В автономной газификации увидели альтернативу возобновляемым источникам энергии
Сегмент малотоннажного производства СПГ в России, который сегодня испытывает серьезную недозагрузку мощностей, может расширить рынок сбыта за счет потребностей коммунальных объектов энергетики. EastRussia разбиралась, насколько развитие автономной газификации населенных пунктов будет интересным как для властей, так и потенциальных инвесторов.
Мало-помалу
В 2022 году в России насчитывалось 16 малотоннажных комплексов по сжижению природного газа суммарной мощностью 29 т/час или около 260 тыс. т ежегодно. Кроме того, в стадии строительства – мини-заводы на 0,5 млн т, а с учетом планирующихся проектов – более чем на 2 млн т.
Как сообщил на состоявшемся 15-16 марта форуме «СПГ Конгресс Россия» первый заместитель генерального директора АО «Газпром промгаз» Николай Варламов, сегодня к созданию рассматривается более 40 подобных производств. Согласно целевой программе, к 2025 году общая производительность мини-заводов в России должна достигнуть 83,3 т/час или около 730 тыс. т ежегодно.
Как заверил Николай Варламов, санкционные ограничения не должны повлиять на ход реализации малых СПГ-проектов. В качестве примера, он привел ввод в 2018 году в районе села Дальнее на Сахалине малотоннажного завода (производительность – 1,5 т/час или 12,7 тыс. т/год с возможным расширением мощности). Проект был реализован на базе отечественных технических решений. Комплекс направлен на газификацию муниципальных котельных в Невельске, Макарове, Тымовске, а также на нужды газомоторного транспорта.
Однако, говоря о планах, стоит не забывать о том, что загрузка действующих производств на сегодня не велика. Если брать выпуск в целом – это примерно половина от действующих мощностей. В 2022 году малотоннажные комплексы произвели лишь 135 тыс. т СПГ, хотя и улучшили показатель предыдущего года на 4,5%.
Недостаточная загрузка предприятий отчасти связана со сложностями в расширении экспорта, в то же время постепенно растут потребности внутри страны. В прошлом году впервые объемы продукции малотоннажных СПГ-предприятий на внешний и внутренний рынок сравнялись, уточнил советник постпредства Якутии при президенте РФ Александр Климентьев. До этого отгрузка сжиженного газа превалировала в экспортном направлении.
В «Газпром промгазе» предлагают не сбрасывать со счетов потенциал экспорта, особенно для тех проектов, которые могут быть реализованы в приграничных регионах, например, в Амурской области, Хабаровском крае и Приморье.
Как заинтересовать инвестора
В настоящее время основная часть проектов в области малотоннажного СПГ ориентирована на потребности автомобильного и железнодорожного транспорта. Только небольшое число перспективных производств может быть увязано с автономной газификацией населенных пунктов.
Тем не менее в свете развития распределенной энергетики такое решение наиболее подходит к районам Дальнего Востока и Арктики, особенно там, где появляются объекты промышленности, новые точки экономического роста, отмечает директор по работе с ключевыми партнерами Института нефтегазовых технологических инициатив Алексей Фадеев.
В некоторых регионах видят в данном подходе и социальный эффект. В частности, в Якутии прорабатывается вариант использования СПГ в качестве альтернативы централизованному газоснабжению для отопления жилых домов и социальных объектов там, где вести трубу и строить газораспределительные сети не слишком экономично. Под такую возможность подпадают порядка 30 населенных пунктов республики.
Вместе с тем государству следует стимулировать инвестиционную активность в рамках автономной газификации населения, поскольку эта деятельность подпадает под тарифное регулирование, рассуждает Николай Варламов. К тому же встает вопрос загрузки предприятия в межотопительный сезон, который, впрочем, возможно решать за счет того же газомоторного транспорта.
Ключевой аспект – достижение экономически разумной цены для конечного потребителя, отмечает первый замглавы «Газпром промгаза», с учетом издержек поставщика топлива по всей цепочке, включая хранение, доставку, регазификацию СПГ. «Важный момент, если сравниваем автономную и сетевую газификацию – минимизация затрат должна идти с определенной мерой господдержки», – считает менеджер.
Обеспечить инвесторам условия для реализации проекта, приемлемые сроки окупаемости, действительно важно, соглашается Максим Губанов, руководитель направления по энергетике и ЖКХ Корпорации развития Дальнего Востока и Арктики. Причем СПГ-проекты вполне могут внести свою лепту в модернизацию локальной генерации с привлечением современных технологий, добавил он.
СПГ как ВИЭ
Примеров преференциальной поддержки малотоннажных производств СПГ в целях автономной газификации на Дальнем Востоке пока нет, признал представитель КРДВ. По его мнению, в реализации таких проектов целесообразно задействовать льготные механизмы, которые уже привлекались при создании генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии.
Это, например, строительство ветростанции в Анадыре. Проект реализован по концессионному соглашению, инвестор получил льготы ТОР «Чукотка» и содействие со стороны региональных властей. Возврат инвестиций осуществляется за счет достигнутой экономии прежнего вида топлива (угля).
Похожий принцип заложен в работе гибридной электростанции в якутском селе Улахан-Кюель (Табалах). Построенный в 2021 году объект сочетает генерацию с помощью солнечных модулей с промышленными аккумуляторами (мощностью 404 кВт) и современными дизельными генераторами (600 кВт). Проекту помог преференциальный режим арктической зоны РФ. Инвестор заключил с ПАО «РусГидро» (энергокомплекс эксплуатируется АО «Сахаэнерго») энергосервисный контракт: отдача вложений происходит за счет сохранения экономии расходов на топливо в тарифе в течение 10 лет, после чего энергокомплексы перейдут в собственность «Сахаэнерго».
Еще один проект в малой энергетике, хотя и не связан с ВИЭ, достоен особого внимания. В забайкальском поселке Первомайский идет строительство котельной мощностью 70 МВт. Она заменит угольную ТЭЦ, возведенную более 60 лет назад, главный корпус которой пришел в аварийное состояние. Проект реализуется с применением механизма дальневосточной концессии сроком на 20 лет. Одновременно предусмотрена помощь от Фонда содействия реформированию ЖКХ, как объекту теплоснабжения, уточнил Максим Губанов.
По его словам, в КРДВ хотят, чтобы меры поддержки по линии Фонда содействия реформированию ЖКХ, включая льготное кредитование, распространялись на объекты локальной энергетики. Определенные шаги в данном направлении уже сделаны, например, подготовлен план модернизации (фактически замены) неэффективных дизельных электростанций.
«Сам механизм поддержки таких инвесторов длительное время проходил обсуждение в экспертных кругах. В настоящее время он кристаллизуется. Даже есть поручение президента РФ на эту тему, что даст старт развитию инвестиционных проектов», - рассказал представитель КРДВ.
Говоря о газификации на основе сжиженного природного газа, Максим Губанов отметил, что она может составить конкуренцию другим технологиям локального энергоснабжения, в том числе ВИЭ. Собственно, государство должно отобрать такие проекты, которые покажут наилучшую эффективность на горизонте 15-20 лет с учетом особенностей топливно-энергетического баланса региона, другой местной специфики, и оказать им свою поддержку.
Стоит сказать, и власти на местах вряд ли захотят получить при переводе котельных и электростанций на новый вид топлива очередной дотационный объект. Традиционно на Дальнем Востоке высокие субсидии организациям жилищно-коммунального хозяйства, и одна из преследуемых целей развития распределенной энергетики – снижение таких дотаций. Отсюда прямая заинтересованность, если за счет применения прогрессивных технологий производства, оптимизации логистики и т.п. цена нового энергоносителя окажется более привлекательной по стоимости.
Павел УсовРазвитие угледобычи
Угледобыча на Дальнем Востоке продолжает расти в Якутии – в рамках проектов, ориентированных на экспорт. В ТОР «Южная Якутия» в январе был включен проект ООО «АнтрацитИнвестПроект»[1] по разработке Сыллахского угольного месторождения (Нерюнгринский район). Мощность первой очереди разреза на Сыллахском месторождении должна составить 1 млн тонн угля. К 2025 г. на участке предполагается добывать 6,5 млн тонн твердого топлива в год. На объекте также планируется построить обогатительную фабрику производительностью 5 млн тонн угля в год. Разрабатывать месторождение должны до 2046 г. Общий предполагаемый объем капитальных вложений оценивается в 15,74 млрд рублей. Балансовые запасы Сыллахского месторождения составляют 140,877 млн тонн.
В целом в Якутии по итогам 2022 г. добыча угля выросла на 26,4%, достигнув 39,2 млн тонн. Рост обеспечили Эльгинский угольный комплекс (ООО «Эльгауголь», входит в группу «ЭЛСИ» А.Авдоляна), предприятия ООО «Колмар», «Якутуголь» («Мечел»). На крупном Эльгинском месторождении было получено 20 млн тонн, что на 26,5% превысило результат 2021 г. (когда было добыто 14,7 млн тонн), а на предприятиях «Колмара» – 14 млн тонн. «Якутуголь» в 2022 г. обеспечил свыше 4 млн тонн угля, что на 12,6% больше, чем в 2021 г. Экспорт якутского угля по итогам прошлого года вырос на 23% – до 26 млн тонн.
Следует отметить, что угольный проект по освоению Эльги решил покинуть С.Адоньев[2] (сооснователь мобильного оператора Yota, деловой партнер А.Авдоляна), после того как он был включен в санкционный список Минфина США. При этом пока не сообщалось о новом перераспределении долей. Прежде С.Адоньеву принадлежало 31,57% в «А-Проперти Развитие», А.Авдоляну – 36,67%, а А.Исаеву (гендиректор «Эльгауголь») – 31,66%.
Тем временем в Забайкалье в число резидентов ТОР была включена компания «Разрезуголь» с проектом освоения Зашуланского месторождения каменного угля в Красночикойском районе. «Разрезуголь» является совместным российско-китайским предприятием ООО «Нортерн Финикс Энерджи Компани Лимитед» (дочернее предприятие китайской угольной корпорации China Energy) и ООО «Компания «Востсибуголь» (дочернее предприятие En+ Group).
Проектом предусмотрена ежегодная добыча 5 млн тонн угля открытым способом. Выход предприятия на проектную мощность намечен на 2024-27 гг. Общий объем инвестиций оценивается в 30 млрд рублей. В настоящее время ведется подготовка проектной документации для начала строительства угольного предприятия, автомобильной дороги и приемоотправочного парка с углепогрузочным терминалом железнодорожной станции «Зашулан-Угольная» с примыканием к путям общего пользования станции Гыршелун ОАО «РЖД» для дальнейшей погрузки и отправки угольной продукции на экспорт. Запасы Зашуланского месторождения оцениваются в 663 млн тонн угля.
Еще одним экспортно-ориентированным проектом, где увеличилась добыча, является чукотский проект «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal). В январе текущего года на месторождении Фандюшкинское поле было добыто 107,23 тыс. тонн угля, что на 5% больше, чем в январе 2022 г. В 2022 г. недропользователь обеспечил свыше 1,5 млн тонн угля, увеличив результат по сравнению с 2021 г. на 44%.
Ситуация в сфере добычи углеводородов
В основном дальневосточном нефтегазовом регионе – Сахалинской области, по итогам прошлого года добыча нефти существенно сократилась, на 44% по отношению к 2021 г., до порядка 9 млн тонн., на что в значительной степени повлияла остановка весной добычи на проекте «Сахалин-1». Добыча газа в регионе также сократилась – на 18%, до 26,2 млрд куб. м. Рост добычи углеводородов в минувшем году был зафиксирован в Якутии – так, за девять месяцев 2022 г. добыча нефти в республике достигла 13,8 млн тонн, увеличившись на 9% по сравнению с аналогичным периодом 2021 г. Добыча природного газа в регионе в 2022 г. выросла на 25%, составив 17,3 млрд куб. м.
Перспективы газового экспорта в ДФО в основном связаны с трубопроводным газом. В январе была завершена работа над межправительственным соглашением РФ и КНР о поставках газа по «дальневосточному маршруту» (МГП «Сила Сибири-3»). Оно регулирует строительство и эксплуатацию газопровода через реку Уссури в Приморском крае, вблизи городов Дальнереченск и Хулинь (КНР). В Хулине расположена конечная точка маршрута. Соглашение было подписано в феврале.
Компанией-поставщиком газа станет «Газпром». Со стороны КНР газопровод должна использовать и обслуживать «Китайская национальная трубопроводная корпорация» (КНТК), она также будет заниматься строительством газопровода. Контракт по поставкам газа по данному маршруту был подписан в феврале 2022 г. Им предусмотрены поставки в 10 млрд куб. м в год. Ресурсной базой МГП «Сила Сибири-3» являются месторождения на сахалинском шельфе (Киринское и Южно-Киринское) в рамках проекта «Сахалин-3».
Маршрут предполагает строительство газопровода-отвода от магистрального газопровода «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» до государственной границы с КНР. Изначально проект являлся более предпочтительным для китайской стороны, чем «Сила Сибири-2», в силу более короткого плеча доставки, меньшей стоимости строительства и более низкой стоимости топлива. При этом масштабы поставок сахалинского газа существенно меньше, чем поставки по первой «Силе Сибири» и по предполагаемой второй. В 2022 г. в КНР по «Силе Сибири» было поставлено 15,5 млрд куб. м газа, что на 49% больше, чем в 2021 г.
Следует отметить, что на Южно-Киринском месторождении «Сахалина-3» «Газпром» рассчитывает начать добычу в 2025 г. Проектная мощность запущенного в 2013 г. Киринского месторождения составляет только 5,5 млрд куб. м в год (в 2021 г. уровень добычи составил лишь 1,2 млрд куб. м), тогда как на Южно-Киринском ожидается добыча 21 млрд куб. м в год. Ввод Южно-Киринского месторождения затруднен санкциями США (месторождение находится под ними с 2015 г.), поскольку для него требуются подводные добычные комплексы (ПДК)[3]. На Киринское месторождение ранее были поставлены импортные ПДК.
В Якутии были открыты новые месторождения газа. ПАО «ЯТЭК» при бурении и испытании объектов поисковой скважины на Тымтайдахском лицензионном участке в Вилюйском районе Якутии в январе открыло новое месторождение, получившее название им. Эвальдта Туги. Согласно классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов, данное месторождение относится к крупным.
Извлекаемые запасы газа на месторождении оцениваются в 34,475 млрд куб. м. Результаты государственной экспертизы по запасам продуктивных пластов месторождения утверждены Роснедрами. В компании пока не сообщают о дальнейших планах по новому месторождению. Следует отметить, что на сегодняшний день актуальные совокупные геологические запасы газа ЯТЭК составляют 662 млрд куб. м. Также новое газоконденсатное месторождение открыла компания «Туймааданефтегаз» при бурении на Мухтинском лицензионном участке в Олекминском районе. Оно получило название Мухтинское. Его извлекаемые запасы оцениваются в 34,8 млрд куб. м.
«НОВАТЭК» между тем создает в ДФО инфраструктуру для экспорта сжиженного природного газа (СПГ). Компания «Арктическая перевалка» (ПАО «НОВАТЭК»), реализующая проект по строительству морского перегрузочного комплекса СПГ в Камчатском крае, получила статус резидента ТОР «Камчатка». В текущем году планируется запустить морской терминал в бухте Бечевинская (Елизовский район) мощностью 21,7 млн тонн СПГ в год. На 2026 г. намечен выход терминала на проектную мощность. Объем инвестиций в проект оценивается в сумму порядка 100 млрд рублей. Доставлять СПГ с арктических предприятий «НОВАТЭКа» на Ямале (проект «Арктик СПГ-2») до камчатского терминала будут танкеры-газовозы высокого ледового класса, а в дальнейшем СПГ предполагается поставлять потребителям в АТР.
Терминал будет располагать плавучим хранилищем газа (ПХГ) объемом 360 тыс. куб. м и двумя рейдовыми якорными стоянками. Комплекс должен ежегодно обслуживать 657 судов-газовозов максимальной вместимостью 172,6 тыс. куб. м каждый. К настоящему времени завершается строительство ПХГ, подходного канала протяженностью более 6 км и причала для портового флота. Напомним, что аналогичный проект «Арктическая перевалка» реализует в Мурманской области (ТОР «Столица Арктики»). Его мощность должна составить 20 млн тонн СПГ в год. Стоимость строительства оценивается в более чем 70 млрд рублей, а срок реализации также определен на 2023-26 гг.
Что касается новых нефтяных проектов и изучения перспективных участков, то «Роснефть» планирует в 2023-27 гг. провести комплексное изучение Северо-Сахалинского участка недр федерального значения. Лицензия на право ведения работ на участке в акватории Сахалинского залива Охотского моря, к западу от полуострова Шмидта (северная оконечность острова Сахалин) была получена в апреле 2021 г. Компания рассчитывает провести сейсморазведку 3D в объеме до 1,2 тыс. кв. км со специализированных геофизических судов.
Северо-Сахалинский участок недр представляет собой южную часть Западно-Шмидтовского блока проекта «Сахалин-4». Ранее проект не развивался (прежде «Роснефть» намеревалась развивать его в партнерстве с британской BP, но стороны отказались от планов еще в 2009 г.). Северо-Сахалинский участок недр станет первым в рамках «Сахалина-4», где будет проведено комплексное изучение. Прогнозные ресурсы углеводородов в пределах участка по состоянию на 1 января 2009 г. составляют 38 млн тонн нефти (по категории Д1)[4], 395,8 млрд куб. м газа по категории Д1[5].
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
[1] Принадлежит ХК «Эволюция» и АО «ОГК Менеджмент». ХК «Эволюция» была создана концерном «Россиум» и инвестиционной компанией «Регион», в настоящее время 100% компании принадлежит ее генеральному директору А.Инкину (бывший сотрудник «Региона»).
[2] В октябре 2022 г. С.Адоньев стал владельцем 31,67% компании «А-Проперти Развитие», контролирующей «Сибантрацит» (входит в объединенную «УК Эльга-Сибантрацит» (ЭЛСИ)).
[3] Производства американских компаний FMC Technologies, Cameron, GE Subsea, норвежской Aker.
[4] 3,2 млн тонн по категории Д2.
[5] 33,5 млрд куб. м по категории Д2.
Несмотря на наличие значительных запасов природного газа, удельный вес транспорта, использующего газомоторное топливо, в России невысок. Основная причина - низкий спрос на соответствующие автомобили и слаборазвитая инфраструктура, в первую очередь газозаправочная сеть. Осложняет ситуацию проблема с импортозамещением оборудования, достать которое становится все сложнее. Тем временем государство решает, какие должны быть адекватные меры поддержки для стимулирования производства газовой техники и роста количества транспорта, работающего на альтернативном виде топлива.
Чисто дешево
В 2022 году объем реализации в РФ компримированного природного газа для автотранспорта составил почти 1,5 млрд куб. м. Это вдвое больше по сравнению с результатом пятилетней давности. Спрос на газомоторное топливо растет во многих регионах. Например, в Сахалинской области его продажи увеличились с 8,4 млн куб. м в 2021 году до 15,3 млн куб. м в 2022-м.
За последнее десятилетие заметно расширился модельный ряд техники, работающей на ГМТ: это легковые машины, грузовики, автобусы. В качестве стимула для перехода на газ в России с 2014 по 2021 год было направлено порядка 35 млрд руб. на поддержку автопроизводителей, в том числе общественного транспорта, который стал драйвером роста газомоторного рынка. Субсидии продолжатся. Так, только по федеральной программе «Чистый воздух», в 2023 году на покупку автобусов на ГМТ запланировано 1,4 млрд руб.
Определенный эффект дает компенсация автовладельцам затрат при переоборудовании машин на сжигание компримированного или сжиженного природного газа (КПГ/СПГ). Безусловно, на привлекательность ГМТ влияет дешевизна топлива. Так, в Якутии стоимость метана сегодня почти в три раза ниже бензина.
На начало 2023 года в России действовало 728 газозаправочных объектов (против 400 в 2018-м). Согласно целевым показателям, заложенным в федеральный проект «Чистая энергетика», в 2025 году сеть автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС) в стране должна насчитывать 1273 ед., в 2030-м – 1435.
В частности, ожидается, что в Якутии (этот регион, как и Сахалин, в настоящий момент являются наиболее продвинутыми на Дальнем Востоке по применению газомоторного топлива) к 2025 году будут построены 18 АГНКС, а до конца 2030-го - порядка 40. Станции планируется в первую очередь устанавливать в Якутске, вдоль федеральных трасс, а также в южной и западной части республики.
Объем потребления природного газа автотранспортом, согласно проекту «Чистая энергетика», через два-три года может составить не менее 2,7 млрд куб. м, а в 2030-м – 10 млрд куб. м. Насколько достижимы могут быть эти параметры, задаются вопросом эксперты.
По словам президента Торгово-промышленной палаты (ТПП) РФ Сергея Катырина, в настоящее время газозаправочные станции загружены на 34% (это среднероссийский показатель). Профицит их мощностей - более 2 млрд куб. м. Существующая сеть АГНКС способна заправлять не менее 500 тыс. машин, но сейчас в стране насчитывается примерно 285 тыс. автотранспортных средств, работающих на газе. «Те, кто создают такие заправки ставят вопрос, для кого мы будем создавать эти сети, кто будет на них заправляться, если нет достойного количества техники», - свидетельствует Сергей Катырин.
Проект «Чистая энергетика» предусматривают наличие в 2025 году в России более 500 тыс. автомобилей на ГМТ, в 2030-м – 1,5 млн. В лучшие годы прирост транспорта, работающего на газе, доходил до 30-35 тыс. ед. ежегодно. Если двигаться такими темпами, то целевой уровень в отведенные сроки явно недостижим.
Хотя опыт других государств показывает, что прорывы вполне возможны, отметил председатель подкомитета по газомоторному топливу Комитета по энергетической стратегии и развитию ТЭК ТПП Василий Толстопятов. В частности, Узбекистан в 2021 году прирос на 580 тыс. машин, потребляющих метан. Число автомобилей на ГМТ в этой стране возросло до 2,3 млн ед.
От импорта не уедешь
Пока что темпы прироста парка с газомоторным оборудованием в РФ замедлились. В 2022 году для российских заказчиков произведено 6,5 тыс. автомобилей, тогда как в 2021-м – 10,7 тыс. Одновременно количество переоборудованной техники снизилось с 25,8 тыс. до 19,5 тыс. ед.
Естественно, повлияла ситуация с импортозависимостью. Так, в прошлом году китайская Weichai Power приостановила поставки газовых двигателей для седельного тягача KамАЗ-5490 NEO 2. Сейчас из газомоторных моделей завод может предложить только технику предыдущего поколения с устаревшим газовым двигателем V8.
Как уточнил независимый консультант Сергей Бургазлиев, по ключевым компонентам газомоторного оборудования производства в РФ нет. Впрочем, тот же КамАЗ предполагает вывести на рынок новые серии магистральных тягачей на КПГ и СПГ с силовыми установками отечественной разработки. Лучше ситуация обстоит с газобаллонным оборудованием, которое выпускается в России и Узбекистане.
С другой стороны, сдерживает перевод существующего парка на ГМТ сложный порядок с переоформлением автомобиля. «Следует подать заявку, получить предварительное разрешение, поставить оборудование, чтобы оно было сертифицированным, соответственно нужно еще поехать в лабораторию, чтобы они сделали заключение, потом с пакетом документов идти в ГИБДД и т.д. Разговоры идут много лет, чтобы упростить процедуры, сделать все прозрачно для государственных органов, но, к сожалению, воз и ныне там», - посетовал эксперт.
Неопределенность влияет не только на планы индивидуальных автовладельцев, но и компаний-перевозчиков, собиравшихся инвестировать в газомоторный парк. «Мы имели возможность на СПГ тестировать транспортные средства. Тестировали на направлении Москва – Санкт-Петербург, прекрасные были результаты. Изготовили бизнес-кейс для инвестиционного проекта, для того чтобы приобрести порядка десяти транспортных средств. Но, к сожалению, жизнь показала другое», – отметил директор по закупкам GXO Андрей Попов.
Причем, добавил он, дело не только в нехватке оборудования, выпускаемого зарубежными компаниями, которые прекратили сотрудничество с РФ. Должна также действовать система гарантийного сервисного обслуживания транспорта. Как рассказал менеджер, у компании ряд машин марки Scania работают на компримированном природном газе. После ухода этого вендора с российского рынка был прекращен сервисный контракт. Это обернулось сложностями для эксплуатанта, хотя компания в итоге нашла других поставщиков по запчастям и партнеров, способных обслуживать данную технику.
Китай, который сегодня является главной альтернативой для российских потребителей, хотя и выпускает газомоторные машины (среди брендов – Schacman, Hongyan, Dayun Truck, FAW), все же лучше рассматривать как поставщика по компонентной базе, считает председатель Российско-азиатского делового совета (РАДС) Максим Кузнецов. «Одним из лидеров на мировом рынке ГМТ-техники является Mitsubishi, но те же запасные части для Mitsubishi делаются на китайских фабриках», - пояснил он.
Действительно, продолжает глава РАДС, в КНР есть компании так называемого первого эшелона, которые не будут сотрудничать в вопросах прямых поставок с россиянами, как та же Weichai Power, у которой кооперационные связи с ЕС и США. Тем не менее при работе с ними возможно использовать компанию-прослойку будь то с материкового Китая или Гонконга, хотя это приведет к удорожанию контракта.
Так как в Поднебесной существует несколько рынков запчастей и компонентов с принципиально разными уровнями цен, проще найти менее раскрученного поставщика. «Китайская экономика не такая концентрированная. Если в России на малый и средний бизнес приходится 20% ВВП, то в Китае – 60%. Там есть ряд небольших предприятий, которые являются экспортерами, но, чтобы их найти, нужно знать рынок и язык», - отметил Максим Кузнецов.
В любом случае он рекомендует внимательно выбирать контрагента и контролировать качество поставляемой продукции. В конце концов на Китае свет клином не сошелся, рассуждает председатель РАДС, потенциальные партнеры есть в других странах АТР, например, во Вьетнаме и Индонезии.
Другая проблема связана с импортозамещением газозаправочного оборудования для АГНКС и КриоАЗС. Как рассказал коммерческий директор НПК «Ленпромавтоматика» Николай Ровенских, компания с 2021 года работает по локализации компрессорной установки. «Мы перешли к самостоятельному комплектованию зарубежного компрессора российским электродвигателем, к установке, центровке оборудования на монтажной раме своими силами, комплектованием системами смазки, изготовлением трубопроводной обвязки и т.д. Естественно, провели испытание компрессорной установки на нашем стенде. Целевым форматом по локализации, импортозамещению видим, что зарубежным должен остаться сам компрессор, то есть цилиндро-поршневая группа и база», - уточнил он.
В создании АГНКС производители старались использовать агрегат итальянского производства, рассказал Николай Ровенских: «Российская школа компрессоростроения в отношении газовых, именно метановых компрессоров производительностью от 500 до 1,5 тыс. куб. м/ час в период с конца 1980-х до 2010-х стояла практически в загоне. Все логично, нет спроса – нет предложения. АГНКС массово не строились, то, что реализовывались проекты в 1-2 ед. в год – не в счет».
Отсюда до сих пор ни один отечественный производитель не может предложить рынку компрессор, который по всем ключевым параметрам (цена, эффективность, надежность, удобство в обслуживании) превосходил бы зарубежные аналоги, подчеркнул представитель «Ленпромавтоматики».
Впрочем, уточнил менеджер, российские производители начали вкладываться в разработку современных изделий, а не просто тиражировать опыт 1960-1970-х, когда отечественное компрессоростроение мало чем отличалось от западного.
Из-за проблем с комплектующими в прошлом году сократилось количество выпуска газозаправочных колонок, хотя вопрос все же удалось разрешить за счет альтернативных решений и поставщиков. «Не все понимают, что заместить все-все-все просто невозможно, потому что ряд продукции не производится в РФ, - объясняет Николай Ровенских. - Например, промышленные контроллеры европейского производства практически не купить, и в России импортонезависимой электроники нет. Соответственно, поставщики промышленных контроллеров подняли цены в два-пять раз и увеличили сроки поставки до года и более, тем самым блокируя область их применения».
До полезной загрузки
Замдиректора департамента Минпромторга по машиностроению для топливно-энергетического комплекса Алексей Дубинин оптимистичен. По его словам, в стране есть 11 предприятий, которые могут ежегодно производить до 400 газозаправок. В свое время министерство выступило инициатором внесения комплектующих для АГНКС в правительственное постановление «О подтверждении производства промышленной продукции на территории РФ», что должно помочь предприятиям в деле импортозамещения. В документе описаны основные критерии, по которым будет определяться выпуск оборудования внутри страны. Сейчас идет корректировка данных критериев, в том числе с точки зрения модернизации производственных мощностей и углубления степени локализации конечного продукта.
С учетом достаточно серьезных капловжений в постройку станций (стоимость одного объекта колеблется от 90 млн до 200 млн руб.) в стране действует программа субсидирования строительства АГНКС. В рамках проекта «Чистая энергия» на создание заправочной инфраструктуры КПГ в 2023 году запланировано 1,2 млрд руб., в 2024-м – 2,1 млрд, в 2025-м – 2,4 млрд руб. Средства предусмотрены и по линии СПГ: соответственно, 707 млн, 800 млн и 271 млн руб.
Гендиректор ООО «Газпром газомоторное топливо» Денис Корниенко считает, что меры поддержки целесообразно усилить при стимулировании перевода действующего и приобретения нового газового транспорта. Поскольку среднестатистически АГНКС загружена лишь на треть, нужно для начала синхронизировать газозаправочные мощности с уровнем потребления автовладельцев, а потом работать на перспективу.
«В прошлом году Ростовская область перевалила за 100 млн куб. м газа – лидер в РФ. Но если посмотреть удельную реализацию на одну заправку (в области их порядка 60), то регион далеко не в лидерах, более того, показатели относительно 2021 года снизились. Если посмотреть вниз [рейтинга] – есть Сахалинская область, где АГНКС мало (три – прим. ред.), но в регионе настолько активно развивается газомоторка, что удельные показатели по реализации в три раза больше, чем в Ростовской. Это говорит, о том, что эффективно развивается сеть, заправки строятся, и они грузятся. И в регионе действительно приняты сильные меры по комплексному стимулированию развития рынка, не просто выделяется [на льготных условиях] земля, а еще ведется и четкая работа по загрузке объекта», - высказался Денис Корниенко.
На V Восточном нефтегазовом форуме, прошедшем 7-8 июля во Владивостоке (ДВФУ, остров Русский), тон задавали аффилированные с «Газпромом» компании, сообщает корр. EastRussia. Начиная с пленарного заседания «Точки рост и развития нефтегазовой отрасли Восточной Сибири и Дальнего Востока» и заканчивая финальной дискуссией «Транспортировка, логистика и инфраструктура», говорили в основном о газе, в разных его ипостасях – как правило, сжиженном (СПГ).
Амбиции регионов
Открывая мероприятие, губернатор Приморья Олег Кожемяко – самый представительный чиновник из присутствовавших на форуме – сходу обозначил: реалии таковы, что «без Приморья развитие нефтегазовой отрасли (страны – Прим. ред.) невозможно». Помимо экспортных потоков в АТР, которые, так или иначе, замыкаются на порты и территорию Приморского края, в регионе строятся собственные производственные мощности по переработке сырья в продукты высокой добавленной стоимости (Восточная нефтехимическая компания (ВНХК), «Находкинский завод минеральных удобрений» и ряд менее крупных). Последует также модернизация теплоснабжающих предприятий, газификация индустрии и жилых комплексов, к 2030 г. потребление природного газа должно вырасти с нынешних 1,3 до 13 млрд кубометров в год.
Другие регионы ДФО, впрочем, также имеют амбициозные планы по газификации, которая в среднем на Дальнем Востоке составляет всего 18 % по сравнению с 71% по России. В Амурской области газификация населения будет идти параллельно постройке газоперерабатывающего завода (АГПЗ), активно развиваются старые и новые сахалинские проекты, «подтягиваются» Камчатка, Якутия, Магаданская область.
Фото: ПАО «Газпром»
В отдаленных районах делают ставку на СПГ. Это наиболее экономичный источник энергии из имеющихся, допустим, для районов, где идет золотодобыча.
Советник постоянного представительства Республики Саха (Якутия) при президенте РФ Александр Климентьев рассказал об общих перспективах СПГ на Дальнем Востоке. В основном, они реализуются путем малотоннажных объектов – сегодня в ДФО три таких действует, два строится, целых 22 заявлено. В планах построить два среднетоннажных объекта (Владивосток СПГ, ООО «СПГ»). Действующее крупнотоннажное предприятие одно – «Сахалин-2», строится «Дальневосточный СПГ» (Exxon Neftegas Ltd), на будущее заявлены Якутское СПГ (ООО «Глобалтэк»), Анабарнефтегаз, расширение Сахалин-2 ТЗ, расширение Дальневосточного СПГ. Как отметил Александр Климентьев, сжиженный газ может применяться в автономной газификации в Якутии и на Сахалине; в качестве газомоторного топлива на карьерных самосвалах ПАО АК «АЛРОСА», на транспортном коридоре Свободный-Владивосток; для бункеровки танкеров на Сахалине, речного транспорта на Лене, Амуре и Байкале, на перевалочном терминале на Камчатке; для экспорта в Монголию, Китай, страны АТР; на железнодорожном транспорте в Якутии и общественном автотранспорте на Сахалине.
Свои рацпредложения внесли ученые ДВФУ. Научный руководитель Политехнического Института вуза Александр Беккер рассказал о новых подходах к защите конструкций нефтегазовых платформ от абразивного воздействия льда. Директор НИИ Экотоксикологии Уральского государственного лесотехнического университета Михаил Винокуров поделился с участниками форума экологическими обоснованиями эксплуатации и строительства нефтегазового комплекса в условиях ужесточения экотребований и изменения в законодательстве для объектов нефтегазового комплекса в ДФО.
Ведра и дирижабли
Доктор экономических наук Андрей Конопляник вместе с генеральным директором «Бэдфорд Групп» Владимиром Ворошиловым предлагают газифицировать оставшиеся «неохваченные 17% российских домохозяйств», а это примерно 20 млн потребителей, через переход на автономное электроснабжение, малотоннажное производство сжиженного природного газа, который бы отправлялся заказчику на дирижаблях. Звучит как фантастика, между тем, действительно, в России есть дирижабли «Атлант», которые способны доставлять груз, невзирая на погоду, вечную мерзлоту и бездорожье – на расстояние до 1000 км.
Директор компании «Дальгазресурс» Олег Баранов рассказал о планах разработки месторождения природного газа и строительства небольшого завода по производству СПГ – 6 тонн в час. Газ будет поставляться в регионы Дальнего Востока, возможно, в Китай. Попутно менеджер собирается газифицировать Верхнебуреинский район Хабаровского края. От центрального поселка – Чегдомына, до прочих населенных пунктов – от 10 до 320 км, а проживает в районе всего 23,5 тыс. человек. Тем не менее, с учетом того, что разводка газа в населенных пунктах осуществляется за государственный счет, проект окупаемый. Объем капитальных вложений первого этапа составляет 2,79 млрд рублей. По мере готовности предприятий Хабаровского края к использованию СПГ поставка газомоторного топлива будет осуществляться в рамках госпрограммы «Стимулирование использования газомоторного топлива и развития газозаправочной инфраструктуры в субъектах Российской Федерации на 2015-2023 годы».
«На конкретно взятой территории мы намерены реализовать планы по газификации России, - отметил Олег Баранов. – Район с очень низкой плотностью населения, всего 0,39 человек на квадратный километр. Государственные планы по газификации Хабаровского края, которая сейчас на уровне 19,5%, нас поддерживают».
В ходе дискуссии обсуждалась такая, к примеру, проблема: в населенном пункте энергоснабжение осуществляется посредством дизельной электростанции. Притом, что есть доступ к газу, поставщик коммунальных услуг отказывается переходить на новый вид топлива, который явно более выгоден экономически. «СПГ, в отличие от соляра, в ведрах не носят», - поделились коллеги философским выводом.
Гелий и «Голиаф»
Экспортировать, впрочем, собираются не только СПГ, но и другие продукты переработки природного газа, допустим, жидкий гелий. Генеральный директор компании «Газпром гелий сервис» Любовь Бриш рассказала про уникальное производство, которое запущено в Хабаровском крае и сейчас расширяется на территорию ТОР «Надеждинская» в Приморье. С запуском АГПЗ гелия будет так много, что Россия выйдет на первое место по его экспорту в мире. Газоперерабатывающий завод будет производить 42 млрд кубометров СПГ в год, соответственно, 60 млн тонн гелия. Кстати, «Газпром гелий сервис» - единственное предприятие в России, которое полностью заправляет свой автопарк из 180 тягачей «КАМАЗ» газомоторным топливом собственного производства.
О продвижении лидерских позиций «Газпрома» на рынке газомоторного топлива рассказал директор Сибирского филиала «Газпром газомоторное топливо» Вячеслав Чебоксаров. Сегодня 355 из 546 объектов газомоторной инфраструктуры в России принадлежит «Газпрому». В 2021 году холдинг открывает еще 50 автомобильных газонаполнительных компрессорных станции. 9 АГМКС появится на Дальнем Востоке, в том числе, 3 – во Владивостоке, по одной – в Артеме и Уссурийске.
Заместитель генерального директора АО «ДЦСС» Роман Горбунов рассказал о развитии входящей в состав холдинга крупнейшей верфи ССК «Звезда». Строительство предприятия ведет консорциум «Роснефти», «Роснефтегаза» и Газпромбанка. В 2024 году будет построена вторая очередь верфи, вместо нынешних 4 там будет работать 7 тысяч человек.
«Сооружение уникальное с технической точки зрения, открытый стапель, мощнейшее в России крановое оборудование (кран «Голиаф» грузоподъемностью 1200 тонн), система спуска судов на воду - указал Роман Горбунов. – Сейчас производство работает, начиная от резки металла до сдачи судна».
На площадке сухого дока судоверфи «Звезда» смонтирован второй кран-гигант «Голиаф» грузоподъемностью 1200 тонн, высотой 120 метров и шириной 189 метров.
Фото: пресс-служба правительства Приморского края
Судостроительное предприятие ориентировано на постройку судов особого класса, судов на газомоторном топливе. В настоящее верфь имеет заключенные контракты на строительство 4 многофункциональных судов снабжения усиленного ледового класса, 10 танкеров-челноков ледового класса дедвейтом 120 тыс. тонн на газомоторном топливе, 12 крупнотоннажных танкеров «Афрамакс», танкера-челнока ледового класса дедвейтом 69 тыс. тонн. За исключением 2 танкеров, которые заказал «Совкомфлот», загрузку верфи обеспечила «Роснефть». Перспективная производственная программа включает 136 судов до 2031 года, в настоящее время получены заказы на 57 судов.
Обсудив различные аспекты нефтегазового сотрудничества, в том числе, в ракурсе актуальной для ДФО проблемы человеческого капитала (здесь выступали в основном ученые ДВФУ), участники выразили удовлетворение проделанной работой и приготовились к новым встречам – в Москве и Петербурге.
Потенциал производства «зеленого» водорода в районах Крайнего Северо-Востока России составляет 2,1 млрд тонн, наиболее перспективным является площадь бассейна Верхней Колымы. Такое мнение выразил EastRussia доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник лаборатории региональной геологии и геофизики Северо-Восточного комплексного научно-исследовательского института Дальневосточного отделения РАН Евгений Глотов.
Крайний Северо-Восток России (КрСВ РФ) охватывает территории в основном Магаданской области, Чукотского автономного округа, северо-восточные улусы Республики Саха (Якутия) и северной части Корякского округа Камчатского края. Их суммарная площадь составляет примерно 1,5 млн кв. км. Географически регион является полуостровом, отделенным от Восточной Сибири Колымо-Индигирским водоразделом и омываемым морями двух океанов – Северного Ледовитого (моря Восточно-Сибирское и Чукотское) и Тихого (Охотское и Берингово).
«Внутриконтинентальные арктические и субарктические районы Крайнего Северо-Востока, а возможно, и всей Восточной Сибири весьма перспективны для производства «зеленого» водорода с использованием энергии солнечного излучения и ветра и ресурсов маломинерализованных поверхностных и подземных вод», — рассказал Глотов.
Оптимальные условия
По мнению ученого, площадь бассейна Верхней Колымы (центральные или колымские районы Магаданской области) наиболее перспективна для производства «зеленого» водорода.
«Здесь есть климатические, орогидрографические и климатические предпосылки для создания крупных центров по выработке электроэнергии за счет солнечного излучения. Есть водные ресурсы для гидролиза воды без затрат энергии на ее очистку и деионизацию, относительно близко находится морское побережье для транспортировки водорода в другие регионы морскими судами. Есть перспективы развития металлургической промышленности, основанной на потреблении водорода с использованием месторождений железной руды в бассейне реки Омолон и другие», - считает Глотов.
По расчетам исследователя, с учетом существующих инженерно-геологических и экологических ситуаций, расходуя не более 10 % объема стока ультрапресных вод в моря, омывающих регион, возможно получение 2,1 млрд тонн водорода, в том числе 1,28 млрд тонн за счет использования энергии Солнца. «Уже сейчас целесообразно строительство солнечной электростанции в верхнем течении реки Сугой с производством около 1 млн тонн водорода в год», — добавил он.
Ученый напомнил, что остались нереализованными намерения представителей Японии получать в Магаданской области около 100 тыс. тонн водорода в год, используя воду городского водохранилища и электроэнергию Колымской ГЭС.
Экологические риски
Самый большой экологический риск связан с тем, что водород в кислородной атмосфере легко сгораемое и легко взрываемое вещество. «Поэтому есть предложение располагать центры производства водорода в малонаселенных горных долинах на Крайнем Северо-Востоке РФ. Это условие легко выполнимо», — считает эксперт.
Остаются открытыми два вопроса — где хранить вырабатываемый водород и как его транспортировать? Пока водород хранят в емкостях из специальной стали. Из нее же сделаны и контейнеры для перевозки водорода в жидком виде при температуре около минус 270 градусов по Цельсию.
«При бурении нефтегазопоисковых скважин в Анадырском и Западно-Камчатском бассейнах вскрывали скопления смеси метана и водорода. Во всех случаях такие скопления были перекрыты базальтовым слоем. В Республике Мали (Африка) открыто пока единственное месторождение водорода под кровлей дацитов, близких по составу к базальтам. Отсюда мы делаем вывод, что хранить вырабатываемый водород можно в искусственных полостях, сделанных в базальтовых покровах. Следовательно, наиболее благоприятны для производства водорода распространенные плоские или выположенные водоразделы, в сложении которых участвуют базальты или дациты», - добавил ученый, подчеркнув, что это лишь предположение, которое нужно доказывать экспериментально.
Он уточнил, что широко распространены выражения «водородная Африка» или «водородные аравийские пустыни».
«Отмечают при этом обилие солнечного излучения, но забывая, что сырья для водорода — воды — в Северной Африке и в Аравии очень мало. Попытки использовать в электролизе минерализованные или морские воды были, но при электролизе вместе с водородом выделяется хлор — ядовитый газ», — отметил ученый.
Глотов напомнил, что в 1 литре морской воды содержится около 20 грамм хлора, а в речной воде Северо-Востока России хлор-иона в 10 тысяч раз меньше до полного отсутствия. «При электролизе воды для прохождения электрического тока в дистиллят или в ультрапресную воду добавляют каустическую соду. Это технологический прием. По составу вода наших рек часто являются очень сильно разбавленным раствором соды до 15-20 миллиграмм в 1 литре. Полагаю, что мы имеем полное основание говорить о «водородном Северо-Востоке России», учитывая, что недра его перспективны для обнаружения скоплений природного водорода», — пояснил Глотов.
Эксперт допускает, что вместо планов развития гидроэнергетики на Крайнем Севере РФ следует разрабатывать планы строительства солнечных электростанций, с аккумуляцией части энергии в виде водорода для использования её в холодный период года.
«Многие задачи становления водородной энергетики еще не решены и требуют дальнейших исследований, в том числе решение проблемы снабжения водой производства по выработке водорода в конце критического водного периода (с апреля до первой половины мая), способов определения водород-изолирующих свойств магматических пород в полевых и стационарных условиях, совершенствование методов оценки инженерно-геологических, гидрогеологических и гидрологических условий строительства ветро- и солнечных электростанций, предприятий электролиза воды, накопителей вырабатываемого водорода», — заключил ученый.
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.
Ведущий дальневосточный угледобывающий регион, Якутия, по итогам минувшего года сократила объем добычи на 3% по сравнению с 2022 г., до 38 млн тонн. Тем не менее по объемам добычи каменного угля Якутия остается лидером на Дальнем Востоке. Основной объем добычи угля в республике обеспечивают Эльгинский угольный комплекс (ООО «Эльгауголь»), предприятия ООО «Колмар» и ХК «Якутуголь». Рост производственных показателей фиксируется только на Эльге. На экспорт в минувшем году из Якутии было отгружено 26 млн тонн угля, что сопоставимо с показателем 2022 г.
В начале текущего года резидентом ТОР «Южная Якутия» стала компания ООО «СТС-Уголь»[1] с инвестиционным проектом по добыче угля открытым способом на разрезе «Налымакитский» Чульмаканского каменноугольного месторождения в Нерюнгринском районе. Компания приобрела лицензию на объект в 2018 г. В год недропользователь рассчитывает добывать небольшой объем – 250 тыс. тонн угля.
В других регионах отмечен рост угледобычи. Так, в Бурятии объем добычи угля по итогам 2023 г. составил 9,5 млн тонн, что на 10,56% превысило показатель 2022 г. Основной объем твердого топлива в республике обеспечил «Разрез Тугнуйский» (АО «СУЭК») на Никольском каменноугольном месторождении (Мухоршибирский район). По итогам года недропользователь произвел 6,5 млн тонн каменного угля, что на 14% превысило уровень 2022 г. Объем добычи бурого угля в Бурятии составил 3 млн тонн. Добычу вели ООО «Угольный разрез» (ПАО «Интер РАО ЕЭС») на Окино-Ключевском месторождении (Бичурский район), ООО «Бурятская горнорудная компания» на Гусиноозерском месторождении (Селенгинский район) и ООО «Восточно-Сибирская горная компания» на Загустайском (Селенгинский район) и Дабан-Горхонском (Еравнинский район) месторождениях.
Добыча угля в 2023 г. заметно выросла в Амурской области – на 18,5% по сравнению с 2022 г., до 4,5 млн тонн. В том числе «Огоджинская угольная компания» («Эльгауголь») в три раза по сравнению с прошлым годом увеличила добычу на Огоджинском месторождении каменного угля (Селемджинский район) – до 1,4 млн тонн. Тем временем «Амурский уголь» (холдинг «Русский уголь») на разрезах Ерковецкий (Октябрьский район) и Северо-Восточный (Райчихинск) произвел 2,9 млн тонн бурого угля.
Наиболее значительный угледобытчик Сахалинской области, «Солнцевский угольный разрез» («Восточная горнорудная компания»), в 2023 г. произвел на Солнцевском месторождении (Углегорский район) 13,2 млн тонн каменного угля, что на 17% больше, чем годом ранее. Отгрузки угля на экспорт через принадлежащий ВГК порт Шахтерск составили 13,1 млн тонн, что является историческим максимумом порта по перевалке угля.
В Чукотском АО добывающее каменный уголь ООО «Берингпромуголь» (австралийская компания Tigers Realm Coal) по итогам января-ноября 2023 г. получило на месторождении Фандюшкинское поле 1,45 млн тонн угля, что на 3% больше, чем за аналогичный период 2022 г. В декабре минувшего года Главгосэкспертиза РФ по результатам рассмотрения инженерных изысканий выдала компании «Берингпромуголь» положительное заключение на ввод в промышленную эксплуатацию обогатительной фабрики «Беринговская» мощностью 900 тыс. тонн коксующегося угля в год.
Ведущее в регионе добычу бурого угля ОАО «Шахта Угольная» за январь-ноябрь 2023 г. обеспечило 111,32 тыс. тонн на Анадырском месторождении, что на 19% больше, чем за аналогичный период 2022 г. Предприятие продолжало увеличивать отгрузки твердого топлива основным заказчикам – Анадырской ТЭЦ, Эгвекинотской ГРЭС, объектам «Чукоткоммунхоза».
Следует отметить, что угледобывающие регионы согласовали с «РЖД» объемы вывоза угля на экспорт в восточном направлении по квоте. Для Якутии была согласована квота в 26,3 млн тонн, для Бурятии – 8,5 млн тонн, для Иркутской области – 3,3 млн тонн. Объемы вывоза по соглашениям с регионами на 2023 г. не раскрывались, но по предварительным данным, из Якутии было вывезено 26 млн тонн, из Бурятии – 8,1 млн тонн, что сопоставимо с квотой на 2024 год.
Между тем иркутское угледобывающее предприятие «Востсибуголь» (En+ Group, подконтрольно ПАО «Иркутскэнерго») в конце декабря минувшего года обратилось в Генпрокуратуру и ФАС с жалобой на несправедливое распределение квот на вывоз угля на экспорт. В компании указывают, что экспорт угля из Иркутской области с 2016 г. вырос в 2,3 раза, до 3,28 млн тонн (в 2022 г.), в то время как квота «Востсибугля» за данный период увеличилась только на 3,8%, до 979,8 тыс. тонн. Доля компании в экспортных отгрузках региона за 2016-22 гг. упала с 66,6% до 29,8%. Экспортные квоты перераспределяются в пользу небольших предприятий - угольных разрезов Иретский (ООО «Разрез Иретский»[2]), Забитуйский, Харанутский (ООО «Харанутский угольный разрез»[3]), Герасимовский (ООО «Угольная компания Бурятии»[4]). В руководстве «Востсибугля» недовольны тем, что при распределении квот между предприятиями не учитывается общий объем добытого угля конкретной компанией, объемы низкомаржинальных поставок на внутренний рынок[5], выполнение социальных обязательств и инвестиционная деятельность.
Неопределенная ситуация сохраняется вокруг шельфовых проектов Сахалина. Так, возникли проблемы с поставкой нефти проекта «Сахалин-1»[6] (марка Sokol[7], сорт является премиальным и торгуется выше установленного потолка цен для российской нефти в 60 долларов за баррель) в Индию. В декабре 2023 г. Индия перестала принимать партии российской нефти, в результате более десятка танкеров ожидают дальнейших распоряжений, оставаясь в море.
В министерстве нефти и газа Индии объяснили проблемы российских танкеров с выгрузкой нефти в индийских портах ужесточением контроля над потолком цен на нефть, введенным странами G7, и санкциями в отношении судоходных компаний[8]. В случае несоответствия российских цен, Индия готова осуществлять закупки нефти в ОАЭ, Ираке, Саудовской Аравии, а также Венесуэле (всего Индия импортирует 85% нефти). Известно, что у проекта «Сахалин-1» возникли затруднения при открытии счета в ОАЭ для новой компании, через которую предполагалось осуществлять платежи за нефть, поставляемую в Индию. При этом индийская сторона исключала наличие проблем с платежами. На фоне ослабления спроса на нефть на мировых ранках, индийское правительство может рассчитывать добиться от России более выгодных условий контрактов.
В конце января стало известно, что два танкера с сахалинской нефтью все же двинулись в направлении портов Индии. Речь идет о танкере Jaguar, направляющемся в порт Вадинар (партия предназначена для НПЗ Nayara Energy[9]), и танкере Seagull, который 5 февраля должен прибыть в порт Вишакхапатнам, где расположен НПЗ Hindustan Petroleum (дочерняя структура ONGC, которая владеет 20% в «Сахалине-1»). По предварительным данным, изначально нефть предназначалась для наиболее крупного индийского нефтепереработчика Indian Oil Corporation, но стороны не договорились об условиях – в том числе о валюте платежа. По этой причине нефть перенаправлена на принадлежащие акционерам «Сахалина-1» заводы. Около 9 млн баррелей сахалинской нефти все еще хранятся в танкерах на воде.
Тем временем в соответствии с подписанным в январе 2023 г. указом президента РФ, аудит, который российские власти осуществляют в отношении британско-нидерландской компании Shell в связи с ее выходом из шельфового проекта «Сахалин-2»[10], будет в том числе предусматривать ущерб, нанесенный «Газпрому» отказом принять новую систему оплаты поставок российского газа (перевод в рубли). Ранее в отношении Shell предполагалось провести финансовый, экологический и технологический аудит (предусмотрен указом президента, подписанным в марте 2022 г.). По итогам аудита предполагается определение размера задолженности перед российскими поставщиками газа.
В июне 2022 г. «Газпром» сообщал, что полностью прекратил поставку газа Shell в связи с отказом компании перейти на оплату в рублях. Контракт между «Газпром экспортом» и Shell Energy Europe Limited предусматривает поставку газа в Германию в объеме до 1,2 млрд куб. м в год. Напомним, что Shell ранее проинформировала российские власти и других акционеров, что не будет входить в состав совладельцев российского оператора проекта (ООО «Сахалинская энергия», подконтрольное «Газпрому»). Доля Shell (27,5%) была оценена в 94,8 млрд рублей. Правительство РФ одобрило сделку по продаже данной доли «НОВАТЭКу», но процесс передачи все еще не завершен. Среди других иностранных акционеров проекта заявки на получение пакетов, аналогичных долям в Sakhalin Energy, направили японские Mitsui & Co. (12,5%) и Mitsubishi Corporation (10%)[11].
При этом в рамках двенадцатого пакета санкций Евросоюза в отношении РФ проект «Сахалин-2» освобожден от соблюдения потолка цен на нефть до 28 июня 2024 г. По регламенту Совета Евросоюза, от ценовых ограничений могут быть освобождены проекты, имеющие большое значение для энергетической безопасности третьих стран – «Сахалин-2» важен для обеспечения энергетической безопасности Японии. Минфин США также освободил «Сахалин-2» от запрета на морские перевозки российской нефти и соблюдения ценового потолка до 28 июня 2024 г. (для поставок, предназначенных для Японии).
Что касается экспорта в КНР газа по газопроводу «Сила Сибири», то по итогам минувшего года «Газпром» поставил в Китай 22,7 млрд куб. м, что на 700 млн куб. м превысило контрактные обязательства, и в 1,5 раза превысило результат за 2022 г. В 2021 г. объем поставок по «Силе Сибири» составил 10,39 млрд куб. м, в 2022 г. – 15,4 млрд куб. м. 31 января «Газпром» сообщил об обновлении суточного рекорда поставок в КНР по газопроводу.
Напомним, что проектная мощность «Силы Сибири» составляет 38 млрд куб. м газа в год, выход на нее ожидается в 2025 г. До конца 2024 г. «Газпром» рассчитывает вывести на проектную мощность Чаяндинское газоконденсатное месторождение в Якутии (ресурсная база «Силы Сибири») – до 25 млрд куб. м газа в год. Между тем на Ковыктинском месторождении (Иркутская область) до конца 2024 г. должна начаться подача газа через установку комплексной подготовки газа (УКПГ-3) в «Силу Сибири».
Тем временем в планах по строительству газопровода «Сила Сибири-2» мощностью 50 млрд куб. м газа[12] в год все еще мало конкретных данных. Переговоры по проекту с китайской стороной затягиваются. В конце января премьер-министр Монголии Л.Оюун-Эрдэнэ сообщил, что РФ и Китаю предстоит согласовать детали проекта, в том числе экономические. Он отметил, что стороны все еще проводят расчеты и оценивают экономические выгоды. В июле прошлого года Л.Оюун-Эрдэнэ сообщал об ожиданиях начала строительства газопровода в 2024 г. Тем временем вице-премьер А.Новак в январе называл сроком окончания строительства 2029 г. При этом он отмечал, что сроки строительства и основные технико-экономические показатели газопровода будут окончательно обозначены после подписания обязывающих соглашений с китайской стороной.
Для КНР приоритетным является вопрос получения больших скидок на топливо и вместе с тем отсутствует заинтересованность в осуществлении значительных инвестиций в создание новой газотранспортной инфраструктуры[13]. При этом российская сторона рассчитывает добиться более выгодных условий по сравнению с контрактом по «Силе Сибири» (подписан в 2014 г.), поскольку в настоящее время, исходя из анализа данных о платежах китайского правительства, РФ получает за поставки трубопроводного газа меньше, чем Туркменистан и Узбекистан.
В сфере переработки «Газпром» в декабре 2023 г. запустил третью технологическую линию Амурского газоперерабатывающего завода в Амурской области (г. Свободный). Статус реализации проекта составил 90,84%. На четвертой технологической линии ведется подготовка к началу пусконаладки, на пятой и шестой линиях начались строительно-монтажные работы.
Мощность каждой технологической линии ГПЗ составит 7 млрд куб. м газа в год, проектная мощность предприятия – 42 млрд куб. м газа в год. Ввод линий завода синхронизирован с ростом объемов транспортировки газа по газопроводу «Сила Сибири». Ежегодно планируется выпускать около 2,4 млн тонн этана, 1,5 млн тонн сжиженных углеводородных газов (СУГ), 200 тыс. тонн пентан-гексановой фракции, а также 60 млн куб. м гелия.
На Амурском газохимическом комплексе «СИБУРа» в Амурской области (г. Свободный) в декабре завершились строительно-монтажные и пуско-наладочные работы на подстанции 500 кВт. Объект будет осуществлять электроснабжение завода базовых полимеров (планируемое годовое производство полиэтилена – 2,3 млн тонн, полипропилена – 0,4 млн тонн). Было получено разрешение Ростехнадзора на подачу напряжения для проведения комплексных испытаний оборудования. После пуска напряжения оператор проекта приступит к наладке основного технологического оборудования завода. Запуск ГХК намечен на 2027 г.
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
[1] Владельцы – В.Тубольцев, ООО «Сахатехсервис».
[2] Учредители – Е.Сидоренко, Е.Драбкин.
[3] Принадлежит ООО «Востсибдобыча» (учредители – Л.Хойкова и И.Зангеев).
[4] Учредитель – ООО «Интер РАО – Стройинвест» (Москва).
[5] Компания является основным производителем и поставщиком энергетического угля в Иркутской области. Около 85% продукции предприятия ежегодно закупает «Иркутскэнерго».
[6] Совладельцы проекта – «Роснефть», индийская ONGC и японская SODECO. В конце 2022 г. проект перешел в управление «Роснефти» (20% в проекте). Японская Sodeco и индийская ONGC сохранили свои доли (30% и 20% соответственно), а долю американской ExxonMobil (30%) российское правительство РФ намерено продать.
[7] Месторождения Чайво, Одопту, Аркутун-Даги.
[8] Санкции были введены в отношении компании Sun Ship Management (ОАЭ), управляющей танкерами «Совкомфлота».
[9] 49,13% НПЗ владеет «Роснефть».
[10] Пильтун-Астохское и Лунское месторождения сахалинского морского шельфа.
[11] Заявки были одобрены правительством РФ.
[12] Предварительная протяженность – 6,7 тыс. км по территории России, Монголии и Китая (в том числе 2,7 тыс. км по территории РФ).
[13] «Газпром» также не заинтересован в строительстве инфраструктуры за свой счет на фоне сокращения инвестиционной программы на 20% - до 1,573 трлн рублей.