетям электроснабжения Инаглинский ГОК (УК «Колмар») в Якутии. Объем инвестиций составил порядка 2,5 млрд рублей. В частности, построены высокоавтоматизированная подстанция 220 кВ «Налдинская» и две воздушные линии 220 кВ общей протяженностью 14 км. На открытое распределительное устройство 220 кВ были заведены заходы от действующей ЛЭП, обеспечивающей связь с Нерюнгринской ГРЭС.
Масштабным проектом в сфере электроэнергетики также является обеспечение энергетической инфраструктурой Восточного полигона «РЖД». Летом текущего года «РЖД» завершили второй этап модернизации наиболее крупной тяговой подстанции Дальневосточной железной дороги (ДВЖД) – Хабаровск-2, обеспечивающей электроснабжение грузовых поездов (в том числе сдвоенных и повышенной массы) на участке «Волочаевка – Хабаровск – Кругликово» (длиной более 100 км). На станции были завершены пуско-наладочные работы, введен в эксплуатацию второй силовой трансформатор мощностью 40 МВт с увеличенным сроком службы (30 лет).
Модернизация позволяет сократить интервал между попутно следующими поездами с 16 до 10 минут и повысить пропускную способность с 81 до 130 пар поездов по направлению к пограничным переходам и портам Приморского края. Продолжаются работы по монтажу третьего трансформатора, завершающие обновление тяговой подстанции в Хабаровске.
Также в целях увеличения объема грузоперевозок в порты Ванино и Советская Гавань в Хабаровском крае рассматривается возможность электрификации 700 км железной дороги на участках «Волочаевка II – Комсомольск-на-Амуре» и «Комсомольск-на-Амуре - Ванино – Советская Гавань». В том числе предполагается построить высоковольтную воздушную линию 220 кВ «Комсомольская – Ванино» и реконструировать линию «Селихино - Ванино».
Тяговая подстанция
фото: ОАО «РЖД»
В августе ПАО «ФСК ЕЭС» приступило к модернизации закрытого распределительного устройства (ЗРУ) 10 кВ магистральной подстанции 220 кВ «Дарасун» мощностью 146 МВА в Забайкалье, которая питает в том числе тяговый железнодорожный транзит (расположена вблизи городского поселения Дарасун Карымского района и железнодорожной станции Транссиба). Инвестиции в модернизацию должны составить 168 млн рублей, а завершить работы планируется в 2024 г.
В «Россетях» тем временем отмечают повышение стоимости работ по электрификации второго этапа модернизации Восточного полигона - с 200 млрд до 250 млрд рублей. Источники финансирования для данных работ еще не определены. Генеральный директор «Россетей» А.Рюмин отмечал, что «Россети» направляли заявку на получение средств из Фонда национального благосостояния, также в качестве возможных источников рассматривались дополнительный рост тарифа, внесение средств в уставной капитал или государственная субсидия.
«Россети» также попросили перенести сроки ввода трех ЛЭП по 500 кВ для Восточного полигона, входящих в Байкальский кластер – «Нижнеангарская – Усть-Кут №1» с подстанцией «Нижнеангарская», «Нижнеангарская – Усть-Кут №2» и «Нижнеангарская - Таксимо» с подстанцией «Таксимо». Президент В.Путин одобрил возможность переноса сроков на девять месяцев.
Стоимость строительства данных объектов составляет 114,8 млрд рублей. В рамках планируемого расширения провозной способности Байкало-Амурской и Транссибирской магистралей до 180 млн тонн к 2024 г. «Россетям» предстоит построить 25 энергообъектов, из них к настоящему времени введены 13 объектов. План-график работ на Восточном полигоне предполагает, что первая ЛЭП будет поставлена под напряжение в сентябре 2023 г., а остальные - в сентябре 2024 г. Тем не менее сроки ввода объектов в эксплуатацию (получение заключения Ростехнадзора) отличаются – сентябрь 2024 г., декабрь 2025 г. и декабрь 2026 г. соответственно.
В «Россетях» в качестве причины переноса сроков называют санкционные ограничения, поскольку ряд производителей оборудования уведомили госхолдинг о невозможности поставки импортных комплектующих и оборудования. В частности, американская компания General Electric не будет поставлять комплектующие для выключателей 500 кВ. Между тем российское ООО НПП «Экра»[2] заявляет о задержке и невозможности изготовления вторичных систем, требующихся для подстанции «Нижнеангарская».
В июле вице-премьер, полпред президента в ДФО Ю.Трутнев заявил о недостаточном объеме инвестиций в модернизацию энергетического комплекса ДФО, отметив высокую степень износа теплоэнергетических сетей, в первую очередь, в Якутии, Магаданской области, Приморском и Забайкальском краях.
ПАО «РусГидро» в течение ближайших десяти лет планирует направить на модернизацию теплосетей 39 млрд рублей. Ю.Трутнев в свою очередь заявляет о необходимости в пять раз большего объема финансирования для данных целей. Установленная Минэнерго система тарифообразования предполагает, что тарифы на коммунальные платежи не могут расти более чем на 4% в год, в то время как рост стоимости тонны угля в 2022 г. по сравнению с 2021 г. составил 74% (с 4,8 тыс. до 8,4 тыс. рублей). По мнению Ю.Трутнева, следует разработать механизм субсидирования для недопущения покрытия убытков за счет населения.
Тем временем правительственная комиссия по вопросам электроэнергетики рекомендовала расширить список проектов модернизации ТЭС на Дальнем Востоке, включив в него проекты расширения угольных Нерюнгринской ГРЭС (450 МВт) в Якутии и Партизанской ГРЭС (280 МВт) в Приморском крае ПАО «РусГидро», проекты модернизации девяти блоков Приморской ГРЭС (1,5 ГВт) «Сибирской генерирующей компании» (СГК) в Приморском крае (Лучегорск). Проекты будут окупаться за счет повышенных платежей потребителей электроэнергии в западной части РФ, на Урале и в Сибири.
Стоимость проектов пока не называлась, но в 2021 г. капитальные расходы оценивались в сумму примерно 166 млрд рублей. В соответствии с правилами оптового энергетического рынка, новые объекты могут быть добавлены в перечень программы модернизации только после технологического и ценового аудита, заключения госэкспертизы.
СГК рассчитывает запустить четыре энергоблока Приморской ГРЭС до конца 2023 г., два блока – в конце 2024 г., три блока – в конце 2025 г. Правительственной комиссией был одобрен состав работ на Приморской ГРЭС, аудит которой еще не проводился. На Нерюнгринской ГРЭС новый блок «РусГидро» намерено построить к концу 2025 г., блок Партизанской ГРЭС – к концу 2026 г. В то же время в «Сообществе потребителей энергии» настаивают на необходимости проведении независимого и публичного аудита, в целях оптимизации проектов модернизации.
Следует отметить, что «РусГидро» столкнулось с трудностями при строительстве четырех дальневосточных станций. Холдингу повторно пришлось проектировать энергоблоки на Хабаровской ТЭЦ-4, Якутской ГРЭС-2 и Артемовской ТЭЦ-2, где планировалось ставить турбины модели 6F.03 «Русских газовых турбин». Решение было принято в связи с необходимостью менять основное оборудование. На Хабаровскую ТЭЦ-4 планируется установить новую газотурбинную установку, на Артемовскую ТЭЦ-2 - парогазовую установку с использованием четырех газовых турбин мощностью до 160 МВт. Сроки запуска Хабаровской ТЭЦ-4 сдвигаются на два года, Артемовской ТЭЦ-2 - на год (для обеих станций - до 2027 г.).
На Якутской ГРЭС-2 предполагается поставить паросиловую установку (ПСУ) с двумя паровыми турбинами по 80 МВт. Ее ввод сместится на два года - до конца 2027 г. Также предполагается отложить запуск Владивостокской ТЭЦ-2 на ПСУ - один блок должен быть введен в 2023 г., второй блок - в 2025 г., третий - в 2027 г.
Владивостокская ТЭЦ-2
фото: «РусГидро»
В «РусГидро» все же рассматривали вариант приобретения иранских газовых турбин, учитывая, что турбины российского производства менее мощные, а заводы по их производству уже загружены. Технология ПСУ считается устаревшей, но ее использование для ТЭЦ, имеющих критическое значение для энергоснабжения регионов, оправдывается требованиями обеспечивать безопасность энергоснабжения.
Следует отметить, что в Минэкономразвития планируют ввести новую методику оценки эффективности субсидирования тарифов на электроэнергию на Дальнем Востоке[3] - она будет основана на показателях ста наиболее крупных компаний каждого субъекта ДФО, таких как динамика инвестиций компаний, количество сотрудников и объем потребления электроэнергии. Не будут учитываться такие показатели, как динамика валового регионального продукта (ВРП) и индекс промышленного производства.
На сегодняшний день разницу между экономически обоснованным и фактическим тарифами покрывает оптовый энергорынок (западная часть страны, Сибирь, Урал) через специальную надбавку на энергомощность. За четыре последних года выплаты оптового рынка превысили 142,7 млрд рублей, в 2022 г. потребителям на оптовом рынке предстоит заплатить еще 33,6 млрд рублей. Свернуть действие данного механизма предполагается к 2028 г.
Новую методику не одобряют промышленные потребители, полагая, что она измеряет степень привлекательности льготного тарифа, но не его экономическую отдачу. В частности, показатель прироста занятости расценивается как избыточный, так как он противоречит планам инвестировать в эффективные технологии и автоматизацию производства. В Минэкономразвития объясняют выбор показателей предположением о том, что определенные эффекты от механизма снижения цен рассматриваются заинтересованными ведомствами в качестве более приоритетных.
В то же время в «Совете рынка» (регулятор энергорынков) рассматривают ВРП и индекс промышленного производства как слишком обобщенные показатели, тогда как механизм снижения цен не влияет на всех дальневосточных потребителей и не оказывает существенного влияния на динамику данных показателей в регионах с небольшой субсидией (Забайкальский край, Бурятия). В регуляторе полагают, что оценка эффективности более целесообразна для самых энергоемких предприятий в изолированных районах, поскольку для них снижение цен имеет наибольшую инвестиционную привлекательность. В «Совете рынка» называют важными факторами повышение энергоэффективности производства, изменение технологий и продуктовой линейки предприятий, а также конъюнктуру рынка сбыта.
Тем временем наиболее крупный участник энергетического рынка Дальнего Востока – «Дальневосточная генерирующая компания» (ДГК) консолидирует активы. В июле текущего года в ее состав вошли Благовещенская ТЭЦ мощностью 404 МВт (Амурская область) и ТЭЦ в Советской Гавани[4] мощностью 126 МВт (Хабаровский край, введена в эксплуатацию в 2020 г. для замещения мощности Майской ГРЭС). Ранее они эксплуатировались ДГК в рамках договоров аренды и эксплуатации с «РусГидро» (принадлежали дочернему обществу холдинга – АО «РАО Энергетические системы Востока»). В феврале текущего года в состав ДГК вошла также ТЭЦ «Восточная» в Приморском крае.
Что касается внедрения зеленой энергетики, то ПАО «РусГидро» запустило в июне в Верхоянске гибридный энергокомплекс мощностью 3,7 МВт, который включает дизельную электростанцию, солнечную генерацию и системы аккумулирования энергии. В рамках соглашения между «РусГидро» и правительством Якутии предполагается реализовать в регионе шесть пилотных проектов по модернизации дизельной генерации с использованием солнечной энергетики. Первым реализованным проектом является введенный в сентябре прошлого года энергокомплекс в Табалахе Верхоянского района. Строительство четырех станций в Момском районе планируется завершить до конца текущего года.
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
[1] Завод в Ярославской области. До 2019 г. «Интер РАО» принадлежало 25% предприятия, «Объединенной двигателестроительной корпорации» «Ростеха» - 25%, 50% было у GE. Весной 2019 г. «Интер РАО» приобрело акции ОДК, увеличив долю в «Русских газовых турбинах» до 50%. У GE остались 49%, у «Интер РАО» при этом есть опцион на выкуп остальных акций.
[2] Специализируется на производстве релейной защиты и автоматики. Базируется в Чебоксарах, подконтрольна Н.Дони, А.Наумову и О.Саевичу.
[3] Механизм снижения цен был запущен в 2017 г.
[4] Крупнейший источник энергии для Советско-Гаванского промышленно-транспортного узла.
В рамках 26-го Дальневосточного международного энергетического форума «Нефть и газ Сахалина 2022» состоялась крайне насыщенная дискуссия, которая продемонстрировала слушателям ряд альтернативных взглядов на достижение углеродной нейтральности. Участники диалога, обсудив первый российский (и сахалинский) успех по торговле единицами СО2, вспомнили о том, чего не хватает для дальнейшего развития «зеленой» энергетики в стране. EastRussia публикует основные тезисы, прозвучавшие в диалоге экспертов.
Первым в рамках сессии слово взял специальный представитель президента РФ по вопросам изменения климата Руслан Эдельгериев. Он отметил, что сам факт дебютной продажи углеродных единиц на бирже — событие, к которому Россия шла очень долго, и это говорит о новых возможностях, которые открываются в развитии экономики страны. В то же время, считает Эдельгериев, необходимо работать над всеми аспектами программы устойчивого развития, не останавливаясь на одной лишь декарбонизации.
«Я помню, как идея об этом родилась в довольно узком составе. Но она переросла в большую кампанию, которая будет демонстрировать возможности и способности экономики целой страны. Мы ни в коем случае не можем откатываться теперь назад, потому что весь мир движется к декарбонизации. С другой стороны, и я, и мои коллеги неоднократно говорили, выступая на международном уровне, что из общей программы устойчивого развития нельзя вытаскивать одну цель и подтягивать под нее другие. Это все-таки произошло, и мы сейчас видим проблемы на энергетическом рынке, проблемы с продовольственной безопасностью. Все это — результаты политики, которая подтаскивала все под одну климатическую цель», — отметил Руслан Эдельгериев в своем выступлении.
Также эксперт отметил, что политику России в планах поэтапного достижения углеродной нейтральности нельзя выстраивать однобоко. Более того, Сахалинская область должна стать полноценной платформой для экспериментов, которые будут тиражировать в других регионах — это касается не только выхода на углеродную биржу.
«Эксперимент Сахалинской области показывает: отдельно взятый субъект Федерации, который расположен в непосредственной близости к азиатским рынкам, вовлеченным в процесс, нарабатывает практику, которую можно будет тиражировать на всю Россию. Мы увидим в локальном формате ошибки, которые нельзя транслировать на всю страну, и найдем пути их решения. Учитывая нынешние реалии, мы должны нацеливаться на те рынки, которые формируются сейчас — разворачиваться на восток, и взаимодействовать с другими игроками на добровольных началах. Те проекты, которые начали реализовываться на Сахалине, мы должны выставить на всеобщее обозрение, чтобы понять, как и где их тиражировать в дальнейшем», — подчеркнул спецпредставитель президента РФ.
Помимо этого, Руслан Эдельгериев напомнил о методике измерения качества углеродных единиц. Специалист считает, что при выходе на биржи России ни в коем случае нельзя «заигрывать» с утвержденной системой квотирования и верификации показателей декарбонизации производств. Нужно строго следовать утвержденным правилам, в особенности международным.
«С учетом текущей политической обстановки, нам никаких нарушений и манипуляций не простят», — подчеркнул он.
Заместитель председателя правительства Сахалинской области Вячеслав Аленьков в свою очередь добавил, что Сахалинская область продемонстрировала первый результат в рамках новой климатической повестки меньше чем через месяц после вступления в силу соответствующего регуляторного акта. Федеральный закон, который определяет движение углеродных единиц на рынке, вступил в силу 1 сентября 2022 года. Инициативу островного региона поддержали на федеральном уровне, утвердив пакет нормативных актов, который и позволил совершить первую сделку по продаже углеродных единиц. В начале недели, 26 сентября, на Мосбирже прошли первые торги, где ООО «ДальЭнергоИнвест» продало 20 единиц СО2 (из расчета 1 единица за тонну углекислоты), по 1 тысяче рублей каждая.
«Несмотря на сложившуюся в мире обстановку, задачи этого эксперимента остаются для нас актуальными. Мы стремимся к снижению выбросов углекислого газа, нейтрализации парникового эффекта, создаем свою систему верификации и валидации соответствующих выбросов, системы квотирования предприятий, которые участвуют в регулировании в рамках ФЗ. Наша задача — сделать так, чтобы, несмотря на тренд снижения выбросов СО2 мы соблюли все экономические стимулы развития в Сахалинской области. Уже сформирован пул из 50 компаний с ежегодным выбросом в 20 тысяч тонн СО2. Кроме того, мы собираем список предприятий, у которых выброс ниже, но они хотели бы участвовать в эксперименте добровольно», — отчитался Аленьков.
По мнению зампреда, если первая сделка купли-продажи углеродных единиц прошла успешно, это говорит о том, что инфраструктура создана и работает. Значит, на Сахалине и Курилах можно воплощать в жизнь новые климатические проекты. С ним согласился и руководитель управления окружающей среды ООО «Сахалинская энергия» Андрей Саматов. Он напомнил, что компания-оператор нефтегазодобывающего проекта «Сахалин-2» начинала первые эксперименты по снижению выбросов углекислого газа около 10 лет назад. Поэтому нововведения в федеральном законодательстве практически не повлияли на текущие планы предприятия по добыче углеводородов.
«Мы движемся в том же направлении, которое было намечено еще 10 лет назад и в котором мы постепенно двигались все эти годы», — отметил Андрей Саматов.
В то же время главный экономист ВЭБ.РФ Андрей Клепач высказал иную точку зрения на текущие проекты по достижению углеродной нейтральности. По его мнению, политика энергоперехода в России в принципе должна отличаться от европейской модели в связи с рядом очевидных особенностей. В частности, речь идет об источниках энергии — в РФ одним из ключевых был и остается уголь, и от этого вряд ли удастся уйти.
«Мы не сможем отказаться от угля по примеру Германии и других стран западной Европы, хотя у нас потенциал повышения эффективности использования этого твердого топлива на тех же котельных огромный. Почти половина котельных в России сейчас — это уголь. Напомню, что у нас и Сахалинская область является производителем и экспортером этого вида топлива. Тема энергоэффективности крайне важна, она никуда не делась. Конечно, нельзя забывать и об альтернативных источниках энергии — солнечных, ветряных. У ВЭБ.РФ такие проекты в инвестиционном портфеле были, но сейчас их нет. Мы считаем, что самые перспективные программы энергосбережения сейчас связаны с модернизацией коммунального хозяйства для снижения текущих потерь, а также с развитием сетей электротранспорта», — отметил Андрей Клепач.
Экономист уверен, что в погоне за трендами «зеленой» экономики нельзя забывать о необходимости доступа к ряду технологий, которые для этого нужны. В сложившейся политической ситуации Россия постепенно теряет возможность пользоваться иностранными разработками, на которых в основном и зиждутся проекты энергоэффективности и декарбонизации. В пример Андрей Клепач привел электропоезда «Ласточка» — один из самых экологичных видов транспорта, где даже сейчас около 20% комплектующих запчастей производятся за рубежом из-за отсутствия аналогов в России. В то же время, отметил эксперт, современный транспорт, заявленный как экологически чистый и энергосберегающий, потребляет огромное количество энергии — в первую очередь речь идет об электрокарах и зарядных станциях, которые необходимы для таких автомобилей. Что касается котельных, добавил Клепач, в России сейчас не производят современные котлы отопления, которые можно было бы использовать для модернизации сетей ЖКХ — их также приходится закупать.
«Нужно понимать всю цепочку проблем, а не одно звено», — подчеркнул экономист.
Эксперт ВЭБ.РФ подчеркнул, что одной только торговлей углеродными единицами устойчивого развития не достичь. По его мнению, следует обратить внимание на развитие источников распределенной энергии, модернизацию гидроэлектростанций, сокращение потери в жилищно-коммунальном хозяйстве и переоборудование городского транспорта. Опираться только на проекты нейтрализации углеродных выбросов, по мнению Андрея Клепача, — ошибочно. Программа развития декарбонизации должна быть комплексной. И, вновь подчеркнул, специалист, все упирается в нехватку технологий. Это, в частности, касается еще одного «зеленого» проекта, в котором принимает участие и Сахалинская область: речь идет о выпуске водорода. EastRussia ранее уже писало о том, что будущее производства гидрогениума в островном регионе покрыто туманом, а перспективы с учетом внешнеполитической ситуации становятся сомнительными. Того же мнения придерживается и эксперт ВЭБ.РФ.
«Возьмем проекты по производству водорода — у нас есть сложности не только с технологией его производства путем электролиза, стоит вопрос и о способах хранения. У нас есть определенные наработки из «Сколково», хотя и там хватает сложностей, но у них есть определенные предложения по выработке, хранению и транспортировке водорода. И эти технологии нам очень нужны. Без технологий мы не получим ни водородного транспорта, ничего. И, насколько я знаю, в рамках Сахалинской области шла речь о производстве водорода в том числе для развития сети железнодорожного транспорта на этом топливе, говорили о проектах продажи тонн водорода на европейский рынок. Все это нереалистично. Сейчас на Сахалине проект будут переориентировать на экспорт в Китай, на рынки АТР. Вот там это будет работать», — резюмировал главный экономист ВЭБ.РФ Андрей Клепач.
Своей точкой зрения на проекты декарбонизации поделился и член правления корпорации «РусГидро» Роман Бердников. По его мнению, Россия уделяет прискорбно мало внимания существующей гидроэнергетике, которая также относится к низкоуглеродным способам добычи энергии.
«Освоение гидропотенциала на западе составляет 75-80%, в Америке — 65-70%, в России — 20%. У нас под ногами лежат квоты по низкоуглеродной генерации, но мы проходим мимо и придумываем другие механизмы. Если посмотреть страны с самым низким углеродным выбросом — это те страны, которые делали ставку на классическую гидроэнергетику: Бразилия, Норвегия, Китай. Я призываю обратить большее внимание на развитие гидропотенциала в нашей стране. Когда мы говорим о переходе и об эксперименте, то нужно смотреть на надежность такого энергообеспечения. Нельзя все оставлять на одном виде топлива», — подчеркнул Роман Бердников.
В целом же участники дискуссии согласились, что устойчивое развитие в рамках программы нейтрализации углеродного следа на Сахалине и Курилах должно быть разносторонним. Поэтому, отметили участники диалога, необходимо работать во всех направлениях, которые диктует ранее ратифицированное Парижское соглашение, несмотря на то, что Россия фактически оказалась за бортом его основной сферы действия.
Шельфовые проекты по добыче углеводородов, которые реализуют дочерние компании «Газпрома» на территории Сахалинской области, останутся ключевыми в долгосрочной стратегии развития нефтегазовой отрасли России. Более того, островной регион может стать опорой в переориентации энергетического рынка на страны АТР, что происходит прямо сейчас, в условиях сложившейся внешнеполитической обстановки. Существующие возможности и перспективы обсудили в рамках форума «Нефть и газ Сахалина 2022». Eastrussia.ru публикует основные тезисы дискуссии.
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.
По данным Росстата, в 2023 году Дальний Восток посетили 6,3 млн туристов. Это значительно превышает показатели 2022 года. Макрорегион становится популярнее с каждым годом. О том, можно ли интересно и доступно путешествовать по ДФО, и как сделать это без вреда для достопримечательностей и впечатлений, рассуждает организатор путешествий на Дальний Восток, тревел-блогер Дмитрий Куликов (Oktagon).
Если говорить о городах с точки зрения интересности для туристов на Дальнем Востоке, то самый интересный, безусловно, Владивосток. Если говорить о природных достопримечательностях, то, конечно, это же это Камчатка, Курилы, Чукотка, но для среднего туриста цена там будет высокой по сравнению с любым туром по России. Цена путешествия по Дальнему Востоку или Арктическим территориям всегда в разы выше, например, чем путешествие по Кавказу — себестоимость очень высокая: рабочей силы, то есть гидов, водителей; питания, размещения и топлива. При этом есть сложности доступа к тем или иным районам, суровые условия — из-за этого цена путешествия значительно повышается.
Самым дорогим регионом для путешествия по Дальнему Востоку является Чукотка. Например, экскурсия, чтобы посмотреть на китов, обойдется в 30-35 тыс. рублей на человека. На Камчатке похожая история будет стоить 10-12 тыс. рублей.
Важен и вопрос логистики: на Камчатку достаточно прилететь прямым рейсом в Петропавловск и оттуда взять большой тур на семь-десять дней или одиночные экскурсии. А на Чукотку доступен только групповой тур, когда прилетаешь в Анадырь, а дальше встанет вопрос логистики, потому что в самом Анадыре смотреть особо нечего — вокруг тундра, и все. Киты рядом не обитают. Самая крайняя восточная точка России находится достаточно далеко, до нее надо лететь. А из-за непредсказуемой и очень суровой погоды бывает, что туристы ждут вылета от одного дня до недели. Лететь приходится до аэропорта Лаврентия и оттуда уже отправляться на какую-то экскурсию, например, к мысу Дежнева или смотреть на китов.
Получается, что чем южнее, тем дешевле путешествие. Юг Дальнего Востока — это Владивосток, выше Хабаровский край с Шантарскими островами. Но там нужно сразу закладывать стоимость тура в 250 тыс. рублей, где все включено: питание, экскурсии, трансферы, перелет из Хабаровска. Затем идут Курилы и Камчатка, однако там будет дешевле отдохнуть, потому что это более цивилизованная история: можно жить в отеле и каждый день бывать на экскурсии. На Шантарах же это автономное путешествие в полутысячах км от ближайшего населенного пункта. Самое дорогое, как я уже указывал — Чукотка с ее сложной логистикой. Путешествие в этот регион обычно начинается от 250 тыс. рублей.
Во Владивостоке же можно снять отель (есть, как очень дорогие — 50-60 тыс. рублей в сутки, так и дешевые, например, можно снять квартиру от пяти тыс. рублей в сутки), самому погулять по городу, воспользоваться общественным транспортом, выйти на небольшую морскую экскурсию, посетить сафари-парк, океанариум, музеи, достопримечательности. Путешествие во Владивосток можно назвать альтернативой посещения нашего самого западного города — Калининграда, который очень популярен у туристов.
На Дальнем Востоке туристу, по моему мнению, обязательно нужно посетить Владивосток, Камчатку, а также не менее впечатляющую, но еще слабо изученную историю — Северные Курилы — Парамушир, Онекотан, остров Атласова. Это три самых интересных острова северных Курил. При этом все их можно посетить за одно путешествие. Также обязательно нужно увидеть невероятно красивый остров Итуруп — самый комфортный остров на Курилах: там много гостиниц, есть несколько ресторанов, хорошие грунтовые дороги ко всем достопримечательностям — доехать можно легко и быстро. Все это можно назвать мини-версией Камчатки, Йеллоустона. А впечатлений производит не меньше, чем Камчатка, которая уже стала туристическим брендом в масштабах всей страны,
Да, пока не все красоты Дальнего Востока доступны туристам. Нужно больше отелей, больше самолетов, а вот цены нужны ниже — на эти самолеты, на отели. На Камчатке сейчас это активно развивается, вводятся и строятся новые гостиницы в большом масштабе. Но это оборачивается тем, что территория теряет свою уникальность и интересность. Когда ты хочешь полюбоваться, например, какой-то достопримечательностью, приходишь туда и оказываешься уже не среди двух-трех групп по 10-15 человек, а среди 100 человек — это совершенно другие впечатления, это все портит, вызывает раздражение, негатив. Ведь это не пляж, где можно лежать, смотреть на море и загореть под солнцем среди десятков тысяч людей, а история с природными достопримечательностями — совсем другая. Поэтому я не стал бы стремиться занижать цены, пусть будет меньше гостей. По моему мнению, пусть лучше каждый россиянин раз в жизни побывает на Камчатке, а десять или 50 раз съездит на Черное море. Посещение Камчатки, Дальнего Востока будет действительно уникальным опытом, который он запомнит на всю жизнь. И все получат максимум удовольствия, когда гостей на природных достопримечательностях будет не так много, чтобы толпой не затмить ее.
Правительственная комиссия одобрила создание международных территорий опережающего развития (МТОР) на Дальнем Востоке. Они будут привлекать иностранных инвесторов и выпускать товары с высокой добавленной стоимостью. Предполагается, что создавать такие экономические зоны можно будет после 1 апреля 2024 года. Основным партнером в этом направлении региональные и федеральные власти видят Китай. Нужны ли Поднебесной российские ТОР и как в них заманить инвесторов, рассуждает востоковед, директор Института стран Азии и Африки МГУ им. Ломоносова Алексей Маслов.
Также важно понимать, что российские ТОР не лучше и не хуже остальных. Сегодня они конкурируют с другими подобными зонами на территории Малайзии, Индонезии, Вьетнама, других стран, куда приходит Китай. Поэтому надо все время проводить сравнение преференциальных политик и показывать, чем мы лучше, например, преференционной территории в той же Малайзии, куда Китай сегодня много вкладывает. Китайский инвестор будет вкладываться не потому, что он дружит с Россией, а потому что это ему выгодно.
Третий важный момент в том, что большинство потенциальных инвесторов в российские ТОР — это инвесторы северо-востока Китая, наши основные партнеры по российскому Дальнему Востоку. И здесь есть одна особенность: китайский северо-восток, прежде всего провинции Хэйлунцзян, Дилинь, Ляонин — это падающий рынок, а не растущий, по крайней мере, за последние два года. Там резко падает население, и сегодня оно составляет 95 млн человек, что по российским масштабам грандиозно, но по китайским — немного. Большинство производителей в этом регионе — скорее не инвесторы, а покупатели или продавцы, которые занимаются экспортно-импортными операциями. Вкладываться в ТОР для них не очень интересно. Но самое главное, при сопоставимых капиталовложениях на территории Китая, когда компания из КНР вкладывается внутри страны, она может получить ряд поощрительных мер, не хуже, чем в российских ТОР, например, кредиты меньше 3% от своих банков. Соответственно наш конкурент по вложениям — сам по себе Китай.
Это не значит, что все плохо, просто я указал на серьезные недостатки. Нам нужно работать очень точечно. Есть несколько десятков инвестиционных компаний в Китае. Грубо говоря, если компания занимается нефтепереработкой, то не факт, что она будет вкладываться в нефтеперегонный комбинат в российской ТОР. Нам нужно выходить обязательно на те компании, которые имеют опыт и, самое главное, имеют привычку к инвестированию на внешних рынках. Для этого с российской стороны должны быть специально подготовленные люди, которые тщательно проработают бюджетный план, оформят его именно так, как принято в Китае, а не как в России, и предложат его в КНР.
Плюс к этому нужно повысить эффективность Восточного экономического форума — наверняка имеет смысл вернуться к изначальной задумке и сделать его эффективным инструментом капиталовложений. Мы видим, что многие участники форума, в том числе китайские — это администрации регионов или компании, которые не играют большую роль в инвестиционной политике. Нам надо адресным, точным образом приглашать компании, пользуясь ВЭФ, показывать им потенциал, и самое главное, повышать эффективность круглых столов, где идет не рассказ о компаниях, а рассказ о перспективах и форматах вложений. На мой взгляд, многие китайские компании просто не понимают механизмов ТОР, и вот здесь надо проводить мастер-классы для компаний из КНР.
Есть некие традиционные, стандартные направления, в которые вкладывается китайский бизнес. Прежде всего, Китай вкладывает в те СЭЗы (свободные экономические зоны) и в те ТОРы, где выход на операционную прибыль можно получить за три-четыре года. Чаще всего это дает туристический бизнес и туристическая инфраструктура или же совместная инфраструктура, когда продукция из этих ТОР пойдет в Китай и он сам по себе гарантирует закупки. Это может быть нефтепереработка, создание совместных агропредприятий, на что Китай, на мой взгляд, готов пойти.
Китай почти не идет на создание больших промышленных предприятий, если они создаются с нуля. А вот если речь идет о докапитализации уже существующего предприятия, то готов вкладываться. Плюс к этому китайцы обязательно смотрят на готовность инфраструктуры. Китай привык к тому, что когда его компании заходят в СЭЗы в других странах мира, то там уже есть готовые цеха, подъездные пути и другая инфраструктура. Например, когда целый ряд наших ТОР будет готов или будет находиться в финальной стадии готовности, я думаю, что очень велика вероятность, что Китай может в них зайти при правильной постановке вопроса.
Что касается международных ТОР, то они, на мой взгляд, не ухудшат и не улучшат ситуацию. Просто это несколько другой подход, но сам по себе он не решит никаких вопросов. Грубо говоря, это расширение предложения. В любом случае, нам придется работать с крупными китайскими фондами, работать на уровне долгих опытных переговорщиков, чтобы создать такую международную ТОР. Мы должны понимать, что надо привлечь десятки российских переговорщиков для того, чтобы нормально довести это дело с Китаем до финальной точки. Просто какие-то наезды делегаций в Китай или приезд китайских делегаций в Россию, вопроса не решит. Речь идет о системной работе в течение как минимум года, а то и больше.
Правительство России до середины апреля 2024 года должно принять конструктивное решение о ж/д перевозке лососей и сардины иваси с Дальнего Востока в центральные регионы страны. О том, как это скажется на ценах на рыбу для конечных потребителей, и помогут ли субсидии дальневосточным рыбакам, размышляет президент Всероссийской ассоциации рыбопромышленников (ВАРПЭ) Герман Зверев.
ВАРПЭ предлагала распространить льготный тариф на перевозку рыбопродукции на горбушу, сельдь и сардину иваси в 2021 году. Правительство решило начать с минтая — главного промыслового ресурса страны с долей в ежегодном вылове свыше 35% (около 1,8-1,9 млн тонн). Это решение дало свои результаты и стало одним из стимулов для роста поставок продукции на внутренний рынок. За два года с использованием субсидии по железной дороге перевезли почти 180 тыс. тонн минтаевой продукции.
Субсидия на перевозку горбуши, самого массового вида лососевых, будет способствовать увеличению ее предложения на прилавках, что позволит удовлетворить высокий спрос со стороны россиян. Как показало исследование ВЦИОМ, которое центр провел для ВАРПЭ в мае 2023 года, горбуша занимает вторую строчку в рейтинге любимых видов рыбы в России. Она уступает лишь скумбрии и сельди, которые делят между собой лидерство. У молодежи от 18 до 24 лет горбуша также на втором месте, но пока ее немного опережает форель.
С сардиной иваси ситуация иная: сейчас эта рыба недооценена переработчиками и ретейлерами из центральной части России. Повышение ее ценовой доступности могло бы стать стимулом для изменения ситуации. Иваси является полноценным аналогом сельди, при этом ее выгодно отличает более нежное и сочное мясо. Напомню, что в СССР она продавалась под брендом «сельдь иваси», который наряду с килькой в томатном соусе стал рыбным символом эпохи развитого социализма. В начале 90-х популяция иваси почти исчезла. Промысел после 25-летнего перерыва возобновили в 2018 году. В прошлом году наши рыбаки добыли 543,9 тыс. тонн иваси — в 1,9 раза больше, чем годом ранее. Такие высокие уловы ожидаются в ближайшие годы, что в комплексе с субсидированием доставки иваси должно повысить ее привлекательность для переработчиков европейской части страны, а это значит, что на российских прилавках может расшириться ассортимент пресервов, консервов, копченой и соленой рыбы.
Одновременно с этим, чтобы субсидия действительно стала импульсом для развития внутреннего рынка, важно грамотно проработать механизм ее практической реализации. Во-первых, учесть сезонность промысла при планировании заявочной кампании на получение этой меры поддержки. Так, основной объем минтая добывается зимой, красная рыба — летом, а иваси — летом и осенью. Во-вторых, предусмотреть достаточное финансирование программы: ее расширение должно сопровождаться увеличением объема бюджетного ассигнования. Мы оцениваем потребность такого финансирования в 1,5 млрд рублей ежегодно.