Российские и азиатские судостроительные заводы, несмотря на сложное положение нефтяных компаний и низкие цены на нефть, будут наращивать выпуск передвижных буровых платформ  — к 2030 году на шельфе России их суммарное количество удвоится и составит порядка 30. Об этом "Известиям" рассказал заместитель министра энергетики РФ Кирилл Молодцов.

– Только до 2020 года эти платформы вкупе с новыми в рамках текущих обязательств должны будут реализовать порядка 100 проектов по бурению разведочного и эксплуатационного характера,  — говорит Молодцов.

Сейчас на шельфе работают 15 буровых платформ: восемь стационарных добычных (способны и бурить, и качать) и семь платформ-судов (мобильные платформы, способные бурить скважины, но не закрепляться на них  — далее необходимо организовать подводную добычу или построить стационарную платформу). По словам замминистра, в настоящее время общее число взятых на себя компаниями лицензионных обязательств по работе в акваториях РФ с помощью буровых платформ составляет как раз 30.

Как отметил собеседник, российские судостроительные заводы выполняют заказы для "Газпрома" (в целом имеется 68 лицензий на шельфе), "Роснефти" (48 шельфовых лицензий, большая часть  — в Арктике), а также "Лукойла" (10 лицензий, все на Каспийском море) и "Газпром нефти" (5 лицензий на шельфе, из них реализуется одна, это известная платформа "Приразломная", она привлекала внимание Greenpeace).

О планах на новые платформы в "Лукойле", "Роснефти" и "Газпроме" и "Газпром нефти" рассказать "Известиям" затруднились, сославшись на конфиденциальность и пока неизвестные результаты геологоразведки.

Из семи буровых платформ-судов пять принадлежат ООО "Газфлоту", дочерней структуре "Газпрома", еще две буровые установки находятся в собственности у ОАО "Арктикморнефтегазразведка" (дочка "Зарубежнефти", выполняет заказы на бурение), пояснил замдиректора Института нефти и газа РАН Василий Богоявленский. Что касается стационарных платформ, больше всего их на сахалинском шельфе (платформы "Моликпак", "Пильтун-Астохская-Б" и "Лунская-А" работают на подконтрольного "Газпрому" оператора проекта Сахалин-2 Sakhalin Energy, платформы "Беркут" и "Орлан" добывают на проекте "Роснефти" "Сахалин-1"), еще две  — каспийская ЛСП-2 и D-6 на Кравцовском месторождении Балтийского моря  — принадлежат "Лукойлу", последняя  — "Приразломная" в Печорском море ("Газпром нефть").

Тем не менее большинство платформ называть отечественными некорректно, так как их верхняя часть имеет иностранную "начинку" (системы управления и контроля бурения), замечает Богоявленский  — речь идет как о буровых, так и добычных платформах.

– Например, верхнее строение крупнейшей платформы "Беркут" на месторождении Аруктун-Даги (проект "Сахалин-1") сделано в Южной Корее силами Samsung Heavy Industries, платформа "Орлан" на месторождении Чайво сделана в Японии и поставлена на основание, изготовленное в России, платформа "Приразломная" представляет собой буровой и технический модули, срезанные со списанной в Норвегии платформы Hutton и смонтированные с основанием, изготовленным на северодвинском "Севмаше",  — поясняет директор Института энергетической политики Владимир Милов.  — Верхние строения платформ "Лунская-А" и "Пильтун-Астохская-Б" также были сделаны в Южной Корее, платформа "Моликпак" и вовсе была переброшена на Сахалин с канадского шельфа.

По оценкам источника в "Газпроме", строительство одной платформы при стабильном финансировании занимает от 2 до 4 лет, стоимость строительства одной платформы варьируется от $0,3 до $1 млрд (в зависимости от заявленной мощности добычи). Большую часть заказов на компоненты для буровых платформ получают заводы в Южной Корее, то есть значительная финансовая доля от заказов пойдет за рубеж, а низкотехнологичные составляющие производят Выборгский судостроительный завод и завод "Звезда", оба входят в Объединенную судостроительную корпорацию (ОСК). Представители заводов и ОСК не ответили на запрос "Известий".

Невозможность замещения иностранных технологий признают и в Минпромторге. Несмотря на активные действия Минэнерго и Минпромторга в отношении замещения иностранных технологий (в середине июня главы "Роснефти", "Газпрома", НОВАТЭКа, Газпромбанка и "Совкомфлота" подписали соглашение о создании СП по строительству и проектированию судов, буровых платформ и морской техники на базе Дальневосточного центра судостроения и судоремонта), Россия еще не скоро сможет отказаться от азиатских верфей. В отсутствие технологий и высокой себестоимости на замещенные технологии (их цена выше в среднем на 40%, говорит собеседник из Минэнерго, в Минпромторге связывают дороговизну с низкой законтрактованностью предприятий) развитие всей цепочки сборки таких платформ маловероятно в ближайшие несколько лет, считает директор департамента металлургии и тяжелого машиностроения Минпромторга Алексей Михеев.

По его словам, разработка отечественных шельфовых технологий пока не началась, хотя и предусмотрена в Федеральной целевой программе "Развитие гражданской морской техники" на базе предприятий ОСК.

Арсений Погосян

В российской экономике — и в энергетике, в частности — растет стоимость нетарифной нагрузки для бизнеса, сейчас, по грубым оценкам, она составляет 100 млрд руб. в год, заявил во вторник на конференции РСПП заместитель директора департамента Минэкономразвития Евгений Ольхович. В основном причина в технических решениях "Системного оператора" (СО), направленных на повышение надежности энергосистемы, следует из заявления чиновника. Например, СО участвует в формировании схемы и программы развития энергетики, которая определяет размер инвестпрограмм энергокомпаний. "С технической точки зрения качество документа может быть бесспорно, а вот качество экономических параметров, которые закладываются в схему, достаточно спорное, — считает Ольхович. — Например, если заложен более высокий прогноз спроса на электроэнергию, цена вопроса для потребителей может составить десятки миллиардов рублей. Другой пример — плата бизнеса за энергоблоки по тарифам "вынужденных генераторов", которые не нужны рынку, но необходимы для надежности энергоснабжения (такое заключение также дает "Системный оператор") или теплоснабжения. Механизм присвоения статуса "вынужденного генератора" непрозрачен, считает чиновник. "Получается, что у нас есть "Системный оператор", который отвечает только за надежность, но не за экономическую логику принимаемых решений, есть энергокомпании и потребители, которые за все это платят, а площадка, где могла бы проходить публичная утряска принятия системных решений, отсутствует", — заключил Ольхович. Решением проблемы могло бы стать создание площадки, которая могла бы называться, например, "Совет по надежности электроснабжения", предложил чиновник. Представитель Минэкономразвития не сказал, кто мог бы в него войти, пояснив, что "все вопросы нуждаются в тщательной проработке с заинтересованными органами".

1% прироста потребления может стоить 80-200 млрд руб. инвестиций в генерацию и развитие сетей, подсчитала Наталья Порохова из ЦЭП Газпромбанка. Такие предложения свидетельствуют о том, что система пытается самосбалансироваться и стать логичнее, считает председатель наблюдательного совета НП "Сообщество потребителей энергии" Александр Старченко. У министерств есть реальный запрос на качественную экспертизу принимаемых решений, а ресурсов проводить такой анализ, как правило, нет. Нельзя сказать, что сегодня СО принимает неэффективные решения, но и обратное утверждать нельзя: у нас нет информации, объясняет Старченко. Поэтому даже просто публичная экспертиза принимаемых системных решений будет большим шагом вперед, заключает он.

С предложением министерства согласны и генерирующие компании. "Создание совета по надежности может быть неплохой альтернативой нашим предложениям по рассмотрению всех технических требований на площадке "Совета рынка", рассказал директор НП "Совет производителей энергии" Игорь Миронов. Но деятельность СО и так контролируют Минэнерго, Ростехнадзор, "Совет рынка", что позволяет обеспечивать объективность принимаемых технических решений, не согласен представитель компании. "Попытки дополнительного контроля продиктованы желанием не снизить финансовую нагрузку на потребителей, а оказывать прямое влияние на технические решения "Системного оператора", — считает он. — В этой ситуации негативные последствия для надежности функционирования энергосистемы спрогнозировать трудно". Представитель Минэнерго не ответил на запрос.

Алина Фадеева

Нефтяные цены во втором полугодии могут сильно снизиться: Иран готов почти в два раза нарастить экспорт нефти в случае снятия международных санкций. Эксперты предсказывают, что приток иранской нефти может обрушить цены до 30 долл. за баррель.

"Если санкции будут сняты, мы можем увеличить наш экспорт на 1 млн барр. в день в течение нескольких месяцев", — передает Bloomberg слова министра нефти Бижана Намдар Зангане. Сейчас Иран поставляет на международный рынок около  1,2 млн барр. нефти в сутки.

Снятие санкций возможно в случае подписания соглашения по иранской ядерной программе, которое намечено на июнь 2015 года. Сейчас Иран и страны-посредники работают над достижением рамочного политического соглашения, которое может быть заключено до 24 марта.

И даже подписание этого рамочного соглашения может  уже в ближайшее время изменить настроения на рынке.

Между тем ОПЕК предсказывает серьезные финансовые проблемы для РФ даже при нынешних ценах. "Падение цен на каждый доллар уменьшает годовой доход России от экспорта на 3 млрд долл. Это означает, что, если цена на нефть останется на нынешнем уровне в 55 долл. за баррель в течение года, Россия заработает в 2015 году на 135 млрд долл. меньше, чем в 2014 году", — отмечается в докладе.

Опасения относительно того, что иранская нефть уже в ближайшее время затопит рынок, разделяют не все эксперты. Аналитик "Сбербанк КИБ" Валерий Нестеров полагает, что эта угроза даже в случае снятия санкций может возникнуть только в 2016–2017 годах, ведь Ирану нужно время и инвестиции на модернизацию отрасли. "В первые годы после отмены санкций Иран сможет нарастить добычу только на 10-20 млн т нефти в год", — цитирует Нестерова "Прайм". "Увеличение экспорта не будет происходить одномоментно.

Спекулятивно новость будет оказывать давление на цены вниз, но с точки зрения физических объемов они попадут на рынок не очень скоро", — согласен старший аналитик Альфа-Банка Александр Корнилов.

Сам Бижан Зангане, впрочем, еще в ноябре говорил, что сразу же после отмены санкций его страна сможет резко нарастить экспорт на 0,5 млн барр. в сутки, а также в течение трех месяцев увеличить добычу нефти до 4 млн барр. ежедневно.

Опрошенные "НГ" эксперты также полагают, что увеличение иранского экспорта может сильно снизить нефтяные цены уже в этом году. "Как только Иран получит зеленый свет на задействование всего потенциала производственных мощностей, это позволит увеличить общемировое предложение нефти куда больше чем на 1 млн барр. Недооценивать иранские объемы явно не стоит. Стоимость нефти марки Brent рискует оказаться в районе 45 долл за баррель, и произойти это может не в 2016-2017 годах, а уже до конца этого года", — полагает руководитель аналитического департамента компании AMarkets Артем Деев.

"При поступлении иранской нефти на рынок снижение цен будет моментальным. Возможно снижение бочки Brent до 30 долл. за баррель", — говорит директор по развитию компании "1Капиталъ" Дмитрий Соломников. "Такой импульс будет воспринят крайне негативно со стороны стран — производителей нефти, ведь цена эталонной марки Brent может упасть до крайних минимумов в пределах 30-40 долл. за баррель", — согласен руководитель аналитического отдела Grand Capital Сергей Козловский.

"Дополнительный миллион баррелей в день на рынке будет означать снижение стоимости нефти еще на 5-7 долл. Уже сейчас словесные интервенции оказывают давление на рынок, хотя до снятия санкций дело дойдет не завтра и не послезавтра", — рассуждает партнер компании Globaleye Юрий Разумец. С другой стороны, вопрос о возвращении Ирана на нефтяной рынок может стать неплохим стимулом для всех участников рынка к поиску компромисса и снижению добычи, отмечает он.

Ведущий эксперт компании "Финам Менеджмент" Дмитрий Баранов отмечает, что в интересах Ирана не выходить резко на мировой рынок нефти, со значительными объемами нефти, а делать это постепенно, чтобы не обрушить цены, — ведь в противном случае Тегеран не получит желаемых доходов.

Алина Терехова