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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

От автодорог до свалки

В 2022 году правительством РФ утвержден комплексный план по повышению утилизации золошлаков, которых уже накоплено в стране 1,3 млрд т. Регионам с угольной генерацией (доля угля в энергобалансе страны составляет 15%) было рекомендовано разработать и утвердить системные меры по увеличению объема вторичного использования ЗШО. На сегодняшний день пять субъектов РФ утвердили соответствующие программы, еще 13 разрабатывают такие документы, проинформировал на прошедшей Российской энергетической неделе директор департамента развития электроэнергетики Минэнерго Андрей Максимов.

Министерство при поддержке Национальной ассоциации развития вторичного использования сырья (АРВИС) разработало интерактивную карту золоотвалов ТЭС на территории страны с информацией о поставщиках золошлаков, объемах и их химическом составе.

Определенные шаги предприняты непосредственно энергетическими компаниями. «РусГидро», которая в своей структуре имеет значительный объем теплогенерирующих активов, поэтапно переводит ТЭС на сжигание природного газа. При этом компания реализует комплекс мер по крупнотоннажной утилизации ЗШО. В 2021-2023 годах покупателям, преимущественно производителям газобетона, отгружено 155 тыс. т золы с Благовещенской ТЭЦ, Южно-Сахалинской ТЭЦ-1 и Майской ГРЭС. Конечно, это немного, учитывая, что угольные станции в ДФО ежегодно вырабатывают до 1,8 млн т отходов.

ЗШО используются и самими энергетиками. К примеру, для реализации «РусГидро» крупного рекультивационного проекта, связанного с карьером Силинский в Приморье. На протяжении ряда лет грунт из него использовался для отсыпки и наращивания дамб золоотвалов Артемовской ТЭЦ. В 2023 году на рекультивацию карьера будет направлено 273 тыс. т золы этой электростанции, что равнозначно ежегодному объему ее отходов. Всего в ходе реализации данного проекта планируется использовать более 2,5 млн т золошлаков. После восстановления растительности карьер передадут в муниципальную собственность.

Как сообщил директор департамента стратегических сделок ПАО «РусГидро» Дмитрий Беляев, подобный опыт компания собирается масштабировать на Дальнем Востоке, он охватит другие карьеры, полигоны, свалки ТКО. «Зола – дешевый и доступный материал, который готов к погрузке на транспорт и использованию», – отметил менеджер.

Стратегия вовлечения ЗШО в производственный цикл принята «Сибирской генерирующей компанией» (СГК). Ежегодно ее объекты (в составе СГК насчитывается 27 тепловых электростанций в девяти регионах) вырабатывают 8 млн т золошлаковых материалов, из которых 2,5 млн т идут на рекультивацию земель, а 600 тыс. т золы-уноса (сухая зола) реализуются коммерческим образом.

По словам исполнительного директора ООО «Сибирская генерирующая компания» Павла Барило, планируется изменить структуру применения золошлаков таким образом, чтобы к 2035 году выйти на сбыт золы-уноса до 2,5 млн т в год. При этом в планах – активизировать работу с предприятиями стройиндустрии и дорожной отрасли, которые в свою очередь смогут экономить на потреблении цемента. «Применение золы-уноса при строительстве монолитных оснований дорожного полотна позволит экономить от 20% до 100% валового количества используемого цемента», – рассказал завкафедрой «Строительных материалов и автомобильных дорог» Алтайского государственного технического университета Геннадий Овчаренко.

В СГК намечен ряд перспективных проектов с общими инвестициями 1,9 млрд руб. В частности, серьезные объемы пригодного к переработке сырья должна дать Приморская ГРЭС в Лучегорске. За счет создания на станции системы отбора сухой золы можно будет ежегодно утилизировать 470 тыс. т отходов.

По китайскому рецепту

Хотя в России только происходит становление рынка утилизации продуктов сгорания, уже возникает устойчивый спрос на соответствующее оборудование и технологии, которых в стране не хватает. Как следствие, заинтересованные участники процесса обращают внимание на опыт и технические достижения на китайских коллег.

Проблема с ЗШО для Китая также достаточно актуальна. В КНР накоплено 3,5 млрд т золошлаков, при этом Поднебесная не собирается отказываться от угольной генерации. Мировое потребление угля, несмотря на климатическую повестку, продолжит расти, прогнозирует руководитель по консалтингу Аналитического центра ТЭК Денис Дерюшкин. Сейчас оно составляет порядка 8,3 млрд т в ежегодно, в 2030 году, согласно базовому сценарию, возрастет почти до 8,6 млрд, а по оптимистичному – до 8,8 млрд т. При этом на Китай придется 53% потребления. С одной стороны, Поднебесная сократит импорт энергетического угля, по разным оценкам в 4-5 раз, с другой, внутри страны будет вводиться много добывающих активов, предсказывает эксперт.

«Мы должны повышать, и сейчас это происходит, уровень новой энергетики, но мы также должны делать старую энергетику более зеленой», – сформулировал задачу директор Исследовательского центра цифрового развития провинции Сычуань Юй Сяо.

В КНР ежегодно образуется 600 млн т золошлаков, и за последние десятилетия там сделан значительный прогресс в совершенствовании системы переработки отходов. В настоящее время доля утилизации ЗШО превышает 70%.

«Здесь важен не только и не столько относительный показатель, ключевая цифра – валовый объем вовлечения в хозяйственный оборот. Потому что, если посмотрим на объемы образования золошлаков, [в Китае] они многократно превышают образования в нашей стране – где-то в 30 раз», – сообщила генеральный директор Национальной ассоциации развития вторичного использования сырья (АРВИС) Ирина Золотова.

В отличие от России в КНР и более диверсифицированная база. По словам И. Золотовой, сегодняшняя модель утилизации ЗШО в РФ подразумевает преимущественно вовлечение золошлаков в низкомаржинальные, не высокотехнологичные области применения. Примерно 36% золошлаков идет на рекультивацию земель, горных выработок, обратную засыпку. В Китае в рекультивационной сфере применяется менее 5% ЗШО. Причем 49% отходов идет в производство цемента, 23% – кирпичей, 16% – бетона. Небольшой процент, но эта доля постепенно растет и в объемном выражении сейчас сопоставима с общим уровнем отходов, образуемых в России, связан с извлечением из золы оксида алюминия.

«Однажды на фоне возросшего спроса на алюминий в Китае возник дефицит глинозема. При этом зола, образующаяся от сжигания углей, содержит большую долю оксида алюминия (порядка 25%). Это позволило рассматривать золошлаковый материал как источник сырья», – рассказал Павел Барило.

Данную технологию Китай освоил в начале XXI века, на сегодня там построено не менее 10 глиноземных заводов. «Мы изучаем их опыт потому, что у нас есть свое идеальное сырье – зола Рефтинской ГРЭС, которая практически на 30% состоит из оксида алюминия», – пояснил исполнительный директор «Сибирской генерирующей компании».

Извлечение глинозема, правда, зависит от химического состава угля, который сжигается. «Наши золы достаточно бедны оксидом алюминия, – уточнил директор департамента стратегических сделок «РусГидро». – Поэтому прежде всего мы пытаемся найти рецепт извлечения оксидов легких металлов, редкоземельных металлов для того, чтобы их можно было вовлекать в более высокотехнологичное производство».

По словам Дмитрия Беляева, компания привлекла команду химиков-технологов из Санкт-Петербурга. Но даже получив технологию лабораторного расщепления золы, встанет вопрос о том, как ее довести до промышленных объемов, тем более в России никто не занимается доведением такого продукта до стандартизированного уровня. В этом случае, действительно, перспективно взаимодействовать со специалистами из Китая, соглашается представитель «РусГидро».

Пока не пришел прокурор

Темпы повышения переработки отходов в немалой степени зависят от того, насколько адекватно отражает реалии нормативно-правовое регулирование вовлечения ЗШО в хозяйственный оборот. Хотя, как утверждают в Минэнерго, ведомство создало условия для максимизации использования золошлаков, проведя работу по совершенствованию законодательства в сфере электроэнергетики и природопользования в 2022-2023 годах, участники рынка сетуют на неотрегулированные правила игры.

Основная проблема – страх перед надзорными органами, подчеркнул Павел Барило. У переработчиков нет желания нести дополнительную нагрузку в виде контактов с Росприроднадзором, прокуратурой. Потребители же не хотят сталкиваться с новыми для них рисками, например, в рамках прохождения государственной экологической экспертизы.

«Я попытался аккуратно узнать у природоохранной прокуратуры, чего они возбуждают дела…Мне прямым текстом сказали, а мы не знаем, к чему прикопаться еще. Это поразительно», – заявил депутат Красноярского края Денис Терехов.

Вероятно, целый закон об использовании золошлаков принимать не нужно, но законодательно обезопасить получение продуктов из ЗШО необходимо, считает парламентарий, поскольку не у всех есть понимание того, что зола – это не мусор, а потенциально полезный продукт. Кроме того, целесообразно сфокусироваться на технологической сертификации проектов по вторичной переработке, и необходима система, направленная на то, чтобы потребитель был огражден от возможных рисков, убежден исполнительный директор СГК.

Для координации процесса создана межведомственная группа, сообщил Андрей Максимов. «Наша задача – помогать производителям золошлаков и бизнесу находить друг друга, – заверил глава департамента Минэнерго. – В этом году мы также планируем разработать систему поддержки использования отходов в строительной отрасли для обеспечения государственных и муниципальных нужд».

Последнее важно, свидетельствует Павел Барило, поскольку не все руководители муниципалитетов проявляют на деле заинтересованность в решении вопросов с утилизацией ЗШО.

Ценовые зоны

По индексу производства электроэнергии на Дальнем Востоке и в Байкальском регионе в январе-июле текущего года (Таблица 1) лидером оказалась Еврейская АО, продемонстрировавшая рост более, чем в два раза относительно аналогичного периода 2023 г. Далее следуют Чукотский АО (+13,8%), Хабаровский край (+12,7%) и Бурятия (+11,2%). В то же время в четырех регионах за отчетный период зафиксирована отрицательная динамика производства электроэнергии – в Забайкальском крае (снижение индекса до 89,2%), Якутии (92,3%), Приморском крае (94,4%) и Амурской области (95,8%).

Переход к рыночному ценообразованию в электроэнергетике на Дальнем Востоке перенесен на 1 января 2025 г. Соответствующий проект постановления правительства о распространении энергорынка на территориях неценовых зон, в том числе, на Дальнем Востоке, был опубликован Минэнерго в июле.

Напомним, что переход к ценовой зоне энергорынка в макрорегионе не затрагивает население – для граждан тарифы будут по-прежнему регулироваться государством. Минэнерго установило правила торговли электроэнергией и мощностью на оптовом рынке Дальнего Востока, предусмотрена оптимизация затрат на производство электроэнергии и повышение эффективности работы генерирующего оборудования. В правительстве ожидают, что энергорынок позволит строить новые генерирующие мощности для закрытия растущего спроса и предотвращения роста энергодефицита. Запуск энергорынка в ДФО неоднократно откладывался. Изначально переход был намечен на ноябрь 2023 г., затем на 1 января 2024 г., а позже был отложен на 1 июля 2024 г.

Потребление и генерация

По итогам прошлого года наибольшая доля потребления электроэнергии на Дальнем Востоке приходилась на промышленность (37%) и транспорт (19%), а население потребляло 18%. Пропорция менялась в отдельных регионах – в частности, в Забайкальском крае и Амурской области более всего электроэнергии потреблял транспорт, а в Приморском крае – население. К 2027 г. ожидается прирост энергопотребления в ДФО на уровне 34-39%. К 2029 г. суммарный энергодефицит в южной части ДФО оценивается в 2-3 ГВт. 

Нерюнгринская ГРЭС. фото: пресс-служба ДГК

Тем временем в дальневосточных регионах планируется увеличивать мощность существующих станций, а также вновь обсуждаются ранее отложенные проекты по созданию новых объектов генерации. В Якутии АО «Хабаровская ремонтно-монтажная компания» (входит в ПАО «РусГидро» ) в июне начала очередной этап ремонтной кампании на Нерюнгринской ГРЭС (мощность 570 МВт) – капитальный ремонт и техническое перевооружение энергоблока №3 и котлоагрегата №3. Ранее в рамках модернизации станции с 2021 г. были проведены ремонты энергоблоков №1 и №2. Объем ремонтных работ оценивается в более чем 1 млрд рублей.

В июне начался второй этап реконструкции Владивостокской ТЭЦ-2 мощностью 497 МВт (АО «Дальневосточная генерирующая компания», «РусГидро»), предусматривающий замену турбоагрегата №2 и монтаж нового котлоагрегата №2. В целом модернизация предусматривает замену трех наиболее изношенных турбоагрегатов и монтаж трех новых котлоагрегатов взамен шести существующих.

Следует отметить, что «РусГидро» привлечет до 2027 г. финансирование ВЭБа в размере 650 млрд рублей на работы по строительству и модернизации ряда дальневосточных электростанций, в том числе строительство Хабаровской ТЭЦ-4, Артёмовской ТЭЦ-2, модернизацию Владивостокской ТЭЦ-2 в Приморье, строительство второй очереди Якутской ГРЭС-2, строительство новых энергоблоков на Нерюнгринской ГРЭС в Якутии и Партизанской ГРЭС в Приморском крае.

В энергохолдинге также заявляют о планах строительства двух гидроэлектростанций в Амурской области (на притоках Амура) – Селемджинской и Нижне-Зейской. Мощность Нижне-Зейской ГЭС должна составить 400 МВт, со среднегодовой выработкой 2 130 млн кВт*ч, а Селемджинской ГЭС – 100 МВт и 470 млн кВт*ч.

В конце сентября стало известно, что «РусГидро» привлечет синдицированный кредит с совокупным лимитом 79 млрд рублей (на 12 лет)^[1] для финансирования проекта расширения Партизанской ГРЭС в Приморском крае. Проект включает строительство двух энергоблоков общей мощностью 280 МВт. Реализация инвестпроекта осуществляется в рамках обеспечения внешнего электроснабжения тяговых подстанций второго этапа развития Восточного полигона. Ввод в эксплуатацию новых энергоблоков намечен на 2026 г. На сегодняшний день электрическая мощность Партизанской ГРЭС составляет 199,744 MВт, тепловая мощность – 160 Гкал/час.

Между тем «РусГидро» на фоне планируемого включения Дальнего Востока в ценовую зону оптового энергорынка планирует с января 2025 г. приступить к выделению из своего бизнеса электросетевых активов^[2] - «Дальневосточной распределительной сетевой компании» (ДРСК) и «Якутскэнерго». В частности, объединяющее большую часть энергетики Якутии «Якутскэнерго» предполагается разделить на сетевую и генерирующую компании. В последней «РусГидро» намерено сохранить контроль.

Мощность электростанций и ГЭС «Якутскэнерго» составляет 1,14 ГВт, протяженность высоковольтных ЛЭП – 24,6 тыс. км. Выручка «Якутскэнерго» за первое полугодие 2024 г. – 16,24 млрд рублей, убыток – 1,13 млрд рублей. Электросети компании отличаются высоким износом и значительной долговой нагрузкой, уменьшающей интерес к ним со стороны инвесторов (в числе потенциальных претендентов рассматриваются «Россети», «АЛРОСА»^[3], но при этом в «РусГидро» признают отсутствие активного интереса со стороны рынка). Стоимость «Якутскэнерго» может составить 12 млрд рублей. Что касается ДРСК, то предварительно стоимость компании оценивается в 40-45 млрд рублей. Эксперты отрасли отмечают, что для компенсации затрат потенциальному инвестору будет необходимо ежегодно получать дополнительный денежный поток в 1,8 млрд рублей (при условии предельного срока окупаемости в 20 лет и ставки дисконтирования 14%), для чего потребуется изменение тарифного регулирования.

Борьба с энергодефицитом

 В Приморском крае на фоне растущего энергодефицита в южной части региона реализуются проекты по обеспечению выдачи дополнительной мощности. В июле «Россети» заключили контракт со строительно-инжиниринговым ООО «Энергосеть» (входит в «Интер РАО») на строительство линии электропередачи «Приморская ГРЭС – «Варяг» в Приморье. Проект предполагается завершить до конца 2026 г. Стоимость контракта составляет 53,728 млрд рублей. Проектом предусмотрено строительство и пусконаладка высоковольтной линии «Приморская ГРЭС — «Варяг» на 500 кВ протяженностью около 475,2 км, а также реконструкция высоковольтной линии «Владивосток — «Лозовая» на 500 кВ и реконструкция высоковольтной линии «Артёмовская ТЭЦ — «Береговая-2 (Большой Камень)» на 220 кВ. Новая ЛЭП будет проходить от поселка Лучегорск, где расположена наиболее крупная тепловая электростанция ДФО, Приморская ГРЭС, до Шкотовского района, где будет построена подстанция «Варяг».

Тематическое фото. автор/источник: Lena Lir/Shutterstock

Со своей стороны, для борьбы с энергодефицитом в Восточной Сибири En+ Group рассматривает возможность строительства двух ГЭС на реке Витим в Бурятии – Мокской ГЭС мощностью 1200 МВт и ее контррегулятора Ивановской ГЭС мощностью 210 МВт. Холдинг заключил соглашение с правительством Бурятии, предполагающее подготовку дорожной карты по строительству электростанций.

Станции являлись частью проектируемого Витимского каскада ГЭС. Ранее, в 2020 г., проект Мокской ГЭС Минэнерго исключило из перечня вариантов электрификации БАМа и Транссиба, посчитав, что стоимость (120 млрд рублей) и сроки строительства (десять лет) являются слишком большими. В утвержденной распоряжением правительства РФ №215-р от 22 февраля 2008 г. «Генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.» Мокская ГЭС и Ивановская ГЭС присутствовали со сроком возведения в 2016-20 гг. Проектные работы по данным ГЭС начались еще в 1970-х гг., в 1997 г. было разработано технико-экономическое обоснование ГЭС, но дальнейшие работы не проводились.

В целях закрытия энергодефицита на юго-востоке Сибири в августе диспетчер энергосистемы «Системный оператор» произвел отбор проектов строительства новых угольных ТЭС совокупной мощностью 780 МВт. Объекты должны быть построены к 1 июля 2029 г. Отбор энергоблоков проведен с применением механизма конкурентного отбора мощности новой генерации (КОМ НГ), который используется для закрытия локальных дефицитов в энергосистеме с помощью платежей оптового энергорынка. Механизм предполагает для инвестора сверхвысокую выручку от продажи мощности (доходность проектов 14% при ставке ОФЗ 8,5%), инвестиции в строительство возвращаются в течение 20 лет, при этом за задержку ввода мощностей предусмотрен штраф.

Были отобраны четыре ценовые заявки с проектами строительства энергоблоков на Харанорской ГРЭС «Интер РАО» в Забайкальском крае (поселок Ясногорск, Оловяннинский район, блоки №4-5 по 230 МВт), Иркутской ТЭЦ-11 «Байкальской энергетической компании» («Иркутскэнерго», En+) в Иркутской области (Усолье-Сибирское, 230 МВт) и Улан-Удэнской ТЭЦ-2 ТГК-14 в Бурятии (Улан-Удэ, 90 МВт). Все новые энергоблоки будут паросиловыми. Предельный объем капитальных затрат по заявкам «Интер РАО» и «Байкальской энергетической компании» достигает установленного ранее максимального уровня в 591 млн рублей за 1 МВт, в заявке ТГК-14 капитальные затраты составляют 585 млн рублей за 1 МВт.

Напомним, что на предыдущем отборе проектов строительства генерации в Сибири, проведенном в марте текущего года, оставались неотобранными порядка 700 МВт мощности из-за низкого установленного уровня капитальных затрат. Учитывая итоги мартовского отбора, правительство РФ решило для летнего конкурса поднять предельный уровень капитальных затрат на 40%.

На мартовском отборе победу одержали заявки ТГК-14 на строительство блока на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 (65 МВт) стоимостью 26,3 млрд рублей и «Байкальской энергетической компании» с двумя энергоблоками на Иркутской ТЭЦ-11 (460 МВт) стоимостью 109,9 млрд рублей. Начало поставки мощности намечено на 31 декабря 2028 г. Таким образом, по итогам двух отборов на Улан-Удэнской ТЭЦ-2 будет построено два энергоблока^[4], на Иркутской ТЭЦ-11 – три новых энергоблока (в дополнение к одному действующему).

Ранее «Системный оператор» прогнозировал дефицит в энергосистеме Сибири в 2024-29 гг. на уровне 1,23 ГВт в связи с расширением Восточного полигона ОАО «РЖД», развитием горнодобывающих предприятий, а также ростом количества центров по майнингу криптовалюты. По итогам прошедших отборов Байкальский регион получит 1 305 МВт новых мощностей.

Инвесторы также создают энергетическую инфраструктуру для своих новых проектов. В июле «Селигдар» начал разрабатывать проект строительства высоковольтной линии электропередач 35 кВ протяженностью 20 км к производственному комплексу «Подголечный» в Якутии (месторождение Ясная поляна, Алданский район). В настоящее время обеспечение электричеством осуществляется за счет дизельной электростанции.

ПАО «Русолово» в августе в рамках технологического перевооружения Правоурмийского производственного комплекса в Хабаровском крае приступило к строительству второй линии электропередач 6 кВ протяженностью 3 км.

В Амурской области летом «Россети» приступили к реконструкции подстанции 220 кВ «Магдагачи» в целях повышения надежности энергоснабжения тяговых подстанций Транссибирской магистрали и в целом западной части региона. Стоимость работ превышает 9,2 млрд рублей, их выполняет выигравшее конкурс московское ООО «Ленэлектромонтаж»^[5]. Работы должны завершиться до конца 2028 г.

Электрификация Восточного полигона

При этом президент РФ В.Путин на полях Восточного экономического форума в сентябре назвал желаемой полную электрификацию Байкало-Амурской и Транссибирской магистралей. Тем не менее паспорт третьего этапа расширения Восточного полигона «РЖД», утвержденный в апреле 2024 г., не предполагает полной электрификации магистралей. В настоящее время ведутся работы по электрификации восточных участков БАМа – «Комсомольск-на-Амуре – Ванино» (ведет к Тихому океану) и «Комсомольск – Волочаевка» (соединяет БАМ с Транссибом). Завершение работ запланировано на конец 2026 г. и 2025 г. соответственно. Стоимость работ оценивается в 220 млрд рублей.

Что касается полной электрификации, то она, по предварительным расчетам, может обойтись в 660 млрд рублей^[6], но цифра существенно увеличится, поскольку разные участки магистралей отличаются, в том числе сложностью для подвоза материалов. «Системный оператор» (диспетчер энергосистемы) отмечает необходимость строительства новых электростанций и развития высоковольтных линий 220 кВ. Также предстоит определить источник финансирования работ по электрификации. Среди клиентов «РЖД» существуют опасения, что электрификация будет профинансирована за счет целевой надбавки к тарифу.

Тематическое фото. автор/источник: russal/Shutterstock

В сфере развития возобновляемой энергетики ООО «Группа ЭНЭЛТ» рассчитывает инвестировать свыше 1 млрд рублей в модернизацию дизельных электростанций в поселках Тиличики и Оссора на севере Камчатки (Олюторский и Карагинский районы). В компании также планируют построить автономные гибридные электроустановки на основе солнечной энергетики совокупной мощностью 3,7 МВт в целях экономии до 30% дизельного топлива. Летом 2022 г. «Группа ЭНЭЛТ» запустила в Верхоянске в Якутии гибридный энергокомплекс мощностью 3,7 МВт. Также в компании сообщали о планах инвестировать 1,9 млрд рублей в замену дизельной генерации в республике.

Стоит отметить, что на сегодняшний день Камчатский край является лидером в РФ по доле возобновляемых источников энергии в объеме установленной мощности и энергопотребления региона (за 2023 г.) – она составила в прошлом году 20,9%. Выработка энергии геотермальными станциями на Камчатке составляет 12,3%, а малыми гидроэлектростанциями – 7,8% (каскад Толмачевских ГЭС, Быстринская ГЭС). К 2028 г. «РусГидро» планирует расширение Мутновской ГеоЭС-1 с помощью строительства блока 16,5 МВт, на площадке Верхне-Мутновской ГеоЭС ведутся работы по бурению новых скважин. Самый большой фактический и целевой объем установленной мощности объектов ветрогенерации – в Сахалинской области. Установленная мощность ВЭС на Сахалине составляет 0,8 МВт.

Планы по атомной генерации

В сфере создания объектов атомной генерации «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2042 г.»^[7] предусмотрено строительство и ввод в эксплуатацию на Дальнем Востоке в ближайшие двадцать лет пяти новых атомных электростанций, которые могут быть размещены в Приморском и Хабаровском краях, Якутии и Чукотском АО. В том числе на Чукотке запланировано размещение двух станций малой мощности с реакторными установками «РИТМ-200С» (городской округ Певек) и «Шельф-М» (Иультинский район). Реализация проектов должна завершиться в 2027 г. и в 2030 г. соответственно. В 2030 г. также должны завершиться работы над станцией малой мощности «РИТМ-200М» в Усть-Янском районе Якутии. В Хабаровском крае в селе Эворон (Солнечный район, железнодорожная станция на БАМе,) планируется разместить двухблочную станцию с инновационными энергоблоками типа ВВЭР мощностью 600 МВт каждый (к 2036-38 гг.). В Приморье существует проект такой же станции с двумя энергоблоками типа ВВЭР (2039-42 гг.) в Фокино.

Следует отметить, что в Билибино в Чукотском АО на минувшей неделе был запущен дизельный энергоцентр для замены выводимой из эксплуатации Билибинской АЭС. С 2025 г. энергоцентр станет основным теплоисточником для жителей Билибино. Его установленная тепловая мощность составляет 66 МВт, общая установленная электрическая мощность – 25 МВт.

Подпись Билибинская АЭС. фото: Росатом

До рекордно низких уровней в летний период упали экспортные поставки российской электроэнергии в Китай, осуществляемые из Амурской области («Интер РАО» по трем линиям – 500 кВ, 110 кВ, 220 кВ). В частности, за первое полугодие 2024 г. в КНР было поставлено около 465 млн кВт*ч электроэнергии, что на 76% меньше^[8], чем за аналогичный период 2023 г. Общий ожидаемый объем экспорта за год не превышает 1 млрд кВт*ч, что может стать самым низким показателем за время поставок. Напомним, что в 2022 г. были экспортированы рекордные 4,7 млрд кВт*ч. В 2023 г. экспорт составил 3,1 млрд кВт*ч.

Общая стоимость поставленной в Китай российской электроэнергии в первом полугодии сократилась на 75%, до 21,5 млн долларов США. Средняя стоимость поставки 1 кВт*ч составляет около 0,046 долларов. Среднегодовой объем экспорта электроэнергии в Китай в 2010-20 гг. был на уровне 3 млрд кВт*ч. Низкие показатели экспорта связана с малой водностью, дефицитом генерации на фоне роста внутреннего спроса, а также высокой аварийностью на ТЭС Дальнего Востока.

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

Таблица 1. Индекс производства электроэнергии, январь-июль 2024 года, в % к соответствующему периоду предыдущего года.

[1] Информация о кредиторе не раскрывается.

[2] В РФ действует запрет на одновременное владение генерацией и электросетями, но на дальневосточные регионы, не включенные в ценовую зону оптового энергорынка, он до сих пор не распространялся.

[3] Владеет в регионе Вилюйской ГЭС-3.

[4] В 1990-е гг. станция фактически не была полностью достроена (в 1991 г. был введен в эксплуатацию первый паровой котел) и работает в режиме пиковой водогрейной котельной проектируемой ТЭЦ. Со строительством энергоблоков станция будет модернизирована до настоящей ТЭЦ.

[5] Москва, учредитель – М.Мураткин.

[6] Нуждающееся в электрификации расстояние от Таксимо в Бурятии до Комсомольска-на-Амуре в Хабаровском крае в три раза превышает протяженность уже электрифицируемых участков и составляет 2,3 тыс. км.

[7] В сентябре вынесен на общественное обсуждение «Системным оператором Единой энергетической системы РФ».

[8] В текущем году для поставок не применялся принцип take-or-pay.

Спрос догнал износ

Темпы потребления энергии на Дальнем Востоке растут быстрее среднероссийских – по данным, которые привёл Фёдор Опадчий, председатель правления АО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС), с начала года по сравнению к прошлому рост потребления в России составил 3,8%, по Дальнему Востоку 5,1%, а в отдельных регионах ещё выше — в Бурятии 8,8%, а в Забайкалье 7,5%. Неплохая динамика сложилась и в границах Хабаровской энергосистемы. За последние десять лет среднегодовой темп прироста потребления мощности здесь составил 2,2%, темп прироста потребления электроэнергии – 1,9%, уточнил Фёдор Опадчий.

Аналогичный тренд наблюдается в Якутии, где растет добыча полезных ископаемых. «Если раньше наша республика была энергоизбыточным регионом, то с 2021 года за счет бурного промышленного роста потребление начало превышать выработку электроэнергии. Новым проектам уже сейчас необходимо свыше 1 ГВт/ч электроэнергии для тех проектов, которые уже сегодня реализуются», – заявил глава региона Айсен Николаев.

Дефицит энергомощностей наблюдается почти по многим субъектам ДФО. Суммарно, по прогнозам СО ЕЭС, нехватка электроэнергии по федеральному округу к 2030 может составить 10,7 млрд кВт/ч. Для ее компенсации требуется построить 1,6 ГВт мощностей для выработки энергии.

Вид на башни и конструкции газоперекачивающей станции в тундре и ТЭЦ на Чукотке. автор/источник фото: Andrei Stepanov/Shutterstock

Вместе с тем у действующих объектов генерации на Дальнем Востоке степень износа выше среднероссийского в 1,7 раза, проинформировал первый замминистра по развитию Дальнего Востока и Арктики Гаджимагомед Гусейнов, а удельный расход условного топлива больше на 22%. Особенно сложное положение дел в локально изолированных энергосистемах и энергорайонах.

От состояния инфраструктуры зависит надежность энергоснабжения, на что влияет и непростая финансовая ситуация. Так, после присоединения в 2019 году Центрального и Западного энергорайонов Якутии к неценовой зоне оптового рынка, регулятором которого выступают федеральные органы, основная сетевая организация ПАО «Якутскэнерго» (входит в «РусГидро») стала недополучать выручку по причине перехода крупных промышленных потребителей на ОРЭМ и оплаты за передачу электрической энергии «Федеральной сетевой компании». За пять лет доля потребителей ФСК в республике увеличилась с 22 до 32%.

По словам Айсена Николаева, вследствие этого у «Якутскэнерго» наращиваются убытки. На сегодня они превышают 10 млрд руб. В результате региональная компания вынуждена сокращать инвестиционную и ремонтную программы, что чревато ростом отказов и аварий. «За эти годы в республике число аварийных ситуаций увеличилось почти в три раза: с 646 в 2020 году до 1123 в 2023-м. Износ сетевого хозяйства – с 50% до 57%. Отключение электроснабжения, когда на улице минус 50 или минус 60, – это прямая угроза не просто здоровью, но жизни людей», – резюмировал губернатор. 

Источники разные нужны

У государства есть понимание того, какие технические решения позволят покрыть энергодефицит на Дальнем Востоке, отмечает Фёдор Опадчий. Эти планы отражены в разработанных проектах таких базовых документов, как Схема и программа развития электроэнергетических систем России на 2025-2030 годы и Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2042 года. Сегодня ведется разработка отдельной программы по развитию электроэнергетики Дальнего Востока на период до 2050 года.

Помимо планов по модернизации действующих объектов регионы инициируют крупные стройки. Так, в Якутии выступают за строительство Новоленской ТЭС мощностью 550 МВт, которая обеспечит потребности компаний при освоении месторождений Иркутской области, Бурятии, Ленского и Мирнинского районов Республики Саха. «Газпром» возведет Чульманскую газовую электростанцию на 330 МВт и два блока Нерюнгринской ГРЭС с двукратным увеличением мощности до 1ГВт. На севере Якутии запланировано создание Кючусского промышленного кластера, под потребности которого «Росатом» построит АЭС малой мощности.

В Хабаровском крае на 2027 год намечено строительство двух энергоблоков Хабаровской ТЭЦ-4 общей мощностью 410 МВт в рамках проекта по замещению мощностей Хабаровской ТЭЦ-1. Кроме того, проект Генсхемы размещения объектов энергетики (в настоящее время проходит процедуру общественного обсуждения) предусматривает создание в регионе новой ТЭС мощностью порядка 230 МВт к 2030 году, а также Нижне-Ниманской ГЭС мощностью 360 МВт – в 2037-м.

Гидрогенерация будет востребована не только в Хабаровском крае, уверен Айсен Николаев. Гидроэнергетические ресурсы Якутии сегодня составляют 60% потенциала Дальнего Востока, из которых освоено только 1,5%. В 2013 году на средства Инвестфонда РФ была спроектирована Канкунская ГЭС мощностью 1ГВт под программу комплексного развития Южной Якутии, предполагающей запуск Эльконского ГМК, Тарыннахского и Таежного ГОКов, Селигдарского горно-химического комбината. Теперь настало время вернуться к проекту.

Большие планы связаны с расширением в ДФО атомной генерации. Генеральный директор «Росатома» Алексей Лихачев представил на сессии ВЭФ-2024 «Новая энергия Дальнего Востока» план по созданию к 2042 году в Приморье, Якутии, Чукотке, Амурской области и Хабаровском крае шести АЭС с 12 энергоблоками суммарной установленной мощностью – 4,1 ГВт. Глава госкорпорации уточнил, что намерения могут измениться, поскольку проекты еще должны быть утверждены правительством РФ, а также пройти общественные слушания (стоит сказать, в Хабаровском крае АЭС мощностью 1,2 ГВт предлагается построить близ поселка Эворон в 2036 году. Идея атомной станции в регионе обсуждалась еще в советское время, и в конце 1980-х у нее было немало противников).

Центральный щит управления атомной электростанции. автор/источник фото: Nordroden/Shutterstock

Объекты атомной энергетики капиталоемкие, но, по словам А. Лихачева, нельзя говорить только о модернизации существующих энергомощностей, надо смотреть шире, создавая «новый энергетический облик Дальнего Востока». «Дальневосточные регионы станут в полной мере атомными регионами. Это, конечно же, инфраструктура, и не только энергетическая. Это инфраструктура образования, это инфраструктура промышленных поставок совершенно нового уровня, строительного комплекса», – заявил А. Лихачев.

Глава Минэнерго РФ Сергей Цивилев считает необходимым развитие генерации во всех сегментах энергетики, включая атомную. При этом он призывает не забывать о возможностях угледобывающей отрасли. «Мы должны развивать угольную генерацию на территории Дальнего Востока и Сибири, потому что у нас большой запас угля, и его надо использовать», – сказал министр, в недавнем прошлом губернатор Кузбасса – главного углепогрузочного региона страны.

При строительстве генерирующих мощностей принято отталкиваться от CAPEX проекта, но более рациональным подходом, полагает С. Цивилёв, может стать анализ стоимости киловатт-часа на протяжении всего периода функционирования конкретной генерирующей системы. Энергообъекты также должны быть обеспечены ресурсами на весь срок своей деятельности, чтобы по прошествии времени не пришлось переводить их с одного вида первичных ресурсов на другой. 

От тарифа до сумы

Безусловно, краеугольный вопрос – привлечение в отрасль инвестиционных ресурсов. «Я в компании десять лет работаю уже скоро, и все десять лет компания говорит на всех уровнях: коллеги, не хватает тарифа, необходимы какие-то варианты финансирования энергетики Дальнего Востока, – подчеркивает председатель правления, гендиректор ПАО «РусГидро» Виктор Хмарин. – Если мы не вкладываемся в модернизацию должным образом, к чему это в итоге приведёт? В начале пойдет рост аварийности, дальше пойдут веерные отключения, дальше – самые негативные последствия».

Холдинг неоднократно подымает проблематику, но к обращениям энергетиков относятся как к плачу Ярославны, сетует менеджер. Приходится слышать, что в бюджете нет денег, в тоже время дается понять, что поднимать тариф – непопулярная мера.

«Где взять деньги? Деньги взять в новом облике энергетики. Знать бы еще телефон этого нового облика, потому что мне как раз сейчас к зиме надо 11 млн тонн угля закупить, может быть, там я смогу найти помощь в этом», – иронизирует В. Хмарин.

В свою очередь в Минвостокразвития предлагают продлить действие надбавки для выравнивания энерготарифов в ДФО до среднероссийского уровня после 2028 года, но переформатировать механизм, предусматривающий адресацию средств, вырученных от потребителей первой и второй ценовых зон ОРЭМ, в дальневосточные объекты энергетики. Раньше, по сути, дотировалась старая генерация с низким коэффициентом полезного действия, признаёт Гаджимагомед Гусейнов.

«Это тоже ресурс – ежегодно 30 млрд руб. мы направляем на субсидирование. Давайте направим часть этих денег либо общий объем на модернизацию электроэнергетики на Дальнем Востоке, в том числе в изолированных территориях. То есть не будем субсидировать неэффективное», – пояснил замминистра.

О необходимости решения вопросов по тарифным источникам говорит и Айсен Николаев (в июле этого года назначен председателем комиссии Госсовета по направлению «Энергетика»). Возвращаясь к ситуации с «Якутэнерго», он не исключил, что убытки сетевой организации будут только расти (в настоящее время «РусГидро» изучает вопрос выделения электросетей из своих региональных активов).

Протяженности линий электропередач в Якутии – около 30 тыс. км. фото: ПАО «Якутскэнерго» (входит в группу РусГидро)

В Якутии это ещё связано с высоким уровнем протяженности линий электропередач – около 30 тыс. км – на большую территорию обслуживания с низкой плотностью потребителей. «Компенсация данной особенности энергосистемы только за счёт регионального или муниципального бюджетов абсолютно бесперспективна», – подчеркнул глава республики.

Проблема в ближайшие годы коснется и других субъектов ДФО, в том числе Бурятию, ЕАО, Амурскую область, где заключаются договора последней мили с ФСК. В этих регионах наступят аналогичные проблемы, если вовремя не принять действенные меры, предупредил А. Николаев.

«Мы предлагаем комплексное решение: или возвращать базового потребителя, или компенсировать из бюджета накопленный убыток, распространить механизм выравнивания энерготарифов на территории неценовой и ценовой зоны. Есть и другие методы, но это надо обсуждать и не замалчивать», – заключил он.

Газодобыча

В сфере добычи углеводородов сахалинские шельфовые проекты продолжают действовать, при этом пока санкционные ограничения для одного из них остаются частично ослабленными. В июне Евросоюз освободил от соблюдения потолка цен на нефть шельфовый нефтегазовый проект «Сахалин-2» (оператор – ООО «Сахалинская энергия») еще на один год – до 28 июня 2025 г. Решение связано с интересами Японии - обеспечением потребностей энергетической безопасности этой страны.

Напомним, что японским компаниям Mitsui и Mitsubishi в сахалинском проекте принадлежит 12,5% и 10% соответственно. Механизм ценового потолка предусматривает, что проекты, имеющие важное значение для энергетической безопасности третьих стран, могут быть освобождены от соблюдения ограничений. Евросоюз также предоставил проекту «Сахалин-2» право на экспорт и передачу товаров, необходимых для ремонта приборов и аппаратуры, которые предназначены для измерения или контроля переменных характеристик жидкостей и газов.

Тем временем период постоянной добычи газа в рамках проекта «Сахалин-2» был продлен с 2028 г. до 2033 г. Центральная комиссия Роснедр в конце прошлого года поддержала соответствующий вариант разработки Лунского нефтегазоконденсатного месторождения, которое является основным источником сырья для производства сжиженного природного газа в рамках «Сахалина-2» . На втором месторождении проекта «Сахалин-2», Пильтун-Астохском, добывается преимущественно нефть. На Лунском месторождении на сегодняшний день добыто более половины его запасов природного газа. Мощность СПГ-производства составляет порядка 10 млн тонн СПГ в год (такой объем был выпущен в 2023 г., в 2022 г. производство составило 11,5 млн тонн).

За пять месяцев текущего года производство газа в рамках проекта «Сахалин-2» выросло на 3,6% относительно аналогичного периода 2023 г., до 7,3 млрд куб. м. При этом добыча в мае сохранилась на уровне мая прошлого года, 1,4 млрд куб. м. На шельфовом проекте «Сахалин-1» добыча газа в январе-мае текущего года увеличилась на 6,7% относительно аналогичного периода прошлого года, до 4,2 млрд куб. м. Однако в мае добыча в рамках проекта была ниже, чем в мае 2023 г. на 3%, составив 813 млн куб. м. Информация об объеме добычи нефти не раскрывалась.

Стоит отметить, что в последнее время наблюдается существенный рост поставок СПГ проекта «Сахалин-2» в Китай – в апреле текущего года они составили рекордные 440 тыс. тонн (рост на 3,4% относительно марта 2024 г. и на 39% относительно апреля прошлого года). В апреле Китай опередил по объемам поставок сахалинского СПГ традиционного основного импортера – Японию. В апреле поставки сахалинского СПГ японским потребителям снизились на 44% по сравнению с мартом 2024 г. и на 17% по сравнению с апрелем 2023 г., составив 319 тыс. тонн. Что касается поставок СПГ в Республику Корея, то в апреле они сохранились на уровне апреля прошлого года (127 тыс. тонн).

Тем временем предполагается начать геологоразведку на новых, но небольших нефтегазовых участках в Якутии. АК «АЛРОСА» и АО «Сахатранснефтегаз» в рамках совместного предприятия планируют осваивать перспективные нефтегазовые участки в республике – Улугурский и Эргеджейский.

Улугурский лицензионный участок (площадь 4 205 кв. км) находится на территории Ленского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти составляют 7,3 млн тонн, газа – 217,3 млрд куб. м. Эргеджейский лицензионный участок имеет площадь 3 181 кв. км и находится на территории Олёкминского и Сунтарского районов. Его прогнозные ресурсы нефти оцениваются в 15 млн тонн, газа – в 78,3 млрд куб. м. К 2026 г. предполагается завершить поисковые работы и постановку запасов на государственный баланс. Инвестиционное решение по освоению месторождений должно быть принято после определения технологической схемы разработки месторождений и проработки оптимальных рынков сбыта сырья.

В то же время планируемый ранее в Якутии запуск крупнотоннажного производства СПГ мощностью 18 млн тонн в год (компания «Глобалтэк» ) в настоящее время не входит в число приоритетов. Глава Минвостокразвития А.Чекунков в марте текущего года заявил, что проект, вероятно, будет реализован в среднесрочной перспективе. В прошлом году ЯТЭК сообщала о продолжающихся поисках стратегического партнера для проекта.

Уголь

В угольной отрасли вызвавшим противоречия решением последнего времени стало повышение НДПИ. Правительство в рамках поправок ко второму и третьему чтению внесло корректировки, повысив минимальную цену отсечения, при превышении которой взимается надбавка к НДПИ. Законопроект об изменениях налоговой системы в июле был принят Госдумой в третьем чтении.

Для энергетического угля цена отсечения установлена на уровне 120 долларов за тонну в портах Дальнего Востока (в предыдущем варианте цена отсечения составляла 100 долларов). Предполагается к ставке НДПИ применять коэффициент КЭНРГ, учитывающий среднюю за налоговый период мировую цену на уголь (по индексу FOB Восточный NAR 5500) и средний курс доллара к рублю.

Для коксующегося угля предусмотрена цена отсечения в размере 167 долларов за тонну (прежний вариант – 140 долларов за тонну) и привязка НДПИ к цене в дальневосточных портах (ранее использовался индекс GX TSI FOB Australia Premium Coking Coal). Что касается антрацита и угольной смеси (PCI), то цена отсечения составит 135 долларов на тонну. При этом в формуле расчета НДПИ для данных видов угля будут учитываться цены в портах как Дальневосточного, так и Северо-Западного и Южного федеральных округов. Основным положительным изменением в принятом законопроекте для угольщиков стало именно повышение цены отсечения.

В настоящее время мировые цены на уголь остаются низкими, в связи с чем реальное повышение НДПИ в соответствии с новыми правилами в отрасли в ближайшие годы (до 2026 г.) маловероятно. В июне на наиболее популярном и востребованном восточном направлении стоимость энергетического угля составляла 90 долларов за тонну. В третьем и четвертом кварталах года в связи с подготовкой к отопительному сезону ожидается увеличение цен до 95-96 долларов за тонну.

Добыча угля на Дальнем Востоке тем временем растет в Якутии. По итогам первого полугодия 2024 г. объем производства твердого топлива в республике вырос на 25% по сравнению с аналогичным периодом 2023 г., до 19 млн тонн. План добычи на текущий год составляет 40 млн тонн угля. Напомним, что «Эльга», «Колмар» и «Якутуголь» являются основными угледобывающими компаниями Якутии, они ведут деятельность в Нерюнгринском районе.

При этом АО «Якутуголь» (ПАО «Мечел») в июле был заподозрен ФАС в злоупотреблении доминирующим положением на рынке и отказе заключать контракт на поставку угля на Нерюнгринскую ГРЭС (эксплуатант станции – АО «ДГК»). В «Дальневосточной генерирующей компании» сообщили, что оборудование станции было спроектировано для работы на угле Нерюнгринского месторождения, а приобретение угля других марок для поддержания работы ГРЭС может привести к снижению сроков эксплуатации оборудования электростанции. ФАС выдала предупреждение компании «Якутуголь», согласно которому недропользователь обязан рассмотреть заявки «ДГК» в течение месяца и поставить уголь при экономической и технической возможности. Компанию также обязали разработать и утвердить в ФАС торговую политику.

Со своей стороны в «Мечеле» сочли претензии ДГК необоснованными. В компании сообщили, что в 2024 г. по итогам закупочных процедур на Нерюнгринскую ГРЭС будет поставлено 736 тыс. тонн угля, в том числе 180 тыс. тонн было поставлено в первом квартале года, 400 тыс. тонн предстоит отгрузить по итогам второго и третьего кварталов и еще 156 тыс. тонн запланировано на четвертый квартал года.

«Колмар» в текущем году рассчитывает добыть 13,5 млн тонн угля – 5,4 млн тонн на ГОКе «Денисовский» и 8,1 млн на ГОКе «Инаглинский». В 2023 г. «Колмар» произвел 11,5 млн твердого топлива.

Тем временем угледобыча снижается в Чукотском АО. Объем добычи каменного угля в регионе по итогам января-мая 2024 г. составил 561 тыс. тонн, сократившись на 6% относительно аналогичного периода 2023 г. Добычу ведет ООО «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal Ltd, которая намерена продать актив, но пока не завершила процесс) в пределах Беринговского бассейна (месторождение Фандюшкинское поле в пределах участка Северный Амаам, Анадырский район).

В свою очередь ОАО «Шахта Угольная» за пять месяцев извлекло 18 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении, сократив в три раза объем добычи по сравнению с аналогичным периодом 2023 г. Уголь поставляется потребителям в округе – на Эгвекинотскую ГРЭС и объекты «Чукоткоммунхоза». В настоящее время в компании отмечают сокращение спроса со стороны потребителей.

На Сахалине между тем фиксируется рост экспорта угля. В апреле-мае текущего года (1 апреля – период начала навигации) объем угольных поставок вырос на 6% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 2,7 млн тонн. В 2023 г. с Сахалина на экспорт было поставлено 14,4 млн тонн твердого топлива, что на 23% больше, чем в 2022 г. Напомним, что «Восточная горнорудная компания» (ВГК) завершает в регионе строительство наиболее крупного в РФ магистрального угольного конвейера протяженностью 23 км, соединяющего Солнцевский угольный разрез и порт Шахтёрск. В июне было принято правительственное решение о выделении субсидии в размере 614,64 млн рублей на строительство конвейера. В 2023 г. объем добычи ВГК на Солнцевском разрезе составил 14,2 млн тонн, в 2024 г. планируется достичь объема добычи в 15,2 млн тонн.

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

Уголь

Ситуация в угольной отрасли на сегодняшний день осложняется падением мировых цен, из-за чего в четвертом квартале 2023 г. убытки российской угольной промышленности составили 13 млрд рублей. Для угольной отрасли угрозу также несет планируемое Минфином с 2025 г. увеличение НДПИ для угля^[1]. Для энергетических и коксующихся углей предлагается установить дополнительную надбавку к ставке НДПИ в размере 10% от превышения цен в морских портах Дальнего Востока^[2]. Пороговая цена для энергетического угля установлена в 100 долларов, для коксующегося – 140 долларов за тонну. Коэффициент для расчета налоговой ставки будет учитывать среднюю за налоговый период мировую цену на уголь и средний курс доллара к рублю.

При этом в ближайшее время с учетом рыночной конъюнктуры роста цен на уголь в дальневосточных портах не ожидается. В отрасли опасаются, что увеличение налоговой нагрузки приведет к продолжающемуся сокращению добычи, а также экспортных поставок и инвестиций в производство.

В целях поддержки отрасли Минэнерго во главе с бывшим кемеровским губернатором С.Цивилевым, бывшим руководителем угольной компании «Колмар», предлагает продолжать переговоры с Китаем по обнулению импортных пошлин на российский уголь. Напомним, что Китай еще в 2014 г. ввел импортные пошлины на антрацит, коксующийся и энергетический уголь в размере 3-6%^[3]. Нулевой тариф на импорт угля действовал с 1 мая 2022 г. и в последний раз продлевался в марте 2023 г. до 31 декабря 2023 г. При этом для российского угля Китай является основным рынком экспорта.

В Минэнерго оценили, что по итогам 2023 г. из-за падения цен на уголь прибыль до налогообложения предприятий снизилась в 2,1 раза, до 356,7 млрд рублей, а налоговые поступления сократились на 34%, до 220 млрд рублей. При этом Минэнерго также предлагает ввести мораторий на увеличение НДПИ в период санкций против угольных компаний.

Кроме того, в правительстве РФ весной было принято решение о временной отмене экспортных пошлин на уголь с 1 мая до 31 августа текущего года. Курсовая экспортная пошлина составляла от 4% до 7%^[4] в зависимости от курса рубля, а при курсе менее 80 рублей за доллар должна быть нулевой. Она была введена с 1 октября 2023 г., отменена 1 января 2024 г. и вновь введена с 1 марта 2024 г. С 2025 г. в рамках налоговой реформы предполагается полная отмена всех курсовых экспортных пошлин.

Перевозки угля на экспорт по железной дороге пока не сократились. По итогам января-марта 2024 г. через дальневосточные пограничные переходы на Дальневосточной железной дороге (ДВЖД) объем перевозки угля составил 2 715 тыс. тонн. Через пограничный переход «Гродеково – Суйфэньхэ» в Приморском крае направлено на экспорт 894 тыс. тонн угля, что в 1,9 раза больше, чем за аналогичный период 2023 г. Экспорт угля через пограничный переход «Камышовая – Хуньчунь» в Амурской области достиг 957 тыс. тонн, увеличившись почти в 1,7 раза. Через мостовой железнодорожный пограничный переход «Нижнеленинское – Тунцзян» в Еврейской АО в первом квартале года перевезено 862 тыс. тонн угля, что в 2,5 раза больше, чем за аналогичный период 2023 г.

Тематическое фото. автор/источник: paha1205/Shutterstock

Наибольший объем отгрузки угля на станциях ДВЖД обеспечили Эльгинское месторождение в Якутии (4,4 млн тонн), Ургальское месторождение в Хабаровском крае (1,6 млн тонн), а также Сыллахское (Якутия) и Огоджинское месторождения (Амурская область), с которых в совокупности погружено более 754 тыс. тонн.

На этом фоне некоторые предприятия намереваются временно сократить добычу. Так, угледобывающая компания «Колмар» с 12 марта приостановила работу двух обогатительных фабрик в Якутии и снизила загрузку третьей фабрики до 50% в связи с переизбытком угля на складах (около 1 млн тонн угля) из-за загруженности железной дороги в направлении Ванинско-Совгаванского узла, где расположен собственный порт «Колмара» АО «ВаниноТрансУголь». В апреле компания рассчитывала вывезти 573 тыс. тонн твердого топлива, но ОАО «РЖД» согласовало отгрузку только 428 тыс. тонн.

Тем не менее в 2024 г. «Колмар» рассчитывает добыть на ГОКе «Денисовский» 5,4 млн тонн (результат за 2023 г. – 4,3 млн тонн), а на ГОКе «Инаглинский» - 8,1 млн тонн (результат за 2023 г. – 7,3 млн тонн).

При этом в первом квартале 2024 г. угледобывающие предприятия Якутии все же увеличили объем добычи на 33% по сравнению с первым кварталом 2023 г., до 11,4 млн тонн. Затем в январе-апреле показатель роста составил 29%, до 15 млн тонн. В том числе за четыре месяца объем отгрузки угля на экспорт из Якутии составил 8,7 млн тонн, что на 5% больше показателя аналогичного периода прошлого года. Рост, в частности, обеспечивает добыча на Эльгинском месторождении угля («Эльгауголь»), где в 2023 г. было произведено 26 млн тонн угля (рост на 30% относительно 2022 г.).

Сокращение добычи угля тем временем уже наблюдается в Чукотском АО, где ранее фиксировался рост. По итогам января-апреля 2024 г. компания «Берингпромуголь» (австралийская Tigers Realm Coal Ltd) добыла на месторождении Фандюшкинское поле Беринговского каменноугольного бассейна (Анадырский район) 429,5 тыс. тонн каменного угля, на 5% сократив показатель относительно аналогичного периода 2023 г. Австралийская компания уходит из России и намерена продать угольный актив за 49 млн долларов российской компании «АПМ-Инвест» М.Бузука^[5].

Tigers Realm Coal Ltd, помимо «Берингпромугля», принадлежат ведущая геологоразведочные работы «Северо-Тихоокеанская угольная компания», «Порт Угольный» (оператор Беринговского порта) и сервисная компания «Берингпромсервис». Управлением предприятиями занимается ООО «Берингугольинвест». По итогам прошлого года объем добычи компании «Берингпромуголь» составил 1,6 млн тонн угля, увеличившись на 31% относительно 2022 г. В конце 2023 г. было получено положительное заключение Главгосэкспертизы на строительство обогатительной фабрики «Беринговская». Еще в первом квартале текущего года проект ООО «Берингпромуголь» демонстрировал положительную динамику – было добыто 348,3 тыс. тонн каменного угля, что на 4% больше, чем за аналогичный период 2023 г. Однако с апреля тренд изменился на негативный.

В регионе снижается производство и бурого угля. ОАО «Шахта Угольная» в январе-апреле обеспечило 16,6 тыс. тонн бурого угля на Анадырском месторождении, что в 2,3 раза меньше, чем за аналогичный период 2023 г. Бурый уголь компания поставляет предприятиям АО «Чукотэнерго» (Анадырской ТЭЦ и Эгвекинотской ГРЭС).

Тем не менее сохраняются планы инвесторов по развитию логистической инфраструктуры для угольных проектов. ООО «АнтрацитИнвестПроект» в рамках ТОР «Амурская» рассчитывает создать логистический кластер в Тындинском муниципальном округе Амурской области для обеспечения перевозки угля с Сыллахского угольного месторождения в Якутии (Нерюнгринский район) в Амурскую область – на железнодорожную станцию Талума-Угольная Байкало-Амурской магистрали (станция в 72 км от Сыллахского разреза). Объем инвестиций в проект оценивается в более чем 300 млн рублей. Кластер объединит Сыллахский угольный разрез, обогатительную фабрику, железнодорожную станцию Талума-Угольная, расположенные в Амурской области ЛЭП, подстанцию и технологическую дорогу.

На сегодняшний день введена в эксплуатацию автодорога от станции Талума-Угольная до Сыллахского угольного разреза протяженностью 72 км, возведено три мостовых перехода, введены в эксплуатацию объекты первой очереди станции Талума-Угольная. Ввод в эксплуатацию второй и третьей очередей станции намечен на вторую половину 2024 г. Реализовать проект полностью предполагается в 2024-30 гг.

«АнтрацитИнвестПроект» продолжает горно-капитальные работы на Сыллахском разрезе (ТОР «Южная Якутия»), где уже построены объекты бытовой инфраструктуры и склады ГСМ, закуплена и доставлена основная производственная техника. Идет строительство очистных и природоохранных сооружений, систем пожарной безопасности, ведется разработка проектной документации обогатительной фабрики и энергетической инфраструктуры.

Мощность первой очереди угольного разреза должна составить 1 млн тонн угля в год. К 2025 г. на участке планируется добывать 6,5 млн тонн твердого топлива, а также к этому времени должна быть возведена обогатительная фабрика производительностью 5 млн тонн товарного угля в год. Разрабатывать месторождение планируется до 2046 г. Балансовые запасы месторождения оцениваются в 140,877 млн тонн угля.

Холдинг En+ Group намерен инвестировать 50 млрд рублей в разработку Зашуланского месторождения угля в Забайкальском крае (Красночикойский район). Объем добычи должен составит 5 млн тонн в год (к 2027 г.). Эксплуатантом месторождения выступает компания «Разрезуголь» - СП En+ Group и китайской CHN Energy. «Разрезуголь» ведет строительно-монтажные работы по объектам первой очереди. Также началось проектирование электроподстанции и линий электропередачи 110 кВ протяженностью 93 км для энергоснабжения месторождения.

Кроме того, Росприроднадзор весной одобрил проект реконструкции горно-обогатительного комбината «Чегдомын» в Хабаровском крае АО «Ургалуголь» (входит в «СУЭК»), предполагающий строительство отделения флотации. «Ургалуголь» осваивает Ургальское месторождение в пределах Буреинского угольного бассейна (разрезы «Буреинский» и «Правобережный», шахта «Северная»). На трех данных активах добывается свыше 700 тыс. тонн угля в месяц. В апреле также прошли общественные слушания по проекту «Строительство шахты «Северная» в границах участков недр «Северо-Западный Ургал» и «Поле шахты «Ургальская». На этих участках планируется добывать до 4 млн тонн угля в год.

В 2023 г. «Ургалуголь» произвел порядка 10 млн тонн. В том числе предприятие отгрузило потребителям на внутренний рынок и в рамках экспортных контрактов 7 млн тонн, что стало рекордным показателем. К 2030 г. «Ургалуголь» планирует увеличить объемы производства до 15 млн тонн угля в год. Ожидается, что в 2025 г. объем добычи на разрезе «Правобережный» достигнет 6 млн тонн в год, а мощность обогатительной фабрики «Чегдомын» составит 9 млн тонн угля в год. За январь-апрель текущего года «Ургалуголь» отгрузил на экспорт более 1,5 млн тонн угля, что на 2% больше, чем за аналогичный период 2023 г.

Что касается экспортных поставок углеводородов, то в апреле 2024 г. наблюдался рост экспорта нефти премиального сорта ВСТО из порта Козьмино в Находке (доставляется по нефтепроводу «Восточная Сибирь – Тихий океан»), на 5% относительно апреля прошлого года, до рекордных 960 тыс. баррелей в сутки. Предыдущий рекорд морских поставок нефти из Козьмино был поставлен в феврале текущего года, тогда отгрузки превысили 914 тыс. баррелей в сутки^[6].

Нефть и газ

Котировки ВСТО традиционно превышают потолок цен на российскую нефть, установленный на уровне 60 долларов за баррель. В том числе в апреле покупку сырья возобновила Индия (после двухмесячного перерыва). В апреле-мае Индия приобретала 70 тыс. баррелей в сутки. В частности, в мае две танкерные партии нефти (по 100 тыс. тонн каждая) были приобретены Indian Oil Corporation (IOC), еще одна партия – индийской Reliance. Наиболее крупным покупателем нефти ВСТО остается Китай – он в среднем в текущем году импортировал 835 тыс. баррелей в сутки, что на 10% больше, чем в течение 2023 г.

Объем поставок газа в Китай по газопроводу «Сила Сибири» с 1 января по 12 мая текущего года превысил показатель аналогичного периода прошлого года на 37,4%. В апреле рост поставок по сравнению с апрелем прошлого года составил 57,1%.

Все еще под вопросом остается заключение контракта с КНР по поставкам газа по планируемому газопроводу «Сила Сибири-2» (через Монголию, протяженность – 6,7 тыс. км). По предварительным данным, основным противоречием сторон является цена на газ. Китайская сторона настаивает на возможности приобретения газа по цене, аналогичной его стоимости на внутреннем российском рынке.

Помимо низкой цены, российскую сторону не устраивает намерение Китая взять обязательство покупать только небольшую часть запланированной годовой мощности трубопровода (составляющей 50 млрд куб. м газа). Потребность КНР в импорте газа к 2030 г. оценивается в 250 млрд куб. м (в 2023 г. – около 170 млрд куб. м), но Китай предпочитает диверсифицировать поставки. В частности, наиболее крупным поставщиком трубопроводного природного газа в КНР является Туркменистан (в первом квартале текущего года поставил газ на 2,4 млрд долларов)^[7]. Россия находится на втором месте (в первом квартале поставлен газ на 2 млрд долларов)^[8], далее следует Мьянма (358 млн долларов)^[9].

Помимо трубопроводного газа Китай также закупает СПГ – его наиболее крупным поставщиком выступает Австралия (в 2023 г. поставлено 24,2 млн тонн). Далее следуют Катар (в 2023 г. поставлено 16,7 млн тонн), Россия (в 2023 г. было поставлено 8 млн тонн), Малайзия и Индонезия (в совокупности из двух стран в 2023 г. поставлено 11,8 млн тонн). В январе-апреле текущего года Россия поставила в Китай 2,415 млн тонн СПГ на 1,455 млрд долларов США.

Что касается проекта строительства нефтепровода параллельно «Силе Сибири-2» (мощностью до 30 млн тонн), то вице-премьер А.Новак на полях Петербургского международного экономического форума охарактеризовал проект как перспективный, но сырой, находящийся только в стадии разработки.

изображение: ПАО «Газпром»

Тем временем в апреле «Газпром» принял решение о строительстве газопровода «Белогорск – Хабаровск» протяженностью свыше 800 км, соединяющего магистральные газопроводы «Сила Сибири» и «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» (СХВ) в рамках проекта Система магистральных газопроводов «Восточная система газоснабжения» (она должна пройти через восемь районов Амурской области по левому берегу реки Зея). Общая длина трасс в рамках проекта превысит 5 тыс. км. С помощью него предполагается объединить восточные газотранспортные мощности с газовой инфраструктурой западной части РФ.

Трасса газопровода «Белогорск – Хабаровск» пройдет от Амурского ГПЗ до врезки в СХВ в районе Хабаровска. Строительные работы предполагается завершить в 2029 г. С учетом стоимости прокладки километра газопровода «Сила Сибири» в 366 млн рублей, стоимость газопровода «Белогорск – Хабаровск» может составить 293 млрд рублей. Генеральным подрядчиком выступает компания АО «Газстройпром» (49% - у «Газпрома», 25% - у Газпромбанка).

Газопровод в том числе необходим по причине дефицита газа в рамках Сахалинского кластера, не позволяющего реализовать проект по строительству третьей очереди завода СПГ в рамках проекта «Сахалин-2». Уже заключен контракт с КНР на поставку 10 млрд куб. газа в год с Дальнего Востока по СХВ, но ресурсной базой для обеспечения данного контракта изначально предполагалось Южно-Киринское месторождение на сахалинском шельфе, находящееся под санкциями США с 2016 г. Соединение газопроводов может служить резервным вариантом обеспечения законтрактованных экспортных поставок в Китай.

Между тем в рамках проекта «Сахалин-2» (Пильтун-Астохское и Лунское месторождения на шельфе, оператор – ООО «Сахалинская энергия») отмечается рост производства сжиженного природного газа (СПГ), взаимосвязанный с поставками в Китай. По итогам апреля рост составил 7% по отношению к марту 2024 г., до 886 тыс. тонн. В Китай с проекта «Сахалин-2» в апреле отправлено 440 тыс. тонн СПГ, что в 3,4 раза больше, чем в марте. Объемы поставок в Японию с недавних пор уступают китайским, они снизились в апреле на 44% по сравнению с мартом, составив 319 тыс. тонн. Практически без изменений остался уровень экспорта СПГ сахалинского проекта в Республику Корея в апреле – 127 тыс. тонн.

Добыча газа в рамках «Сахалина-2» в феврале текущего года составила 1,43 млрд куб. м, увеличившись на 7% относительно февраля прошлого года. В январе-феврале добыча достигла 2,96 млрд куб. м, что на 4,8% больше, чем за аналогичный период 2023 г. В январе-апреле на проекте было добыто 5,8 млрд куб. м, что на 4,5% превысило результат в сравнении с аналогичным периодом прошлого года. По итогам апреля добыча выросла на 5%, до 1,4 млрд куб. м.

Стоит отметить, что покупателем 27,5%-ной доли компании Shell в «Сахалине-2» станет ПАО «Газпром». Цена продажи доли составит 94,8 млрд рублей. Доля перейдет ООО «Сахалинский проект» (дочернее предприятие ПАО «Газпром»^[10]). Напомним, что ранее покупка доли Shell была одобрена для дочерней компании ПАО «НОВАТЭК» - ООО «НОВАТЭК Московская область», но сделка не состоялась^[11]. В ООО «Сахалинская энергия» 50% уже принадлежат компании «Газпром Сахалин Холдинг». Японские Mitsui & Co., Ltd и Mitsubishi Corporation владеют 12,5% и 10% соответственно.

«НОВАТЭК» вел трудные переговоры с «Газпромом», не желающим уступать конкурирующей компании управленческие функции в проекте. Также пока не найдено юридической возможности для передачи offtake-контракта Shell на 1 млн тонн СПГ с «Сахалина-2».

В рамках другого СРП-проекта «Сахалин-1» добыча газа в январе-апреле составила 3,3 млрд куб. м, увеличившись на 9% относительно соответствующего периода 2023 г. Тем не менее в апреле было зафиксировано снижение показателя на 3% по сравнению с аналогичным месяцем прошлого года, до 855 млн. куб. м.

Доля американской компании Exxon Neftegas Limited в шельфовом проекте «Сахалин-1»^[12] (30%) должна быть продана не позднее 1 января 2025 г. в соответствии с указом президента от 8 апреля 2024 г. Exxon Neftegas Limited с марта 2022 г. продолжает процесс выхода из российского предприятия. Среди иностранных акционеров остаются японская Sakhalin Oil and Gas Development Co. Ltd. (Sodeco) с долей в 30% и индийская ONGC Videsh Limited с 20%. Еще 20% принадлежат структурам «Роснефти»: «РН-Астра» (8,5%) и «Сахалинморнефтегаз-Шельф» (11,5%). Оператором проекта выступает АО «Сахалинморнефтегаз-Шельф».

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

[1] Соответствующие поправки к Налоговому кодексу внесены в Госдуму 3 июня.

[2] Индекс FOB Восточный NAR 5500.

[3] Пошлины не распространяются на Индонезию и Австралию из-за соглашений о свободной торговле.

[4] Ставка пошлины составляет 5,5% при курсе 90-95 рублей за доллар и 7% при курсе выше 95 рублей за доллар.

[5] М.Бузук в прошлом работал в компании «СУАЛ-Холдинг» (2000 г., первый вице-президент, член совета директоров), в 2003-10 гг. был генеральным директором компании Investment Partner AG, реализовывавшей совместные проекты с ГК «Ренова», в 2009-10 гг. – гендиректор УК «Металлоинвест». О продаже было объявлено в апреле, сделка должна получить одобрение акционеров TIG. Дата созыва собрания акционеров компании пока не уточнялась. Сделку также должны одобрить ФАС и президент РФ.

[6] ВСТО торгуется с привязкой к основному азиатскому маркерному сорту Dubai.

[7] В 2023 г. Туркменистан поставил в Китай трубопроводного газа на 9,6 млрд долларов. Годовой объем поставок туркменского газа составляет 40 млрд куб. м.

[8] Объем поставок российского газа в Китай в 2023 г. составил 22,5 млрд куб. м.

[9] Известно, что в 2022 г. из Мьянмы в Китай было поставлено 3,8 млрд куб. м.

[10] Владельцем компании является ООО «Газпром Сахалин Холдинг».

[11] Изначально правительство разработало критерии для потенциальных покупателей доли Shell, им соответствовал только «НОВАТЭК». Но в феврале текущего года решением правительства критерии были частично изменены и им стал отвечать «Газпром».

[12] Месторождения Чайво, Одопту-море, Аркутун-Даги, Лебединское.