Дальневосточный лидер в сфере добычи углеводородов – Сахалинская область, переживает спад производства из-за проблем вокруг шельфовых проектов. Позитивная динамика нефтедобычи наблюдается в Якутии. В республике также ожидается дальнейший рост производства угля (каменного и коксующегося). Еще одним регионом, стабильно демонстрирующим рост угледобычи (каменный уголь), является Чукотский АО. Развивающиеся проекты в данных регионах ориентированы на экспортные рынки. Тем не менее проблемным вопросом для них является логистика – из-за дефицита провозных мощностей на Восточном полигоне они рассчитывают создавать частную инфраструктуру.
Сахалинские шельфовые проекты сталкиваются со сложностями в работе. При этом не полностью разрешены противоречия, касающиеся долей ушедших из проектов компаний, а также импортного оборудования.
Срок реализации доли (30%), ранее принадлежавшей американской компании Exxon Mobil, в новом операторе проекта «Сахалин-1»[1] в апреле указом президента был продлен до октября текущего года. Напомним, что предыдущим указом от 7 октября 2022 г. срок реализации был установлен на четыре месяца, которые уже истекли.
Новым оператором проекта вместо остановившего работы Exxon Neftegas Ltd стало российское ООО «Сахалин-1» (зарегистрировано в Южно-Сахалинске). Его учредителем является АО «Сахалинморнефтегаз-Шельф», которому в проекте принадлежит 11,5%, еще 8,5% – у АО «РН-Астра» (обе компании входят в НК «Роснефть»). В проекте остались японская SODECO (30%) и индийская ONGC (20%). В Exxon Mobil в свою очередь указывали, что решение о создании нового оператора проекта противоречит СРП, отмечая также наличие планов о намерении постепенного выхода из проекта, выгодного всем сторонам. В американской компании настаивают, что создание ООО «Сахалин-1» в одностороннем порядке прервало данный процесс.
Также вокруг проекта продолжаются судебные разбирательства. В феврале Южно-Сахалинский городской суд удовлетворил касающийся задолженности по налогам и пеням иск Генпрокуратуры[2] к бывшему оператору проекта «Сахалин-1» – американской компании Exxon Neftegas Limited (ENL), прежде владевшей 30% в проекте[3]. В пользу бюджета РФ было постановлено взыскать 6 млрд рублей, остальную часть – в пользу регионального бюджета.
В соответствии с соглашением между правительством РФ, Сахалинской областью и ENL от 2017 г., компания ENL приобрела право получать финансовую выгоду в виде зачета суммы налога на прибыль, причитающейся государству. Ее размер составил 223 млн долларов США. Однако в 2021 г. Минфин уведомил ENL о решении предоставить финансовую выгоду в меньшем размере – не более 37,17 млн долларов ежегодно. Тем не менее Exxon Mobil в марте 2022 г. предоставил налоговую декларацию, где налог на прибыль был сокращен на изначально оговоренные 223 млн долларов (а не 37,17 млн долларов). Генпрокуратура полагала, что компания допустила нарушения порядка исчисления налога на прибыль, из-за чего ущерб был нанесен федеральному бюджету и бюджету региона.
Суд пришел к выводу, что действия ENL в апреле 2022 г. по остановке работ на проекте «Сахалин-1» не имели технически и экономически обоснованных мотивов, поскольку не были вызваны непреодолимыми обстоятельствами природного или техногенного происхождения (не зависящими от воли сторон договора), что, в свою очередь, исключает применение положений о форс-мажоре. Согласно постановлению суда, в результате действий ENL была остановлена поставка в Хабаровский край[4] попутно добываемого природного газа, что создавало угрозу возникновения чрезвычайной ситуации, а прогнозируемые доходы всех участников консорциума инвесторов в 2022 г. снизились более чем в два раза в сравнении с 2021 г.[5]
Спор с ENL о новом порядке исчисления налога на прибыль был расценен судом как уклонение компанией от уплаты налога, в связи с чем была оценена сумма причиненных РФ и Сахалинской области убытков – в 15 млрд 479 млн 095 тыс. 200 рублей (по состоянию на 30 января 2023 г.), при этом более 9 млрд рублей из них приходится на регион. Тем не менее суд не уточнил, каким именно образом будет взыскан весь оцененный ущерб. Представители истца отнесли данный вопрос к ведению Федеральной службы судебных приставов.
Стоит отметить, что ответчик полагал более уместным передачу дела на рассмотрение арбитража или в другую страну. Однако обжалования решений и оплата всех административных штрафов были расценены южно-сахалинским судом как свидетельство признания компанией применения национального законодательства и юрисдикции РФ к правоотношениям, возникающим при реализации Соглашения о разделе продукции 1995 г. (было заключено между правительствами РФ, Сахалинской области и ENL). Исходя из этого суд решил, что спор должен быть решен в суде общей юрисдикции по правилам национального законодательства РФ. Исковые претензии к ENL могут быть учтены при продаже доли компании, на которую претендует «Роснефть», рассчитывающая получить ее с наименьшими возможными затратами.
На долю в другом сахалинском шельфовом проекте – «Сахалин-2» претендует НОВАТЭК. В апреле компания подала заявку на участие в отборе покупателя доли в 27,5% в операторе проекта «Сахалин-2»[6] – ООО «Сахалинская энергия». Ранее эта доля принадлежала британско-нидерландской Shell. В «Сахалинской энергии» основная доля принадлежит ООО «Газпром Сахалин холдинг» (50,1%). Другие иностранные акционеры проекта – японские Mitsui и Mitsubishi, получили в операторе доли в 12,5% и 10% соответственно (что соразмерно их прежним долям в Sakhalin Energy).
Компания Shell намеревалась обратиться в суд штата Нью-Йорк с иском о компенсации стоимости ее доли в «Сахалине-2». Компания оценила потери от списания владения долей в 1,614 млрд долларов. НОВАТЭК решил выплатить Shell всю причитающуюся сумму за долю в размере 94,8 млрд рублей и перечислить их на зарубежный счет компании.
При этом, согласно указу президента от 30 июня 2022 г.[7], британско-нидерландская компания могла получить деньги только на счет типа «С» в российской юрисдикции, где они останутся заблокированными. Тем не менее НОВАТЭК получил согласие президента на выплату Shell всей суммы средств за свою долю.
Отметим, что выручка ООО «Сахалинская энергия» в 2022 г. выросла в 1,7 раза в годовом сопоставлении – до 9,608 млрд долларов. Всего в отчетный период отгрузка составила около 11,5 млн тонн СПГ (в 2021 г. – 10,41 млн тонн), а также около 3,7 млн тонн нефти (4,16 млн тонн в 2021 г.). Из общего объема экспорта СПГ на долю Японии пришлось 60,6% всех отгрузок, Южной Кореи – 16,8%, Китая – 17,9%, Тайваня – 4,5%, Индонезии – 1,2%. В КНР было поставлено 64,3% от общего объема отгрузок нефти, в Южную Корею – 26,8%, в Японию – 8,9%. Чистая прибыль «Сахалинской энергии» составила 4 млрд долларов США, что в два раза больше аналогичного показателя 2021 г.
При этом у Shell сохранился offtake-контракт[8] на получение до 1 млн тонн СПГ с проекта в год с 2028 г. Контракт фактически не выполняется с августа 2022 г., он не был перезаключен с новым оператором. «Сахалин-2» продает на спотовом рынке объемы СПГ, поставлявшиеся по долгосрочному контракту Shell, а прибыль распределяется между всеми участниками. Переход доли НОВАТЭКу несет также юридические риски, из-за намерения Shell продолжать отстаивать свои права, связанные с долей и контрактом.
Следует отметить, что «Сахалинская энергия» в настоящее время опасается срыва отгрузок после решения нидерландской компании Svitzer (дочерняя структура датского контейнерного оператора Maersk[9]) приостановить договор фрахта буксиров (приостановлен 17 апреля), со ссылкой на форс-мажорные обстоятельства. Пока оператору через суд удалось добиться ареста четырех ледокольных буксиров, задействованных в буксировке танкеров в порту Пригородное – «Свицер Анива», «Свицер Сахалин», «Свицер Буссе» и «Свицер Корсаков» (владелец – Svitzer Sakhalin B.V.). Иск «Сахалинской энергии» был подан к ООО «Свицер Сахалин Терминал Тоуэдж» (российская структура Svitzer). В конце апреля Арбитражный суд Сахалинской области вынес решение об аресте буксиров.
В суде «Сахалинская энергия» указывала на отсутствие правомерных оснований для приостановления договора фрахта, ссылаясь на положение договора о том, что осуществление арендных платежей лишает права ссылаться на форс-мажорные обстоятельства. Суд пришел к выводу, что приостановка договора фрахта несет угрозу производственной деятельности и убытки. В качестве обеспечительной меры имущество было передано на хранение ООО «СИП Менеджмент» (СП «Сахалин-Шельф-Сервис» и «УК Проект Групп»[10]) с правом пользования буксирами, как того желала «Сахалинская энергия». Тем не менее оператору требовалось до 18 мая подать иск об оспаривании отказа исполнять договор. Пока о подаче исковых заявлений не сообщалось. Отказ от подачи иска грозит тем, что обеспечительные меры будут отменены, а буксиры потребуется вернуть. В случае если истец выиграет суд, он сможет пользоваться буксирами до истечения срока контракта.
На этом фоне в середине текущего года на Сахалине планируется начать проектирование завода по переработке газового конденсата мощностью 4,5 млн тонн топлива в год. Завершен первый этап технико-экономического обоснования проекта. В минувшем году было подписано соглашение между сахалинским правительством и ПАО «Газпром» о разработке обоснования инвестиций по строительству завода. Системы приема, хранения и регазификации должны быть размещены на Курильских островах (на Итурупе и Кунашире – в 2023 г., на Парамушире и Шикотане – в 2025 г.).
Ожидается, что проект позволит обеспечить возможность производства авиационного керосина для авиакомпании «Аврора» (дочернее предприятие «Аэрофлота») и снизит стоимость затрат на топливо. Кроме того, на заводе планируется производить автомобильное топливо для региона. «Сахалин-2» является источником сырья для проекта. Стоит напомнить, что этот проект должен также стать источником сырья для планируемого малотоннажного завода СПГ для газификации Курильских островов[11].
Тем временем рост добычи нефти наблюдается в Якутии. По итогам первого квартала года было добыто 5,1 млн тонн, что на 11% превысило результат за аналогичный период прошлого года. В целом по итогам текущего года в республике планируется добыть 18,9 млн тонн нефти, что на 5% больше, чем в 2022 г. Нарастить добычу планируется за счет увеличения мощностей на Чаяндинском нефтегазоконденсатном месторождении в Ленском районе (проект ПАО «Газпром»). Чаяндинское месторождение при этом является ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири».
Тем временем ПАО «Якутская топливно-энергетическая компания» (ЯТЭК) А.Авдоляна в апреле учредило дочернюю компанию для проведения геологоразведочных работ – ООО «Майгеопром». Компания займется геологоразведочными, геофизическими и геохимическими работами в области изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы. ЯТЭК к 2025 г. планирует нарастить суммарные геологические запасы газа до 1 трлн куб. м. К концу 2022 г. запасы достигли 643 млрд куб. м.
Между тем группа Alltech[12] в апреле отказались от небольшого сахалинского проекта. Речь идет о сухопутном Призаливном участке (площадь 167 кв. км, Ногликский район), лицензия на который принадлежала компании «Пасифик Ойл Ресорсес»[13], с января текущего года начавшей процесс ликвидации. В Alltech отказ от участка мотивируют экономической нецелесообразностью. Призаливный участок находился на стадии геологоразведки, ресурсы нефти и газа по нему оценивались в порядка 9 млн тонн и 1 млрд куб. м соответственно. Запасы нефти в результате разведки планировалось увеличить до 21 млн тонн. В случае перехода Призаливного участка в нераспределенный фонд Роснедра могут начать работу по подготовке к проведению нового аукциона.
Компании «Пасифик Ойл Ресорсес» лицензия принадлежала с 2008 г., она действовала до апреля 2033 г. Еще в прошлом году компания не планировала ликвидацию и готовилась к бурению скважины №6 «Междуреченская». В то же время в 2020 г. разведка не финансировалась в связи с негативным влиянием пандемии. Убыток компании за 2021 г. составил 7,6 млн рублей. Напомним, что основной актив группы Alltech – угольная компания «Сибантрацит», - был продан А.Авдоляну в 2021 г.
В Хабаровском крае компания «Дальгазресурс»[14] в апреле приступила к разработке некрупного Адниканского месторождения газа (Верхнебуреинский район, единственный участок с запасами газа в регионе). Предприятие начало работы по расконсервации[15] скважины на Буреинском участке. После проведения работ предполагается осуществить комплекс геофизических исследований скважины. Запасы газа по одной скважине составляют 2,5 млрд куб. м. В перспективе на месторождении планируется обустроить десять скважин. Точную оценку запасов месторождения «Дальгазресурс» рассчитывает получить летом текущего года.
Ранее, в 2019 г., сообщалось о планах создать на базе Адниканского месторождения СПГ-завод мощностью 48 тыс. тонн СПГ в год. В качестве инвестора рассматривалась сингапурская компания Poh Group. Однако каких-либо дальнейших действий в данном направлении предпринято не было. По состоянию на конец 2019 г. запасы природного газа месторождения составляли всего 0,437 млрд куб. м (категория С1) и 1,553 млрд куб. м (категория С2).
В правительстве продолжается обсуждение газификации Бурятии и Забайкалья. В марте председатель правления ПАО «Газпром» А.Миллер заявил о готовности компании провести магистральный газ в данные регионы в 2029-30 гг., но при условии принятия в текущем году инвестиционного решения о строительстве газопровода «Сила Сибири – 2». В «Газпроме» оценивают потребность двух регионов в газе в 3,5 млрд куб. м в год. Газовая труба может быть проложена от поселка Наушки на границе с Монголией (Кяхтинский район Бурятии) на 250 км в северо-восточном направлении до Улан-Удэ, и далее еще на 450 км до Читы.
Газопровод «Сила Сибири – 2» предполагает поставки газа в КНР через территорию Монголии в объеме до 50 млрд куб. м в год. В качестве ресурсной базы рассматриваются месторождения Ямала, Ковыктинское месторождение в Иркутской области и месторождения Красноярского края. Тем не менее переговоры по данному объекту все еще ведутся, не заключены контракты, а сроки строительства не определены. В «Газпроме» сообщали о продолжающейся разработке сметной документации по проекту. При этом для китайской стороны приоритетным пока что являлся вопрос поставок по «Силе Сибири – 3» (дальневосточный маршрут) – газопроводу с Сахалина, - предполагающих меньший объем поставок и не требующих значительных инвестиций в трубопроводную инфраструктуру.
В Минэнерго при этом обещали совместно с «Газпромом» скорректировать Восточную газовую программу[16] для ускорения газификации регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока. В 2021 г. уровень газификации Дальнего Востока оценивали в 18% при общероссийском показателе – более 70%.
Следует отметить, что для поставок газа по дальневосточному маршруту правительство в мае одобрило и постановило ратифицировать межправительственное соглашение с КНР. Соглашение регулирует возведение и эксплуатацию газопровода через реку Уссури вблизи городов Дальнереченск (Приморский край) и Хулинь. РФ и КНР подписали соглашение в конце января текущего года. Единственным поставщиком газа выступит «Газпром», на территории КНР обслуживать ветку должна Китайская национальная трубопроводная корпорация. Объем поставок российского трубопроводного газа в Китай может таким способом увеличиться на 10 млрд куб. м в год (поставки по «Силе Сибири» после выхода на проектную мощность должны составить 38 млрд куб. м в год)[17], достигнув таким образом 48 млрд куб. м в год.
Рост угледобычи ожидается в Якутии за счет коксующихся углей. Главгосэкспертиза в мае одобрила проект второй очереди добывающего комплекса Эльгинского месторождения ООО «Эльгауголь» (ООО УК «ЭЛСИ» А.Авдоляна, С.Адоньева и А.Исаева). Ожидается, что строительство новых объектов позволит увеличить добычу на месторождении до 45 млн тонн угля в год.
Проект предполагает разработку северо-западного участка Эльгинского месторождения. Отработку второй очереди участка открытых горных работ на месторождении планируется осуществлять одновременно двумя карьерными выемками – западной и северной. Напомним, что запасы месторождения оцениваются в 2,2 млрд тонн. Объем добычи на Эльге в 2022 г. превысил 20 млн тонн, что на 26,5% больше, чем в 2021 г.
Кроме того, в прошлом году «Эльгауголь» приобрел за 1,5 млрд рублей 67% компании ООО «Ундыткан», владеющей лицензиями на геологическое изучение Ундытканской и Приграничной угленосных площадей около Эльгинского месторождения. Прогнозные ресурсы Ундытканской площади составляют 1,31 млрд тонн угля (по категории P1), Приграничной площади – 1,176 млрд тонн (по категории P1).
В условиях ограниченной пропускной способности железнодорожной инфраструктуры в восточном направлении и высокой конкуренции угольные компании планируют развитие собственной транспортной инфраструктуры. ООО «Огоджинская угольная компания» (ООО «УК «ЭЛСИ») в апреле приступило к строительству в Амурской области железной дороги необщего пользования «Огоджа» протяженностью 140 км от Огоджинского угольного месторождения (Селемджинский район) до станции Февральск. В компании рассчитывают, что железнодорожная ветка позволит снизить себестоимость транспортировки угля. Ее пропускная способность должна составить порядка 7 млн тонн угля в год. На Огодже к 2023 г. недропользователь намерен добывать 10 млн тонн угля в год, так что ему придется еще расширять построенную железную дорогу. До конца текущего года предполагается проложить 72 км новой железнодорожной ветки, на что будет направлено 3 млрд рублей.
Строительство ведет компания ООО «ТехВЭБ»[18], также задействованная в другом и более крупном проекте «ЭЛСИ» – строительстве Тихоокеанской железной дороги от Эльгинского угольного месторождения в Якутии протяженностью 626 км (стоимость – 97,1 млрд рублей). Суммарные запасы Огоджинского месторождения оцениваются в 1,5 млрд тонн угля. В текущем году на месторождении планируется добыть 1,2 млн тонн угля. Поставка угля Эльги пока осуществляется через Амурскую область[19], где продукция поступает на общую сеть «РЖД».
На Чукотке растет добыча каменного угля компании «Берингпромуголь». За четыре месяца текущего года добыча угля в регионе выросла на 12% по отношению к аналогичному периоду прошлого года, составив 491,1 тыс. тонн. ООО «Берингпромуголь» (дочернее предприятие австралийской Tigers Realm Coal Limited[20]) за отчетный период получило 452,2 тыс. тонн на Фандюшкинском месторождении, увеличив результат 15% по отношению к аналогичному периоду 2022 г. Со своей стороны ОАО «Шахта Угольная» на Анадырском месторождении увеличило производство в четыре раза, выпустив 38,9 тыс. тонн бурого угля.
В конце марта Главгосэкспертиза РФ выдала положительное заключение на строительство объектов и отработку Восточного блока на месторождении Звонкое в Чукотском АО (Анадырский район). Проектируемая площадка расположена в 26 км к юго-западу от поселка Беринговский (в 20 км от бухты Угольная Берингова моря) и вблизи от уже действующего Фандюшкинского месторождения.
Месторождение разделено на два эксплуатационных блока – Западный и Восточный, разграниченных ручьем Звонкий. Вскрытие каждого блока предполагается осуществлять самостоятельными выработками. В июле 2022 г. Главгосэкспертиза одобрила строительство карьера на Западном блоке Звонкого. На карьере Восточного блока месторождения предусмотрено поэтапное наращивание добычи – от 650 тыс. тонн угля к 2025 г. до 1,5 млн тонн к 2031 г. В 2023 г. планируется проведение горно-капитальных работ. Запустить карьер на Западном блоке предполагается в текущем году – его мощность должна составить до 650 тыс. тонн угля в год. Балансовые запасы Звонкого (по категориям С1+С2) составляют 12 313 тыс. тонн угля.
Угольщики Иркутской области тем временем намерены получить гарантии по вывозу угля на экспорт в восточном направлении. Речь идет о компании «Востсибуголь» (подконтрольна ПАО «Иркутскэнерго», входящему в En+ Group). Восточно-Сибирская территориальная профсоюзная организация Росуглепрофа еще в марте просила власти региона добиваться установления персональной экспортной квоты для компании на уровне 250 тыс. тонн угля в месяц, направив обращение губернатору И.Кобзеву и начальнику Восточно-Сибирской железной дороги В.Владимирову.
И.Кобзев в свою очередь в апреле поднял вопрос в Минэнерго и обратился к президенту РФ В.Путину, заявив, что меры должны быть приняты в целях сохранения в Иркутской области угледобывающей отрасли, поскольку на сегодняшний день «Востсибуголь» является единственным крупным угледобывающим предприятием региона, располагая градообразующими активами в моногородах (Черемхово, Тулун)[21]. Губернатор попросил президента пересмотреть ограничения на отгрузку угля в восточном направлении и установить объем отгрузки иркутского угля не менее 3,5 млн тонн в год.
В «РЖД» в связи с загруженностью Восточного полигона в марте просили иркутских угольщиков рассмотреть возможность альтернативных направлений сбыта – через порты Северо-Западного и Азово-Черноморского бассейнов, тогда как в профсоюзе настаивали, что такая ситуация ставит под угрозу стабильность работы недропользователя. Хотя большая часть (82%) продукции «Востсибугля» поступает на внутренний рынок (ее закупает ООО «Байкальская энергетическая компания», осуществляющее управление и обслуживание 11 ТЭЦ и котельными в Иркутской области), в компании утверждают, что именно экспортные поставки являются источником прибыли, поскольку поставки на внутренний рынок региона нерентабельны.
Подробную информацию и аналитику по этой и другим актуальным темам можно найти в еженедельном бюллетене EastRussia.
[1] Месторождения Чайво, Одопту-море, Аркутун-Даги, Лебединское на северо-восточном шельфе Сахалина.
[2] Генпрокуратура добивалась взыскания с ENL 15 млрд 86 млн 970 тыс. 921 рублей, в такую сумму были оценены убытки, причиненные недоплатой налога на прибыль. В ходе разбирательства исковые требования были увеличены почти на 400 млн рублей. Тем не менее вопрос их выплаты остается открытым.
[3] Генпрокуратура с сентября 2022 г. пыталась взыскать с ENL задолженность в размере 15 млрд рублей., к январю 2023 г. ее размер увеличился до 15,5 млрд рублей с учетом пеней. В сентябре в обеспечение иска Генпрокуратуры приставы арестовали нефть на 15 млрд руб. в хабаровском порту Де-Кастри.
[4] СРП предполагало поставку в Хабаровский край до 3 млрд куб. м газа ежегодно (в 2005-25 гг.).
[5] Японская Sodeco в 2021 г. получила доход в 51 млрд рублей, а в 2022 г. – половину этой суммы. Индийская ONGC в 2021 г. получила от проекта 34 млрд рублей, в 2022 г. – 16,9 млрд рублей. Доходы самой ENL в 2021 г. составили 51 млрд рублей, а в 2022 г. – 25,4 млрд рублей. Доход от «Сахалина-1» у «Роснефти» в 2021 г. составил 34 млрд рублей, в 2022 г. – 16,9 млрд рублей.
[6] Пильтун-Астохское и Лунское месторождения на сахалинском шельфе и завод СПГ в Корсаковском городском округе.
[7] №416, «О применении специальных экономических мер в топливно-энергетической сфере в связи с недружественными действиями некоторых иностранных государств и международных организаций».
[8] Соглашение о продаже/покупке еще не произведенного товара, когда производитель планирует произвести или добыть определенное количество товара или сырья.
[9] Maersk принял решение об уходе с российского рынка в марте 2022 г.
[10] 25% и 75% соответственно. Владельцы «УК Проект Групп» – Н.Покаси, А.Покаси (по 35%), Е.Рябова. Компания «Сахалин-Шельф-Сервис» подконтрольна экс-главе «Роснефти» С.Богданчикову (52,6%), еще 25,8% у японской Marubeni, 21,6% – у американской International Development Services.
[11] Завод будет действовать в Южно-Сахалинском городском округе (село Дальнее), для перевозки и перевалки танк-контейнеров с СПГ планируется задействовать инфраструктуру морского порта Корсаков, а также морских терминалов Курильск, Северо-Курильск, Малокурильск и Южно-Курильск.
[12] Акционеры – родственники покойного предпринимателя Д.Босова (64,26%), ранее являвшегося основным акционером, а также его бывшие деловые партнеры – Д.Ага, И.Макаров, О.Шемшук и Р.Филинов.
[13] Принадлежит кипрской Elranio Holdings Ltd.
[14] Зарегистрирован в хабаровском поселке Чегдомын, учредители – саратовские предприниматели и компании С.Сомхиева, А.Кузнецов, Е.Смирнова и Ф.Тупоносов, ООО «Криосар», ООО «Теплозащита» (владелец – директор «Дальгазресурса» О.Баранов).
[15] Месторождение открыто в 1991 г., была пробурена поисковая скважина. Однако дальнейшие работы не велись.
[16] Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР, утверждена в 2007 г., работу по реализации курирует «Газпром».
[17] В 2022 г. объем поставок по «Силе Сибири» составил 15,5 млрд куб. м.
[18] г. Новосибирск, владелец – А.Будников, компания, основанная в 2019 г., специализируется на проведении открытых горных работ и строительстве железнодорожной инфраструктуры, выступает партнером в проектах «ЭЛСИ».
[19] Поставки осуществляются по так называемому малому БАМу – южный участок Амуро-Якутской магистрали от Транссиба в Приамурье до якутских Беркакита и Нерюнгри.
[20] Владеет через кипрскую Rosmiro Investments Limited.
[21] В марте 2023 г. квота для Иркутской области на вывоз угля на экспорт в восточном направлении была установлена в размере 58,5 тыс. тонн (на месяц), что более чем в два раза меньше отгруженного в прошлом году объема (2,8 млн тонн). Из них на долю «Востсибугля» одобрили 4,7 тыс. тонн твердого топлива (8%), но затем было дополнительно согласовано еще 27,9 тыс. тонн (всего 32,6 тыс. тонн). На 2022 г. в регионе не существовало заранее установленной квоты – объем вывоза угля согласовывался с «РЖД» ежемесячно.
Ростислав Туровский, научный редактор EastRussia, профессор ВШЭ, доктор политических наук; Екатерина ШамсутдиноваПотенциал 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.
– Виталий Леонидович, вряд ли ошибусь, если предположу, что главным событием 2023 года стало обеспечение готовности одного из ваших подразделений – Тихоокеанского РДУ – к принятию функций оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных энергосистемах Дальнего Востока. Как шёл процесс, всё ли было гладко?
– Действительно, одним из ключевых результатов нашей деятельности в текущем году можно назвать успешную подготовку к централизации функций оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных энергосистемах Камчатского края, Магаданской, Сахалинской областей и Чукотского автономного округа. Главная сложность состояла в том, что масштабная работа должна была быть проведена в сжатые сроки. Фактически в течение полутора лет с момента принятия соответствующих поправок в федеральный закон «Об электроэнергетике» был проведен целый комплекс мероприятий: подготовлена необходимая документация, сформирована структура управления новыми для нас энергосистемами, налажено взаимодействие с организациями, исторически осуществлявшими функции оперативно-диспетчерского управления, создана необходимая технологическая инфраструктура, включая используемые для управления режимами информационно-управляющие системы и программно-аппаратные комплексы.
Важным вопросом стало также создание и организация работы обособленных подразделений Системного оператора в Магадане, Южно-Сахалинске и Петропавловске-Камчатском и формирование их кадрового состава. Кроме того, была реализована программа повышения квалификации диспетчерского персонала с учетом специфики изолированно работающих энергосистем и требований Системного оператора.
В результате все запланированные мероприятия были реализованы в полном объеме и точно в установленный срок. Это подтвердили и результаты проверки, проведенной совместной комиссией Системного оператора и «РусГидро». Члены комиссии особо отметили, что задача по приему новых функций была решена при сохранении стабильной работы энергетических комплексов изолированных регионов и требуемого уровня надежности энергоснабжения потребителей в течение всего переходного периода.
– Как присоединение этих систем скажется на дальнейшем их развитии? Ведь они, по сути, остались изолированными?
– Расширение зоны диспетчерской ответственности Системного оператора позволит применять в ТИТЭС накопленный компанией опыт и компетенции, перейти на принятые в ЕЭС России единые принципы организации работы энергокомплекса, обеспечить экономически и технологически обоснованный подход к их развитию с опорой на инновационные технологии. В частности, в перспективе на некоторых контролируемых сечениях планируется внедрить используемую Системным оператором систему мониторинга запасов устойчивости (СМЗУ). Технология позволяет увеличить использование пропускной способности электрических сетей, то есть увеличить величину передаваемой по ЛЭП мощности на 10-15%, что эквивалентно строительству объектов генерации или электросетевых объектов в том же объеме. Учитывая удаленность этих регионов и суровые климатические условия применение в них самых современных технологий управления энергосистемами особенно важно. Кроме того, для сохранения устойчивости работы энергосистем в ТИТЭС при возникновении аварийных возмущений, в недалеком будущем, планируется создание централизованной системы противоаварийной автоматики (ЦСПА), проектирование и внедрение автоматического регулирование частоты и мощности (АРЧМ), внедрение системы доведения планового задания мощности на объектах генерации (СДПМ).
– Есть ли планы по реальному присоединению этих систем к ЕЭС России, или это нецелесообразно?
– Это нецелесообразно, в первую очередь, по экономическим критериям. Слишком большие расстояния разделяют эти энергосистемы и синхронную зону. Технически возможно построить линии электропередачи, связывающие в единый технологический комплекс энергообъекты, находящиеся за тысячи километров друг от друга. Но такой шаг потребует гигантских инвестиционных вложений, несопоставимых с ожидаемым эффектом. Так что пока мы не видим предпосылок для таких решений. Возможно, в перспективе с развитием транспортного коридора на Сахалин будет технически и экономически обосновано присоединение островной энергосистемы к ЕЭС России.
– В этом году ОДУ Востока отметило своё 55-летие. В исторической справке на сайте Управления говорится, что «на первом этапе ОДУ возглавило процесс объединения разрозненных, несинхронно работающих энергосистем Дальнего Востока в единый технологический организм». Что значит – «несинхронно работающие энергосистемы»? Как выглядит ситуация сейчас – какими объёмами и масштабами измеряется деятельность ОДУ Востока?
– До момента создания Объединенной энергосистемы на территории Дальнего Востока функционировали 3 энергосистемы, каждая из которых работала изолированно, со своей частотой электрического тока. В результате возможности социально-экономического развития каждого из регионов ограничивались мощностью электростанций, работающих в составе территориальной энергосистемы, и наоборот – невостребованные резервы мощности, имеющиеся на других территориях, не могли использоваться в дефицитных районах. Формирование энергообъединения позволило более эффективно использовать территориально распределенные генерирующие мощности, повысить устойчивость и надежность электроснабжения за счет взаимного резервирования и организации перетоков электроэнергии и мощности. Так, после объединения энергосистем появилась возможность использования на предприятиях Хабаровского края электроэнергии, производимой на строящейся в Амурской области Зейской. ГЭС или электростанциях Приморского края.
В 1970 году, когда впервые были включены на параллельную работу Амурская и Хабаровская энергосистемы, суммарная мощность электростанций, вошедших в образованную объединенную энергосистему Востока, составляла 683 МВт. К настоящему времени установленная мощность электростанций объединенной энергосистемы возросла более чем в 16 раз до 11 212 МВт. Потребление электроэнергии в 2022 году в ОЭС Востока составило 44,5 млрд. кВт.ч. В 2023 году этот показатель вырос, как ожидается, по итогам года он составит 45,7 млрд. кВт.ч.
– В этом году были введены в эксплуатацию новые и модернизированные объекты генерации. Что означают подобные события для ОДУ Востока, как они сказываются на его работе?
– Из модернизированных объектов генерации в этом году уже введен энергоблок Приморской ГРЭС мощностью 110 МВт. До конца года на этой станции будет введен еще один энергоблок мощностью 210 МВт, а в следующем году – еще два энергоблока мощностью 210 МВт и 215 МВт. Также до конца 2023 года ожидаем ввод после реконструкции турбоагрегата на Владивостокской ТЭЦ-2 мощностью 120 МВт. Отмечу, что это не вводы нового оборудования в привычном понимании, а глубокая модернизация существующих объектов.
Суммарная величина мощности оборудования, модернизация которого должна завершиться в этом и следующем году, составляет 750 МВт. При этом прирост потребления в следующем году ожидается более 800 МВт к текущему уровню. Для улучшения ситуации в ОЭС ввода такого объема генерации недостаточно, режимы работы в следующем году будут оставаться напряженными.
Ближайший ввод новых генерирующих мощностей, а именно двух энергоблоков единичной мощностью 215 МВт на Нерюнгринской ГРЭС в Якутии, запланирован на 2025 год.). При этом потребление мощности ориентировочно вырастет еще на 400 МВт.
– В начале этого года, а затем и летом, на территории Якутии, Приамурья и Приморья отмечались максимальные уровни потребления мощности – чем это было вызвано и каков объём энергопотребления в регионах Дальнего Востока в целом? О чём «говорят» эти показатели?
– Рост уровня потребления на территориях Якутии, Приморья и Приамурья определяется как климатическими факторами (летом – затраты электроэнергии на кондиционирование, зимой – на обогрев и освещение), так и ростом нагрузки крупных промышленных предприятий: объектами по перекачке нефти ВСТО, Амурским газоперерабатывающим заводом, заводом «Амурметалл», новыми потребителями «Эльгауголь», ГОК «Нежданинский», предприятиями добывающей промышленности. Также на величину потребления мощности оказывает влияние строительство Амурского газохимического комбината и переменная нагрузка ОАО «РЖД».
Максимальное потребление мощности в объединенной энергосистеме Востока на 22 декабря 2023 года составило 7883 МВт. Однако это не предел. Новые максимумы потребления мощности фиксируются буквально ежедневно. Согласно прогнозному балансу мощности в отопительный период 2023-2024 годов, в декабре в ОЭС Востока прогнозируется прирост потребления до 8011 МВт.
В целом на фоне экономического роста электропотребление в ОЭС Востока растет опережающими темпами, более чем в два раза превышая усредненные показатели по стране. Системный оператор прогнозирует сохранение этой динамики вплоть до 2029 года. По нашим расчетам, для удовлетворения растущего спроса необходимо дополнительно ввести более 1300 МВт новой генерации. Этот показатель заложен в разработанную Системным оператором и утвержденную Министерством энергетики Схему и программу развития электроэнергетических систем на 2024–2029 годы.
– Какие отраслевые события, по-Вашему, сформируют облик грядущего 2024 года?
– Знаковых событий ожидаем несколько. Естественно, к каждому из них мы тщательно готовимся.
Это, во-первых, принятие с 1 января функций оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных энергосистемах Дальнего Востока, о чём выше уже было сказано. Помимо решения текущих задач по управлению режимами ТИТЭС с нового года Системный оператор будет определять и магистральные направления их перспективного развития. Впервые в истории отрасли – в соответствии с требованиями федерального законодательства – эти планы будут включены в разрабатываемую АО «СО ЕЭС» Схему и программу развития электроэнергетических систем на 2025–2030 годы. В 2024 году Системный оператор разработает еще один основополагающий в сфере перспективного планирования документ – Генеральную схему размещения объектов электроэнергетики на перспективу 18 лет до 2042 года. В нем будет, в частности, определена структура генерирующих мощностей, в том числе с учетом принятого в стране курса по достижению углеродной нейтральности к 2060 году.
Еще одним ключевым событием станет переход к целевой модели конкурентного рынка электрической энергии и мощности на территориях неценовых зон, к которым относится и ОЭС Востока. С 1 июля 2024 года ожидается включение энергосистемы Востока в общероссийский оптовый рынок электроэнергии и мощности. Этот шаг позволит повысить эффективность работы электроэнергетического комплекса и будет способствовать привлечению в энергетику региона необходимых для поддержания темпов экономического развития инвестиций. Кроме этого, мы ожидаем решений Правительства РФ по развитию генерации в ОЭС Востока, в том числе углеродно-нейтральной –солнечной и ветровой. С учетом высокой скорости строительства ВЭС и СЭС, реализация этих проектов позволит в значительной мере покрыть прогнозируемый дефицит электроэнергии и повысить надежность электроснабжения потребителей востока страны.
В конце ноября 2023 г. Управление Федеральной антимонопольной службы России по Хабаровскому краю организовало круглый стол для предпринимателей по вопросам подключения к инженерным сетям. Подобная практика призвана облегчить диалог между представителями застройщиков, инвесторов, хозяйствующих субъектов и ресурсоснабжающих предприятий. В присутствии специалистов Хабаровского УФАС России «туман непонимания» по многим вопросам рассеивается в считанные минуты, но в случае с ключевым звеном энергоснабжения Хабаровска всё оказалось не так просто.
Хабаровская ТЭЦ-4 строится по государственной программе модернизации тепловой энергетики России. Она должна заменить Хабаровскую ТЭЦ-1 1954-го года пуска и строится на её же территории. Работы по проектированию начались ещё в 2015 году. Электрическая мощность новой теплоцентрали, как следует из ответа РусГидро на запрос EastRussia, увеличена «с 320,8 МВт до 410 МВт», работать она будет на природном газе и потреблять его до 234,172 тыс. м3/ч. К слову, часть энергоблоков ТЭЦ-1 тоже работает на газе, но объем потребления почти в два раза меньше – 120 тыс. м3/час. Строить ТЭЦ-4 начали в 2021-м, запуск в эксплуатацию намечался на 2024 год, теперь на 2027. Некоторые объекты станции уже построены и введены в эксплуатацию: станция насосной подпитки теплосети (НПТС), три бака аккумулятора и компрессорная станция.
ТЭЦ-4 должна снабдить электричеством и теплом население, социальные и промышленные объекты самого большого района Хабаровска – Индустриального, где проживает почти четверть миллиона человек, а также обеспечить развитие краевого центра на перспективу. Казалось бы, такому объекту кругом зелёный свет, но о том, что имеющаяся газовая инфраструктура не в силах утолить аппетит новой структуры было известно практически сразу. В мае 2022 года генеральный директор компании «Газпром газораспределение Дальний Восток» Георгий Шперлинг отмечал, что мощности двух действующих в городе ГРС-1 и ГРС-3 уже исчерпаны.
«Раздать для Хабаровска и близлежащих посёлков больше газа мы просто не можем. Новую ГРС-2 мы планируем запустить в 2024 году», – сказал он. (цитата по изданию «Хабаровский край сегодня»). Вроде бы и взятки гладки – не к чему подключать, вот и нет ТУ, и договора на подключение.
Но почему тогда с 2019 года – с момента включения ТЭЦ в госпрограмму – энергетики безуспешно и настойчиво пытаются получить документацию на подключение к газу?
«Несмотря на уровень объекта несмотря на то, что мероприятия по строительству ГРС включены в схемы Газпрома, под разными предлогами, что сеть не построена, что тариф не определён, получаем отказы, – отметил в своём выступлении на круглом столе Виталий Руденко, начальник управления технологического присоединения Дальневосточной генерирующей компании. – То есть для строительства как такового, нам и всем инвесторам, технические условия нужны не на стадии строительства, а на стадии проектирования.
Мы там частично вопрос самостоятельно решали за счёт того, что у нас объект строится на площадке хабаровской ТЭЦ-1, поэтому у нас объект подключён как таковой, поэтому мы какой-то период времени это смогли этот вопрос закрыть, но концептуальный вопрос не решается с выдачей технических условий, заключения договоров по газоснабжению объектов энергетики».
Со слов Виталия Руденко, по вопросом подача документации на госэкспертизу.
«Мы сейчас вносим корректировку в проект в связи с заменой оборудования с импортного на российское. Сейчас в этом году проект корректировку пройдёт, мы зайдём на экспертизу, нам не с чем заходить.
Я понимаю, что ГРС-2 не построена… в программе она есть. Сроки есть. Даже строительство участка газопровода есть. … вот бумаги конкретно нет. А инвестору, любому другому потребителю, который планирует строительство, если у них у него нет технических условий, то он не может объект спроектировать и начать какое-то строительство… Мы, понимая, анализируя ответы Газпрома, видим, что это уже газовая труба должна к участку подвестись. После этого мы получим договор на технологическое присоединение. Но тогда это будет к какому-то земельному участку, но не к какому-то объекту. Потому что объект невозможно построить и спроектировать при отсутствии технических условий».
В ответе РусГидро на запрос EastRussia, говорится, что для получения технических условий на технологическое присоединение ТЭЦ-4, АО «Газпром газораспределение Дальний Восток» необходимо ускорить процессы изысканий, проектирования и строительства газопровода от ГРС-2. Со своей стороны ПАО «РусГидро» направило письмо на имя генерального директора ООО «Газпром межрегионгаз» Густова С.В. «О выдаче технических требований» с просьбой выдачи технических требований на подключение (технологическое подключение) Объекта «Хабаровская ТЭЦ-4» для заключения договора технологического присоединения, разработки проектно-сметной документации и получения положительного заключения государственной экспертизы по указанному объекту.
Запрос EastRussia в «Газпром газораспределение Дальний Восток» остался без ответа.
Из Министерства энергетики Хабаровского края ответ поступил уже в день публикации – 15 декабря 2023 г. В письме за подписью министра В.С. Михалёва говорится:
«В ходе совещания ПАО «Газпром» дано поручение выдать ТУ на подключение к газораспределительным сетям ТЭЦ-4, информация о сроках выполнения поручения будет направлена после получения министерством энергетики края протокола совещания».
Разумеется, никто не сомневался в том, что такой социально и экономически значимый объект будет подключен к газоснабжению, получит техусловия и всё надлежащее документальное оформление. Но дыма без огня, как и тепла с электричеством без газа (как в этом случае) не бывает. Хотя, возможно, это обычная практика, когда выдача техусловий на подключение новой ТЭЦ обсуждается на совещании федерального министра.
Ежегодно угольные тепловые электростанции в России вырабатывают 18 млн т золошлаков. Между тем только 20% золошлаковых отходов (ЗШО) вовлекается в хозяйственный оборот от годового объема отходов. Для сравнения, в КНР доля утилизации в настоящее время составляет более 70%. Китайский опыт может быть полезен для участников рынка, в то же время для системного вовлечения ЗШО важны не только современные технологии переработки, но и развитие правоприменительной практики.
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.