На случай проблем есть план, как их нейтрализовать, сообщил "Российской газете" министр энергетики Александр Новак. Говорили мы и о рисках снижения потребления российского газа в Европе, и о невероятном, как его назвали эксперты, газопроводе в Индию, строительство которого становится все более актуальным.

Позже министр энергетики встретился с журналистами и прояснил ситуацию с поставками газа на Украину. А также Новак рассказал, кто сегодня управляет нефтяными ценами на мировом рынке .

— Александр Валентинович, с 2016 года Россия все-таки переходит на бензин высокого экологического класса — "Евро-5"? "Евро-4" снимут с производства? Как отреагируют на это цены? Многие волнуются, что они пойдут в рост.

— Удорожание бензина никак не связано с переходом на потребление более высоких экологических классов автомобильного бензина.

И наша задача, чтобы с 1 января 2016 года сохранить те темпы, которые были ранее намечены по исключению из оборота марок неэкологичных. В частности, четвертого класса. Но окончательное решение будет принято правительством этой осенью.

А преимущество "Евро-5" очевидно. Люди его почувствуют. Экология будет более здоровой — лучше станет воздух, меньше выбросов в атмосферу. Экологический класс "Евро-5" — самый высокий, где практически тысячные доли вредных веществ и примесей по сравнению с "Евро-2" или "Евро-3". Это в тысячи раз более экологичный бензин.

— Все это хорошо. А дефицита бензина не будет, который как раз и может подстегнуть цены? От одной марки откажемся, а производство другой потянем?

— Сейчас мы в министерстве как раз производим оценку баланса автомобильного бензина на следующий год.

И в случае необходимости, если не будет хватать бензина пятого класса, не исключено принятие решения, чтобы оставить в обороте и часть четвертого класса.

— Эксперты вообще советуют не зацикливаться на бензине, а сосредоточиться на альтернативных видах топлива. Запасы нефти не вечны. Большие надежды, правда, связаны с Арктикой. Но международные экологи уверяют, что добыча здесь плохо скажется на климате. Так что с Арктикой?

— Мы пока только активно поддерживаем геологоразведочные работы, которые проводятся на Арктическом шельфе.

Там у нас очень много неразведанных месторождений, и есть только оценка ресурсов в размере 100 миллиардов тонн нефтяного эквивалента. Поэтому для начала надо подтвердить запасы.

Освоение же Арктического шельфа предстоит в периоде десяти лет.

— Германия в этом году значительно сократила закупки газа. ЕС давно уже движется как раз к альтернативному топливу. Как падение спроса отразится на нашей экономике? Вы анализировали новые сигналы?

— Безусловно, на потребление газа влияет повышение энергоэффективности, снижение энергоемкости. Тем не менее, в тех расчетах, которые делают эксперты, производят оценку потребления, мы все равно видим, что потребление газа в Европе будет расти, поскольку происходит оживление экономики. По нашим расчетам, около 100 миллиардов кубометров топлива будет дополнительно потребляться Европой.

А ее импортозависимость от газа будет расти в связи с тем, что собственная добыча на месторождениях снижается. Кстати, это одна из причин, почему сейчас снова возник вопрос о строительстве третьей и четвертой нитки газопровода объемом 55 миллиардов кубометров по "Северному потоку". Сейчас начинается проработка нового проекта, его технико-экономические обоснования.

— Александр Валентинович, проект газопровода в Индию эксперты называли "невероятным". В какой стадии он сейчас находится, каких усилий потребует его реализация?

— Во время визита президента нашей страны в Индию в конце прошлого года, индийские партнеры предложили рассмотреть целесообразность строительства газопровода из России в Индию.

Сейчас создана специальная рабочая группа, которая занимается проработкой технико-экономического обоснования этого вопроса. В целом, мы считаем, теоретически проект возможен. Только нужно просчитать экономику, оценить все политические факторы, транзитные риски.

— А что у нас с производством сжиженного природного газа, (СПГ)? Есть прогнозы, что здесь мы можем стать "впереди планеты всей"?

— Есть несколько проектов, которые находятся в активной стадии проработки. Один из них реализуется. Например, завод "Ямал-СПГ", откуда первый газ пойдет уже в 2017 году.

Мы на него очень рассчитываем, это более 15 миллионов тонн газа в год. Сразу Россия становится одним из крупнейших поставщиков СПГ в мире.

Что касается других проектов — Балтийский завод СПГ, заводы во Владивостоке, на Сахалине — то все эти проекты дадут увеличение доли российского СПГ на мировом рынке до 15-16 процентов в 2030-2035 года. Сейчас — менее 5 процентов.

Татьяна Зыкова

Международный газовый союз (IGU) подсчитал, какие мировые проекты по производству сжиженного природного газа являются самыми продуктивными по отношению к их заявленной проектной мощности. Самым эффективным за 2014 год признан российский "Сахалин-2", мощности были загружены на 111%. В предыдущих отчетах IGU подобная статистика не раскрывалась, но в организации сообщили "Известиям", что проект "Газпрома" по эффективности обгонял СПГ-заводы в других странах еще с 2012 года, за Россией по эффективности идут экваториальная Гвинея, Малайзия, ОАЭ и Катар, крупнейший производитель СПГ.

— Российские проекты традиционно являются одними из самых эффективных, наряду с проектами в Малайзии и Катаре, проекты в России работают в районе полной загрузки и имеют наибольший потенциал прироста, — указывает в своем отчете IGU. Планку в 100% мощности в 2014 году превысили проекты, например, в Малайзии (106%) и ОАЭ (102%), "аутсайдерами" стали Ангола (6%) и Египет (2%).

"Сахалин-2" (50% у "Газпрома", 27,5% у Shell, 12,5% у Mitsui и 10% у Mitsubishi) был запущен в 2009 году, в 2010 заработала вторая очередь завода Sakhalin Energy Investment Company (оператор проекта), предприятие вышло на проектную мощность — 9,6 млн тонн СПГ в год. С тех пор продуктивность СПГ-линий росла: по данным "Газпрома", в 2011 завод произвел 10,6 млн т (рост от проектной мощности составил 9,5%), в 2012 — 10,9 млн т (12%), 2013 — 10,8 млн т (11,2%), в 2014 — 10,8 млн т. Проектная мощность завода рассчитывается исходя из разных факторов: если рынок позволяет, объемы производства выходят за заявленные в проекте, объясняет замдиректора Фонда национальной энергетической безопасности Алексей Гривач.

— Сахалин оказался успешным проектом, инвестиции были возвращены за 3-4 года, — подчеркнул Гривач.

При этом Россию отнюдь нельзя назвать лидером в отношении объемов сжижаемого газа, в последние несколько лет это 4-5% всего добытого в мире СПГ, оценивают в IGU. Основной объем СПГ производится в странах Океании, Африки и Персидского залива — больше России производят Алжир (12,8 млн т за 2014 год), Тринидад и Тобаго (14,4 млн т), Индонезия (16 млн т), Нигерия (19,4 млн т), Австралия (23,3 млн т), Малайзия (25,1 млн т) и Катар (76,8 млн т), расстановка почти не менялась с 2010 года.

— В то время как рост будущих мощностей придется на азиатский регион и Северную Америку, сравнимый рост ожидается и в странах бывшего СССР, — говорится в отчете. — Россия — единственная страна в регионе с существующими сжижающими мощностями, все будущие объемы региона тоже можно ожидать только от России.

Согласно прогнозу IGU, благодаря вводу до 2020 года проекта "Новатэка" "Ямал СПГ" (проектная мощность трех очередей — 16,5 млн т) Россия нарастит объемы производимого СПГ, но "они останутся небольшими, в районе 6%". Чиновники в
Минэнерго ставят цель достичь доли порядка 12% к 2025 году, заявлял в июне министр энергетики Александр Новак. Как ранее говорил "Известиям" его заместитель Алексей Текслер, к 2025 году Россия должна выйти с нынешних 10 млн т на 50-60 млн т в год. Сейчас до 80% российского СПГ законтрактовано Японией (крупнейший в мире рынок сбыта СПГ), еще 19% уходит в Южную Корею, остальное потребляет Китай, Тайвань и Тайланд, указывается в отчете IGU; по прибытии на место назначения продукт регазифицируется. К 2025 году, сообщал Текслер, в два раза больше российского СПГ будет потреблять та же Япония (16 млн тонн), остальное уйдет на другие рынки АТР.

Российский "Ямал СПГ" — самый крупный проект среди всех 16 планирующихся к строительству заводов, следует из материалов IGU. Но у России это единственный запланированный до 2020 года проект завода, безусловные лидеры в этом отношении — Австралия, у нее 7 проектов общей мощностью 57,7 млн т, и США с 44,1 млн т. При условии что все заявленные проекты будут воплощены до 2020 года, Австралия перегонит Катар по производству СПГ и выйдет на первое место (порядка 84 млн т), второе место останется за Катаром (76 млн т), третье — за США (43 млн т), четвертое — у Малайзии (31 млн т), пятое — у Индонезии (28 млн т) и шестое — у Алжира (27 млн т). Россия сможет подняться с 8-го места по производству СПГ (10,8 млн т) на 7-е (26 млн т), обогнав Тринидад и Тобаго, а также Нигерию и пропустив вперед США — Штаты, в частности, намерены активно занять СПГ на Аляске. Производственные мощности вырастут через пять лет на 41% до 423,7 млн т, прогнозирует IGU.

Прогноз IGU по России выглядит достоверно, соглашается аналитик Sberbank CIB Валерий Нестеров. Лишь теоретически, считает он, к 2020 году Россия сможет нарастить объемы СПГ за пределами ожидаемых 16,5 млн т от "Ямала СПГ". 18 июня "Газпром" и англо-голландская Shell подписали меморандум по реализации проекта строительства третьей технологической линии СПГ-завода на Сахалине на 5 млн тонн. Если у "Новатэка" не возникнет проблем на Ямале, в 2020 году Россия сможет поставить на экспорт 31,5 млн т. Остальные проекты "Роснефти" ("Печора СПГ" (10 млн т) и "Дальневосточный СПГ" (5 млн т)) и "Газпрома" ("Владивосток СПГ" (5 млн т) и "Балтийский СПГ" (8 млн т) не были включены IGU в прогноз, их реализация планируется позднее 2020 года.

— Но до снятия санкций с России компании откладывают их реализацию, эти проекты есть только на бумаге, — говорит Нестеров. — У России нет технологий крупнотоннажного сжижения, а все лицензии на них принадлежат компаниям из США, ЕС и Японии [что касается "Ямала СПГ", в нем участвует французская Total, ее руководство заявляет об отсутствии каких-либо проблем, так как санкции не имеют обратной силы].

Нестеров добавил, что среди негативных факторов — по мере снижения цен на СПГ вслед за ценами на нефть потребители СПГ стараются уходить от контрактов к спотовым поставкам, и есть опасность перенасыщения рынка. Также может появиться СПГ из Ирана, который IGU в своем прогнозе пока не учитывает, отметил собеседник.

Арсений Погосян

Энергокомпании предложили Минэнерго провести конкурентный отбор мощности в этом году два раза: в сентябре, чтобы определить цены на мощность на 2016 г., и в декабре, где будут определены цены на мощность на три года — 2017, 2018 и 2019 гг., сообщил "Интерфакс" со ссылкой на замминистра энергетики Вячеслава Кравченко. Это подтвердили "Ведомостям" еще три сотрудника различных энергокомпаний.

Рынок мощности представляет собой конкурентный отбор (КОМ), который проходит раз в год. Энергокомпании подают ценовые заявки, а потребители определяют необходимый объем мощности. Отбор проходит по 21 зоне свободного перетока (ЗСП, не имеет ограничений на передачу электроэнергии) в двух ценовых зонах (первая — "Европа и Урал", вторая — "Сибирь"). Энергоблоки, которые не прошли отбор, но нужны энергосистеме, могут получить статус "вынужденного генератора" и высокий тариф. Остальные должны выводиться из эксплуатации.

Но в прошлом году в энергосистеме сформировался профицит мощности и модель дала сбой. 15 ГВт оказались лишними, но правила позволили компаниям все же получить плату за половину этих мощностей. В 2016 г. профицит может вырасти до 20-25 ГВт, оценивал Кравченко.

Дискуссия будущем рынка мощности длилась несколько месяцев. Наконец в мае НП "Совет рынка" разработало новую модель, похожую на британскую, с максимальной и минимальной ценой. Чем больше мощности энергокомпании захотят вывести на рынок, тем меньше будет цена.

Компании предлагают провести два отбора по нескольким причинам, рассказывают собеседники "Ведомостей". Во-первых, все готовились именно к сентябрьскому КОМу, после которого остается время для подготовки электростанций к работе в новом году, объясняет один из них. Но до сентября новую модель доделать не успеют, поэтому лучше провести в сентябре отбор лишь на год, добавляет он. А если обнаружатся неполадки в новой модели, будет возможность ее скорректировать для трехлетнего отбора, добавляет второй человек. Кроме того, к сентябрю компании не успеют определиться, какие энергоблоки выводить. А значит — цена сложится низкой, добавляет один из них.

Когда именно проводить второй отбор, пока не решено, рассказывают два человека. "Интер РАО" и "Газпром энергохолдинг" настаивают на проведении трехлетнего КОМа в декабре, а "Системный оператор" — в марте. "Интер РАО" и "Газпром энергохолдинг" торопятся по финансовым соображениям, объясняют два собеседника. Все блоки, введенные по договорам о предоставлении мощности (ДПМ), должны получать выплаты за мощность, которые окупят инвестиции, в течение 10 лет. Но цена в эти годы рассчитывается исходя из того, что генератор возмещает затраты за 15 лет. Поэтому, начиная с седьмого года работы энергоблока, она должна учитывать и плату по договору, и разницу между ценой ДПМ в 11-м году с начала поставок и ценой, которая в этом году сложится на рынке в ходе долгосрочного КОМа, который до сих пор в России не проводился. У "Газпром энергохолдинга" эта проблема возникла еще год назад, с тех пор Минэнерго безуспешно пыталось скорректировать формулу. Представитель "Интер РАО" отказался от комментариев, его коллега из "Газпром энергохолдинга" не ответил на вопросы. "Системный оператор" предлагает отсрочку, чтобы заложить в модель максимально точный прогноз спроса. Представитель это не комментирует.

Промышленным компаниям идея двух отборов не нравится. Принятие любых долгосрочных решений без решения проблемы избыточных 55 ГВт мощности (238,5 ГВт установленной минус 183 ГВт необходимой с учетом резерва) ухудшит ситуацию для потребителей и экономики, говорит представитель НП "Сообщество потребителей энергии". Учитывая кратный рост платежей по ДПМ, цена мощности в 2016 г. может вырасти на 30-50% без увеличения поставок, добавляет он.

Алина Фадеева, Иван Песчинский