"Совет рынка" посчитал, как используется мощность энергообъектов, построенных с 2008-2009 гг. по договорам о предоставлении мощности (ДПМ). Как следует из презентации "Совета рынка", с которой ознакомились "Ведомости", на конец 2016 г. программа ДПМ была практически завершена, было введено 89% предусмотренных ею мощностей. Построены 77 энергообъектов общей мощностью 19,5 ГВт, модернизированы 44 объекта мощностью 7,1 ГВт.

Наиболее загружены газовые энергоблоки в первой ценовой зоне (европейская часть России и Урал). Они загружены на 69% мощности. Угольные — на 34%. Во второй ценовой зоне (Сибирь) газовые и угольные блоки загружены соответственно на 19 и 12%. Модернизированные объекты ДПМ в первой ценовой зоне на газе использовались на 42%, на угле — на 18%, во второй ценовой — на 55 и 38%.

Это хорошие показатели, считает представитель "Совета рынка". В первой ценовой зоне угольная генерация используется реже из-за менее эффективного топлива, а показатели второй ценовой зоны сильно зависят от выработки сибирских ГЭС, говорит он. Прошлый год стал рекордным для крупнейшей гидрогенерирующей компании "Русгидро". Ее ГЭС увеличили выработку электроэнергии по сравнению с 2015 г. на 15,7% до 94,9 млрд кВт ч.

У угольных электростанций низкий КПД. Поэтому они строились точечно для замены старых угольных блоков, которые в итоге не были закрыты, объясняет собеседник в одной из генерирующих компаний.

По данным "Системного оператора", в среднем мощность в энергосистеме в 2016 г. использовалась на 50,51%. Больше всего были загружены АЭС — 81,34%. Мощность тепловых станций использовалась на 46,66%, ГЭС — на 42,39%. Оптимальный уровень загрузки тепловых электростанций составляет 60-65%, говорит руководитель проекта развития бизнеса в энергетическом секторе PwC Дмитрий Стапран.

Решение о том, какую станцию загружать, принимает "Системный оператор", генерирующие компании не могут на это влиять, передал через представителя директор "Совета производителей энергии" Игорь Миронов. А решение о закрытии мощностей должно быть согласовано властями регионов и одобрено "Системным оператором", проведены дорогостоящие мероприятия по демонтажу оборудования, отмечает он.

ДПМ подписывались после 2008 г., когда РАО ЕЭС прогнозировало ежегодный рост потребления электроэнергии в 2008-2015 гг. на уровне 3,7-4,3% в год, напоминает Стапран. Такие договоры обязывают инвесторов в определенный срок построить энергообъект в обмен на гарантированный возврат инвестиций в течение 10 лет с высокой доходностью. Но на деле рост оказался гораздо меньше, а в некоторые годы даже фиксировался спад, отмечает Стапран. К 2017 г. избыток мощности в энергосистеме составил, по разным оценкам, 20-50 ГВт — т. е. 8,4-21%.

ДПМ составляют лишь часть рынка мощности. Основной объем мощности продается на конкурентном рынке (КОМ). Энергоблоки, не прошедшие КОМ, ищут возможности заключить договоры на свободном рынке. Часть мощности также продается по регулируемым государством договорам, еще одна категория — вынужденная генерация, как правило, это неэффективные блоки, которые невозможно остановить из-за социальной значимости (например, являются единственным источником теплоэнергии в регионе).

Из-за условий ДПМ пока недозагрузка этих мощностей для генерирующих компаний особой проблемы не несет, говорит Стапран, она оплачивается в любом случае. Проблемы могут начаться, когда срок оплаты по ДПМ закончится и эта мощность выйдет на рынок, добавляет он.

Российская энергосистема достаточно консервативна и построена на принципе резервирования, продолжает Стапран. В отсутствие механизма закрытия неэффективных мощностей никто из генерирующих компаний за свой счет делать это не хочет, отмечает он. Но генерирующие компании сами не заинтересованы в излишках мощности, так как это приводит к снижению их капитализации, подчеркивает Миронов.

Иван Песчинский

Белоруссия впервые купила 80 000 т нефти у Ирана, передает Reuters со ссылкой на четыре источника. Договор заключили "Белоруснефть" и Национальная иранская нефтяная компания (NIOC). Загрузка нефти в танкеры начнется в конце февраля, пишет агентство. Нефть будут поставлять или в порт Одессы на Черном море, или в балтийские порты, а потом транспортировать в Белоруссию по железной дороге, говорит главный редактор по товарным рынкам московского офиса Thomson Reuters Александр Ершов.

"Белоруснефть" входит в концерн "Белнефтехим". Их представители на запрос не ответили, получить комментарии NIOC не удалось.

"Белнефтехим" — крупнейшее в стране предприятие, способное перерабатывать 24 млн т нефти в год. Большую часть нефти Белоруссия получает из России. В прошлом году поставки составили 22,6 млн т нефти на общую сумму $5,5 млрд, следует из данных российской таможенной статистики. В 2016 г. они снизились на 19% до 18,4 млн т, а в денежном выражении — почти на треть до $4 млрд. Наибольшее снижение было в IV квартале 2016 г. — почти вдвое до 3 млн т против 5,7 млн т в IV квартале 2015 г. Россия сократила поставки из-за задолженности за газ. По итогам 2016 г. долг Белоруссии оценивается в $500 млн, говорил вице-премьер Аркадий Дворкович.

В январе президент Белоруссии Александр Лукашенко потребовал найти "альтернативные варианты" российской нефти. "Мы некоторые испробовали, испытали уже на практике, доставляя нефть с Черного и Средиземного морей на наши нефтеперерабатывающие заводы, чтобы на практике посмотреть, как это будет выглядеть экономически", — говорил он (цитата с официального сайта президента Белоруссии).

Позже Лукашенко назвал спор между странами издевательством: "Но разве это нормально, когда самые близкие две республики, самые родные люди начинают "репу драть" (цитата по "Интерфаксу"). Он не исключил судебного разбирательства. 3 февраля стороны провели переговоры. По итогам был составлен проект протокола по нефтегазовым вопросам, который сейчас рассматривается российским руководством, сообщил в четверг заместитель премьер-министра Белоруссии Владимир Семашко. По его словам, в понедельник он может быть опубликован. Представители Минэнерго России и Дворковича отказались от комментариев.

Белоруссия получает значительный объем российской нефти без пошлин, поэтому Иран не самый экономически выгодный поставщик для белорусских НПЗ, сходятся во мнении управляющий GL Asset Management Сергей Вахрамеев и старший аналитик "Атона" Александр Корнилов. С 1 барр. российской нефти Белоруссия может экономить в моменте $13, подсчитал Вахрамеев. Покупать в Иране можно только в привязке к спотовым ценам (в четверг Urals стоила $55 за 1 барр.), но за доставку придется платить, говорят эксперты. Рентабельность белорусских НПЗ станет отрицательной, если Минск откажется от российской нефти, сказал Вахрамеев.

Виталий Петлевой

Дочерняя компания "Роснефти" Rosneft Brasil объявила о бурении первой разведочной скважины в Бразилии. Сервисные услуги ей будут оказывать американская Schlumberger и бразильская Queiroz Galvao Oleo e Gas (QGOG). Эксперты считают такое партнерство показательным: американские компании стремятся работать с российскими, несмотря на санкции.

Всего на газовом проекте Солимойнс планируется пробурить как минимум четыре скважины. Изначально работы были назначены на январь, но из-за сложной логистики доставок оборудования пришлось перенести бурение на вторую половину февраля. Строительные работы в регионе Амазонки могут проводиться только в сухой сезон, а перемещать буровое оборудование можно только при наличии достаточного уровня воды в реках в сезон дождей. Оператором проекта является "Роснефть".

— Тот факт, что "Роснефть" является оператором международного проекта в такой крупной нефтегазовой державе, как Бразилия, указывает на то, что компания технологически развита и обладает необходимыми компетенциями, — считает ведущий эксперт Союза нефтегазопромышленников Рустам Танкаев.

Американская нефтесервисная корпорация Schlumberger будет отвечать за интегрированное управление проектом для организации всех сопутствующих услуг.

— Сложности добычи в Бразилии можно отметить следующие: логистика добытой нефти и доступ к местным системам трубопроводов, особенности геологического строения почв. А также работа в тропическом климате, где существует стандартный набор тропической живности, интересы которой необходимо соблюдать, добавляет к статье расходов существенную смету, — отметил аналитик "Алор" Кирилл Яковенко.

По его мнению, зарубежная активность "Роснефти" на данный момент составляет около 1% в общей структуре добычи, потенциальный рост — до 5%.

— "Роснефть" активно развивает сотрудничество со всеми ведущими нефтесервисными компаниями. Проект в Бразилии — хороший пример нашего партнерства с Schlumberger, одним из признанных лидеров отрасли. Стоит отметить, что наши компании также успешно сотрудничают в Венесуэле, — сообщили "Известиям" в "Роснефти".

Речь идет о проекте по бурению горизонтальной скважины GG1-14 на нефтяном проекте Хунин-6. Лицензией на это месторождение владеет совместное предприятие "Роснефти" и венесуэльской PDVSA. Также в октябре 2016 года российская компания, ее крупный акционер британская ВР и Schlumberger создали совместное предприятие, целью которого стала разработка передовой технологии в области сейсморазведки.

Schlumberger стала постепенно сворачивать операции на российском рынке после того, как в 2014 году против России были введены секторальные санкции. В результате "Роснефть" занялась собственным буровым бизнесом: приобретала сервисные компании и увеличивала число буровых бригад в подразделении "РН-Бурение". Рустам Танкаев приводит данные, что на данный момент доля иностранцев на российском рынке буровых работ составляет около 10%, а в 2015 году объем рынка достигал $27,5 млрд. Доля собственного бурового сервиса "Роснефти" в общей проходке бурения стабильно превышала 50% по итогам 2016 года.

По словам Рустама Танкаева, несмотря на санкции, американские компании хотят работать с российскими нефтяниками, поэтому появляются такие международные проекты, как у "Роснефти" и Schlumberger.

В Schlumberger традиционно не комментируют конфиденциальные отношения со своими клиентами.

Мария Тодорова, Григорий Ильин