"Сибур" продал завод "Уралоргсинтез" группе компаний "Эктос" за 22 млрд руб., сообщил "Сибур". Представитель "Эктоса" подтвердил покупку. От дополнительных комментариев он отказался.

Расположенный в г. Чайковском Пермского края "Уралоргсинтез" перерабатывает широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) и производит из них сжиженные углеводороды (топливо, мощность — 800 000 т в год), метилтретбутиловый эфир (МТБЭ, добавка, повышающая октановое число бензинов, мощность — 220 000 т), бензол (используется в дальнейших переделах, мощность — 95 000 т). "Уралоргсинтез" вошел в состав "Сибура" в 1998 г., в 2012 г. холдинг его консолидировал, а в 2016 г. решил продать.

"Уралоргсинтез" — одно из двух предприятий" Сибура", которое не интегрировано в его инфраструктуру по транспортировке ШФЛУ, объясняется в отчете "Сибура" за 2016 г. Это одна из причин, почему предприятие было выставлено на продажу.

Сделка предусматривает несколько десятилетних соглашений, в том числе договоры процессинга и поставки сырья с гарантированными объемами загрузки основных установок "Уралоргсинтеза", говорит представитель "Сибура". Один из продуктов производства завода — СУГ — один из товаров "Сибура", который в 2016 г. принес холдингу 88,8 млрд руб. выручки.

Учитывает ли сумма сделки долг или только денежное вознаграждение, представитель "Сибура" не говорит. Полученные от сделки деньги "Сибур" направит на операционную деятельность и инвестпроекты, говорит представитель. Главный инвестпроект "Сибура" на ближайшие годы — строительство комплекса "Запсибнефтехим", который будет производить 1,5 млн т этилена, около 500 000 т пропилена и др. Оценка вложений — $9,5 млрд. В 2017-2020 гг. осталось проинвестировать $5,8 млрд, 65% суммы составят собственные средства "Сибура".

Созданный в 2010 г. "Эктос" — третий производитель МТБЭ в России. После покупки "Уралоргсинтеза" станет одним из лидеров отрасли, говорит руководитель информационно-аналитического центра Rupec Андрей Костин. "Эктос" — новое название, до 2010 г. компания называлась АО "Корпорация "РОЭЛ", следует из данных "СПАРК-Интерфакса". Именно "Корпорация "РОЭЛ" в 2010 г. купила у "Сибура" производителя МБТЭ — завод "Каучук" в г. Волжском (Волгоградская обл.). Костин считает, что сейчас рынок покупателя МТБЭ. Но ситуация в ближайший год и далее будет меняться под давлением появляющихся новых игроков, роста спроса на бензины и модернизации нефтепереработки на углубление, говорит эксперт.

Виталий Петлевой

Министерство энергетики России ответило отказом на просьбу главы Дагестана Рамазана Абдулатипова предоставить госгарантии на проект строительства в республике завода по производству сжиженного природного газа (СПГ). Ведомство поддержало решения Минфина и Минэкономразвития, которые сочли, что долг Дагестана за газ слишком велик для получения гарантий на 3 млрд руб. Это следует из письма заместителя министра энергетики Кирилла Молодцова Абдулатипову от 16 марта (копия есть у РБК).

Представитель Минэнерго и пресс-секретарь главы Дагестана не ответили на запрос РБК.

Проект с трудной судьбой

Дагестан просил у премьер-министра Дмитрия Медведева госгарантии на указанную сумму, чтобы вместе с "Газпромом" построить завод по производству сжиженного природного газа (СПГ). Идея строительства СПГ-завода в регионе рассматривалась местными властями и структурами "Газпрома" с 2008 года, напоминает вице-президент Российского союза промышленников и предпринимателей в Дагестане Магомед Алиев. Источник РБК в "Газпром Межрегионгазе" (дочерняя структура "Газпрома", отвечает за продажу газа регионам) рассказал, что несколько лет назад проект строительства СПГ-завода в Дагестане действительно обсуждался. Тогда его оценивали в 6-7 млрд руб., и его ресурсной базой могли бы в том числе стать месторождения каспийского шельфа.

По словам Алиева, проект был заморожен по инициативе "Газпрома" в 2013 году из-за роста долгов республики за газ. Согласно последним обнародованным данным, к началу 2017 года ее задолженность перед "Газпромом" выросла до 32,7 млрд руб. (рост на 11,3% к уровню 2016 года), что сделало регион одним из крупнейших неплательщиков "Газпрома".

Представитель "Газпрома" от комментариев отказался. Источник в "Газпроме" сообщил РБК, что компания считает рискованным затевать новые затратные проекты в республике.

Кроме того, как указывает в своем письме Молодцов, проект СПГ-завода, представленный Государственной нефтегазовой компанией (ГНК) Дагестана, не отвечает ни требованиям отбора инвестпроектов Министерства по делам Северного Кавказа, ни требованиям Минэкономразвития для предоставления госгарантий. У ГНК нет достаточных гарантий возврата запрашиваемых средств в бюджет, а у Дагестана слишком высокий внутренний долг — 15,75 млрд руб. (установленный предел на 1 января 2017 года), что составляет 62,4% от объема доходов республики без учета безвозмездных поступлений; при этом Дагестан ранее брал на себя обязательства снизить госдолг до уровня не более 44% объема доходов к началу 2018 года, говорится в письме заместителя министра. В Минэнерго при этом не получили от Дагестана параметров завода: ни его мощности, ни стоимости проекта, ни оценки рынков сбыта газа, пишет Молодцов.

"Документы для участия в отборе для предоставления государственной гарантии по данному проекту в Минэкономразвития в установленном порядке не поступали", — сообщила РБК представитель ведомства Елена Лашкина. В Минфине отказались от комментариев.

В расчете на каспийский шельф

Алиев считает, что к проекту СПГ-завода в Дагестане можно будет вернуться, если местные власти привлекут инвесторов. По его мнению, "Газпром" или "Роснефть" могли бы построить такой завод совместно.

Источник, близкий к властям республики, объяснил РБК, что завод по производству СПГ предполагалось построить для газификации отдаленных горных поселков, куда сложно тянуть газопроводы. "Крупнотоннажный СПГ-завод региону не нужен, на экспорт газа мы не рассчитываем. Но "Газпром" мог бы стать нашим партнером, построив мини-завод на несколько десятков тысяч тонн СПГ в год, используя запасы каспийского шельфа, которые составляют около 900 млрд куб. м газа. Если не "Газпром", то партнером по реализации проекта могла бы стать "Роснефть". Однако пока не ясны перспективы проекта с учетом отказа в господдержке", — говорит собеседник РБК.

Пресс-секретарь "Роснефти" Михаил Леонтьев отказался от комментариев. Источник РБК в "Роснефти" пояснил, что компания намерена самостоятельно разрабатывать ресурсы каспийского шельфа — три месторождения нераспределенного фонда, которые могли бы стать ресурсной базой для такого СПГ-завода. Это блок "Дербентский 1", "Димитровский-3" и месторождение "Инчхе-море". В силу того что эти участки содержат преимущественно прогнозные ресурсы и требуют серьезных вложений в геологоразведку, закладывать их в качестве ресурсной базы СПГ-завода компания не считает целесообразным. Собеседник РБК также сомневается в окупаемости завода при ориентации его на региональный рынок сбыта.

По мнению Кирилла Лятса, генерального директора, совладельца компании "СПГ-Горская" (строит СПГ-завод в Ленинградской области мощностью 1,26 млн т), для нужд газификации отдаленных поселков Дагестана будет достаточно мини-завода мощностью 20 тыс. т в год. Стоимость его строительства он оценил примерно в 2 млрд руб. Однако, по расчетам Лятса, газ такого завода обойдется населению в 2,6 раза дороже, чем трубопроводный газ, который стоит 4,87 тыс. руб. за 1 тыс. куб. м (на 1 января 2017 года, по данным "Газпром Межрегионгаза"). "Газификация горных поселков при текущем налоговом законодательстве убыточна. Но такой сжиженный газ можно было бы эффективно использовать как автомобильное или бункеровочное топливо", — считает Лятс.

Заместитель генерального директора Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев считает, что "Газпром" вряд ли будет вкладывать деньги и ресурсы в такой проект. Еще один крупный инвестор в каспийские проекты — компания ЛУКОЙЛ — тесно сотрудничает с "Газпромом" и не строит СПГ-заводов, поэтому вряд ли заинтересуется дагестанским проектом. Эксперт полагает, что строить СПГ-завод в Дагестане экономически нецелесообразно из-за высоких затрат и инвестиционных рисков. По его прогнозам, продукция завода обойдется минимум в полтора раза дороже трубопроводного газа даже с учетом снижения расходов на транспортировку.

Людмила Подобедова

Наблюдательный совет "Совета рынка" в понедельник утвердил замену оборудования на Грозненской ТЭС с парогазовой установки (ПГУ) на газотурбинную (ГТУ). Об этом "Ведомостям" рассказали два источника, близких к участникам заседания. Теперь изменение должно быть зафиксировано распоряжением правительства, добавляет один из них.

Строительство Грозненской ТЭС "Газпром энергохолдинг" начал в 2015 г. Она строится по договору о предоставлении мощности (ДПМ), который гарантирует инвесторам возврат средств с высокой доходностью. Электростанция будет состоять из двух энергоблоков общей мощностью 360 МВт.

В начале 2016 г. работы по строительству были приостановлены для оптимизации стоимости. В мае прошлого года гендиректор "Газпром энергохолдинга" Денис Федоров говорил о планах поменять установку на станции с парогазовой на газотурбинную. Газотурбинная существенно дешевле, но менее эффективна по КПД, говорил он (слова по "Интерфаксу"). "Газпром энергохолдинг" настроен на оптимизацию цены и ПГУ выглядит менее конкурентоспособной, отмечал Федоров. В феврале 2017 г. работы на станции были возобновлены. Грозненская ТЭС обеспечит стабильное снабжение Чечни электроэнергией, а столицу — еще и теплом, заверял министр промышленности и энергетики Чечни Галас Таймасханов (слова по сайту правительства республики). На электростанции будут установлены современные газовые турбины, что обеспечит высокую степень экологической безопасности, говорил Таймасханов.

Представитель "Совета рынка" отказался комментировать решения набсовета до их опубликования. Представитель "Газпром энергохолдинга" на запрос не ответил. Получить комментарии представителя правительства Чечни не удалось.

Замена оборудования на станции не повлечет дополнительной финансовой нагрузки на потребителей, говорится в письме гендиректора ОГК-2 Сергея Ананьева председателю набсовета Юрию Удальцову (с его текстом от 3 апреля ознакомились "Ведомости"). Новое оборудование может оказаться как дороже, так и дешевле прежнего, осторожен источник, близкий к одному из членов набсовета "Совета рынка": сумма будет зависеть от многих факторов — конфигурации установки, места поставки и др. Замена ПГУ на ГТУ позволит "Газпром энергохолдингу" снизить стоимость проекта примерно на 30% благодаря отсутствию котла и паровой турбины, считает директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин. ГТУ дешевле, чем ПГУ, в ее конструкции нет котла и паровой турбины, но она менее эффективна, расход топлива в 1,5 раза выше, оценивает руководитель группы исследований и прогнозирования АКРА Наталья Порохова. Поэтому таких станций в России очень мало и их используют для покрытия пикового спроса, говорит она.

ГТУ могут работать как в базовом режиме, так и для покрытия суточной неравномерности потребления — это позволит увеличить надежность работы энергосистемы, объяснял Ананьев. Но минимальный КПД при этом снизится с 47 до 35%. В Чечне есть потребность в мощности, покрывающей не только пиковый спрос, но и основной, поэтому решение о замене выглядит странно, отмечает Порохова. В 2016 г. энергопотребление в Чечне выросло на 1,47% до 2,6 млрд кВт ч, по данным "Системного оператора". В 2016 г. средний коэффициент использования мощности ТЭС в энергосистеме Юга составил 52,7%, а в зимний период (декабрь 2016 г.) достигал 76,3%, писал 11 января заместитель председателя правления "Системного оператора" Сергей Павлушко Ананьеву ("Ведомости" ознакомились с текстом письма). Поэтому даже с учетом ввода энергоблока № 4 на Ростовской АЭС нагрузка на ТЭС Юга снизится незначительно. Это необходимо учесть при принятии окончательного решения о Грозненской ТЭС, подчеркивал Павлушко.

Замена оборудования на ТЭС была согласована "Системным оператором", пишет Ананьев Удальцову. С точки зрения надежности энергосистемы и ПГУ, и ГТУ подходят для использования в базовом режиме, подтвердил "Ведомостям" представитель "Системного оператора". По постановлению правительства платеж по ДПМ для новых газовых и угольных станций нормирован и зависит только от мощности объекта, а не от используемого оборудования: сэкономленное на строительстве идет в прибыль компании, объясняет собеседник, близкий к одному из членов набсовета.

Но недовольны потребители. "Решение о замене технологии на менее эффективную означает, что потребители при таком же высоком платеже за строительство электростанции будут получать более дорогостоящую электроэнергию", — говорит директор НП "Сообщество потребителей энергии" Василий Киселев (его слова передал представитель).

Иван Песчинский