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.

Мало-помалу

В 2022 году в России насчитывалось 16 малотоннажных комплексов по сжижению природного газа суммарной мощностью 29 т/час или около 260 тыс. т ежегодно. Кроме того, в стадии строительства – мини-заводы на 0,5 млн т, а с учетом планирующихся проектов – более чем на 2 млн т.

Как сообщил на состоявшемся 15-16 марта форуме «СПГ Конгресс Россия» первый заместитель генерального директора АО «Газпром промгаз» Николай Варламов, сегодня к созданию рассматривается более 40 подобных производств. Согласно целевой программе, к 2025 году общая производительность мини-заводов в России должна достигнуть 83,3 т/час или около 730 тыс. т ежегодно.

Как заверил Николай Варламов, санкционные ограничения не должны повлиять на ход реализации малых СПГ-проектов. В качестве примера, он привел ввод в 2018 году в районе села Дальнее на Сахалине малотоннажного завода (производительность – 1,5 т/час или 12,7 тыс. т/год с возможным расширением мощности). Проект был реализован на базе отечественных технических решений. Комплекс направлен на газификацию муниципальных котельных в Невельске, Макарове, Тымовске, а также на нужды газомоторного транспорта.

Однако, говоря о планах, стоит не забывать о том, что загрузка действующих производств на сегодня не велика. Если брать выпуск в целом – это примерно половина от действующих мощностей. В 2022 году малотоннажные комплексы произвели лишь 135 тыс. т СПГ, хотя и улучшили показатель предыдущего года на 4,5%.

Недостаточная загрузка предприятий отчасти связана со сложностями в расширении экспорта, в то же время постепенно растут потребности внутри страны. В прошлом году впервые объемы продукции малотоннажных СПГ-предприятий на внешний и внутренний рынок сравнялись, уточнил советник постпредства Якутии при президенте РФ Александр Климентьев. До этого отгрузка сжиженного газа превалировала в экспортном направлении.

В «Газпром промгазе» предлагают не сбрасывать со счетов потенциал экспорта, особенно для тех проектов, которые могут быть реализованы в приграничных регионах, например, в Амурской области, Хабаровском крае и Приморье.

Как заинтересовать инвестора

В настоящее время основная часть проектов в области малотоннажного СПГ ориентирована на потребности автомобильного и железнодорожного транспорта. Только небольшое число перспективных производств может быть увязано с автономной газификацией населенных пунктов.

Тем не менее в свете развития распределенной энергетики такое решение наиболее подходит к районам Дальнего Востока и Арктики, особенно там, где появляются объекты промышленности, новые точки экономического роста, отмечает директор по работе с ключевыми партнерами Института нефтегазовых технологических инициатив Алексей Фадеев.

В некоторых регионах видят в данном подходе и социальный эффект. В частности, в Якутии прорабатывается вариант использования СПГ в качестве альтернативы централизованному газоснабжению для отопления жилых домов и социальных объектов там, где вести трубу и строить газораспределительные сети не слишком экономично. Под такую возможность подпадают порядка 30 населенных пунктов республики.

Вместе с тем государству следует стимулировать инвестиционную активность в рамках автономной газификации населения, поскольку эта деятельность подпадает под тарифное регулирование, рассуждает Николай Варламов. К тому же встает вопрос загрузки предприятия в межотопительный сезон, который, впрочем, возможно решать за счет того же газомоторного транспорта.

Ключевой аспект – достижение экономически разумной цены для конечного потребителя, отмечает первый замглавы «Газпром промгаза», с учетом издержек поставщика топлива по всей цепочке, включая хранение, доставку, регазификацию СПГ. «Важный момент, если сравниваем автономную и сетевую газификацию – минимизация затрат должна идти с определенной мерой господдержки», – считает менеджер.

Обеспечить инвесторам условия для реализации проекта, приемлемые сроки окупаемости, действительно важно, соглашается Максим Губанов, руководитель направления по энергетике и ЖКХ Корпорации развития Дальнего Востока и Арктики. Причем СПГ-проекты вполне могут внести свою лепту в модернизацию локальной генерации с привлечением современных технологий, добавил он.

СПГ как ВИЭ

Примеров преференциальной поддержки малотоннажных производств СПГ в целях автономной газификации на Дальнем Востоке пока нет, признал представитель КРДВ. По его мнению, в реализации таких проектов целесообразно задействовать льготные механизмы, которые уже привлекались при создании генерирующих объектов, функционирующих на основе возобновляемых источников энергии.

Это, например, строительство ветростанции в Анадыре. Проект реализован по концессионному соглашению, инвестор получил льготы ТОР «Чукотка» и содействие со стороны региональных властей. Возврат инвестиций осуществляется за счет достигнутой экономии прежнего вида топлива (угля).

Похожий принцип заложен в работе гибридной электростанции в якутском селе Улахан-Кюель (Табалах). Построенный в 2021 году объект сочетает генерацию с помощью солнечных модулей с промышленными аккумуляторами (мощностью 404 кВт) и современными дизельными генераторами (600 кВт). Проекту помог преференциальный режим арктической зоны РФ. Инвестор заключил с ПАО «РусГидро» (энергокомплекс эксплуатируется АО «Сахаэнерго») энергосервисный контракт: отдача вложений происходит за счет сохранения экономии расходов на топливо в тарифе в течение 10 лет, после чего энергокомплексы перейдут в собственность «Сахаэнерго».

Еще один проект в малой энергетике, хотя и не связан с ВИЭ, достоен особого внимания. В забайкальском поселке Первомайский идет строительство котельной мощностью 70 МВт. Она заменит угольную ТЭЦ, возведенную более 60 лет назад, главный корпус которой пришел в аварийное состояние. Проект реализуется с применением механизма дальневосточной концессии сроком на 20 лет. Одновременно предусмотрена помощь от Фонда содействия реформированию ЖКХ, как объекту теплоснабжения, уточнил Максим Губанов.

По его словам, в КРДВ хотят, чтобы меры поддержки по линии Фонда содействия реформированию ЖКХ, включая льготное кредитование, распространялись на объекты локальной энергетики. Определенные шаги в данном направлении уже сделаны, например, подготовлен план модернизации (фактически замены) неэффективных дизельных электростанций.

«Сам механизм поддержки таких инвесторов длительное время проходил обсуждение в экспертных кругах. В настоящее время он кристаллизуется. Даже есть поручение президента РФ на эту тему, что даст старт развитию инвестиционных проектов», - рассказал представитель КРДВ.

Говоря о газификации на основе сжиженного природного газа, Максим Губанов отметил, что она может составить конкуренцию другим технологиям локального энергоснабжения, в том числе ВИЭ. Собственно, государство должно отобрать такие проекты, которые покажут наилучшую эффективность на горизонте 15-20 лет с учетом особенностей топливно-энергетического баланса региона, другой местной специфики, и оказать им свою поддержку.

Стоит сказать, и власти на местах вряд ли захотят получить при переводе котельных и электростанций на новый вид топлива очередной дотационный объект. Традиционно на Дальнем Востоке высокие субсидии организациям жилищно-коммунального хозяйства, и одна из преследуемых целей развития распределенной энергетики – снижение таких дотаций. Отсюда прямая заинтересованность, если за счет применения прогрессивных технологий производства, оптимизации логистики и т.п. цена нового энергоносителя окажется более привлекательной по стоимости.