НП "Совет рынка" пошло навстречу потребителям и снизило капитальные и эксплуатационные затраты на объекты возобновляемых источников энергии (ВИЭ) по отношению к тем, которые предлагало Минэнерго. Так, капзатраты для генерации на основе ветра снизились до 1 МВт в 2 раза — до 65 762 руб./кВт, по солнечным электростанциям вне зависимости от мощности зафиксированы на уровне 116 451 руб./кВт, для биогаза — 143 852 руб./кВт (без учета техприсоединения), для биомассы — 99 017 руб./кВт (без учета техприсоединения), говорится в документах к совещанию для участников партнерства (есть у "Ведомостей"). Дифференциация по мощности осталась в варианте, предложенном к утверждению Минэнерго, только для малых ГЭС — для объектов мощностью до 1 МВт предусмотрены капзатраты на уровне 290 866 руб./кВт (без учета техприсоединения), от 1 до 5 МВт — 143 792 руб./кВт (без учета техприсоединения) и от 5 до 25 МВт — 146 000 руб./кВт. Совещание в "Совете рынка" на эту тему с участием представителей различных сегментов отрасли состоялось на прошлой неделе, подтверждает представитель НП "Совет рынка". Но многие участники партнерства были не согласны и с такими расчетами, рассказали "Ведомостям" несколько участников совещания. Их возражения "Совет рынка" отправит в Минэнерго, следует из протокола совещания (есть у "Ведомостей").

Господдержка зеленой энергии на розничном рынке заключается в обязательстве территориальных сетевых организаций покупать электроэнергию, выработанную на возобновляемых источниках в счет компенсации потерь, допущенных при транспортировке. Обычно потери составляют примерно 11% полезного отпуска сетей и компенсируются покупкой электроэнергии у гарантирующих поставщиков по средней рыночной цене. Капитальные и эксплуатационные расходы на строительство ВИЭ в рознице предлагается учитывать при формировании тарифа региональными энергетическими комиссиями.

На совещании в "Совете рынка" возражения к расчетам партнерства и Минэнерго вновь высказали потребители, к ним присоединились представители "Россетей" и "Русгидро", рассказывают участники совещания. "Русгидро" считает, что такой подход не учитывает специфику изолированных от энергосистемы территорий: это приведет к дополнительной нагрузке на потребителей и региональные бюджеты или к тому, что ВИЭ не хватит для замещения действующей дизельной генерации. "Считаем, что наиболее эффективный подход — ориентация на стоимость топлива действующей дизельной генерации", — говорит представитель "Русгидро". Предложения компания направила в августе в Минэнерго. В ряде регионов топливная составляющая может достигать 50 руб./кВт ч, что позволит в короткие сроки окупить проекты ВИЭ, отмечает представитель компании.

"Россети" против покупки электроэнергии в счет компенсации потерь, если ее стоимость будет выше, чем у традиционной генерации, рассказывает участник заседания. Возобновляемая энергия очень дорогая, признает представитель "Россетей": ее цена многократно превышает ту, по которой сегодня дочерние компании "Россетей" покупают электроэнергию у гарантирующих поставщиков. Но холдинг готов совместно с регулятором искать эффективные пути для компенсации дополнительных затрат "дочек", говорит представитель "Россетей".

А сотрудники "Альтэнерго" (занимается солнечной, биогазовой и ветрогенерацией в Белгородской области) признали, что строить энергообъекты ВИЭ по таким ценам вообще бы не стали. Сейчас тариф для биогазовой генерации компании в Белгородской области равняется 9,17 руб./кВт, рассказывал представитель "Альтэнерго" на совещании. Средняя закупочная стоимость у гарантирующих поставщиков — 1,9 руб./кВт ч, указывает главный эксперт Центра экономического прогнозирования Газпромбанка Наталья Порохова. Потребители вновь требуют отложить господдержку для ВИЭ на рознице до 2015 г.

Участники заседания также не согласились, что доля техприсоединения в расходах на строительство объектов ВИЭ одинаковая для всех типов генерации. Независимый эксперт на основе данных о техприсоединении для малых ГЭС предложил принять для всех остальных типов, что стоимость техприсоединения равна 8-18% капзатрат в зависимости от мощности, следует из материалов к совещанию. Дополнительно эксперт исследовал расходы на биогазовые и ветроустановки. Участникам предложили утвердить капзатраты на биогазовые установки на уровне 182 563-271 972 руб. в зависимости от мощности и на ветроустановки до 1 МВт на уровне 137 815 руб./кВт, следует из материалов. Но для дифференциации таких объектов по мощности не хватает обосновывающих материалов, указывает представитель "Совета рынка".

Потребители электроэнергии уже просили министра энергетики Александра Новака не принимать проект распоряжения правительства, который устанавливает предельные капзатраты для объектов ВИЭ (копия письма от 17 сентября есть у "Ведомостей"), поскольку уровень затрат на строительство объектов ВИЭ для розничного рынка электроэнергии выше, чем для оптового. Дополнительную финансовую нагрузку на участников розничного рынка потребители оценили в 60 млрд руб.
Представитель Минэнерго вчера не ответил на запрос "Ведомостей".
Анастасия Фомичева

"Газпром нефть" обсуждает с Минэнерго возможность экспорта 8 млн т нефти в год по ВСТО, рассказали два чиновника Минэнерго и источник, близкий к "Транснефти". Двое из них говорят, что компания намерена поставлять сырье во Вьетнам. Причем один из них уточняет, что ради этого компания может сократить поставку нефти европейским потребителям. "Газпром нефть" обсуждает возможность покупки НПЗ в этой стране, говорил в сентябре президент компании Александр Дюков. Когда планируется начать поставки, собеседники "Ведомостей" не говорят.

Если "Газпром нефть" договорится с чиновниками, то поставки через ВСТО составят почти половину ее экспорта. В 2012 г. компания продала за рубеж 16,7 млн т нефти. Сначала сырье может поставляться с месторождений в Томской и Омской областях "дочки" компании "Газпромнефть-Восток", а в будущем — с новых месторождений — Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского (Красноярский край), считает заместитель начальника управления анализа рынка акций ИК "Велес капитал" Василий Танурков.

Представители "Газпром нефти" и Минэнерго от комментариев отказались. "К нам регулярно обращаются разные компании с предложением по прокачке, но экспортный график определяет Минэнерго", — сказал лишь представитель "Транснефти".

"Газпром нефть" уже качает нефть через ВСТО. В первом полугодии она поставила на восток чуть более 700 000 т.

Сейчас мощность ВСТО составляет 31 млн т нефти в год, из которых 15 млн т "Роснефть" поставляет в Китай. Впоследствии мощность вырастет до 50 млн т нефти в год. Так что теоретически "Газпром нефть" может договориться о поставке 8 млн т через ВСТО, считает аналитик UBS Константин Черепанов.

Но поставлять нефть в этом направлении хотят все нефтяные компании. "Сургутнефтегаз" планирует увеличить в 2014 г. поставки на 500 000 т до 7,7 млн т, говорил недавно президент компании Владимир Богданов. С июля начал транспортировать нефть по ВСТО "Лукойл". Суммарно во втором полугодии объем поставок составит 600 000 т. Компания рассчитывает получить большую квоту в следующем году, говорит представитель "Лукойла", не уточняя объема.

Представитель "Роснефти" комментировать планы поставок через Козьмино не стал. Сейчас компания экспортирует по отводу ВСТО на Китай 15 млн т нефти в год. С июля поставки по этому маршруту увеличились и к 2018 г. составят 30 млн т. В планах "Роснефти" строительство нефтехимического предприятия в Находке мощностью 24 млн т. Этот проект потребует расширения ВСТО. "Транснефть" против планов нефтяной компании, полагая, что после его запуска экспорт нефти через Козьмино может сократиться.

Торговать в восточном направлении выгодно — нефть ESPO продается с премией к Urals, говорит Черепанов. Она составляет $2-3 на баррель, временами доходит и до $4. Так что одна только переориентация поставок позволит "Газпром нефти" рассчитывать на дополнительный заработок в $16-32 млн в год. Но переориентация части нефти с Европы на восток еще больше ухудшит качество Urals. Разрешение на прокачку всех 8 млн т нефти "Газпром нефть" вряд ли получит, но возможно постепенное увеличение квоты, считает аналитик Raiffeisenbank Андрей Полищук.
Галина Старинская

Белорусская "Белоруснефть-Сибирь" приобрела компанию "Янгпур", добывающую нефть и газ в Тюменской области. Белорусы практически перешли дорогу наследнику Рокфеллера Стивену Кларку Рокфеллеру, управляющему компанией Rockefeller Oil Company, которая тоже претендовала на этот актив. За право добывать российские нефть и газ белорусская госкомпания заплатила 3,575 млрд рублей.

Компании "Янгпур" принадлежит четыре лицензии на разведку и добычу нефти и газа в Тюменской области. В 2013 году она планирует добыть 67 тыс. т нефти, 63,9 млн куб. м газа и 6,9 тыс. т газового конденсата. В кризис компания обанкротилась, недавно ее активы (сосредоточенные в ЗАО "Янгпур" и в одноименном ООО) были выставлены на торги.

Как рассказал "Известиям" гендиректор ЗАО "Янгпур" Михаил Семенов, "Белоруснефть-Сибирь" еще 24 сентября выиграла торги по покупке нефтегазовой компании. По его словам, процесс передачи актива завершится до конца октября. Кроме белорусов на "Янгпур" претендовала российская компания "АРТО". Начальная цена лота составила 2,8 млрд рублей. Никто из ведущих игроков нефтегазовой отрасли к торгам интереса не проявил. Белорусские покупатели заплатили за 100% акций "Янгпурнефти" и ее производственные активы 3,575 млрд рублей. В "Белоруснефти" отказались от комментариев.

Между тем в апреле появилась информация, что на "Янгпур" и ее материнскую компанию "Техинвестнефть" претендует Rockefeller Oil Company, с которыми вел переговоры банк ВТБ.

По словам Михаила Семенова, банк ВТБ банк как один из главных кредиторов компании вел переговоры о продаже активов практически со всеми игроками российского нефтяного рынка, а также с зарубежными интересантами, и компания Кларка Рокфеллера была одним из участников переговоров. Однако, видимо, стороны не сошлись в цене.

Белорусские власти неоднократно заявляли о желании добывать газ на территории России. "Хотите купить наши НПЗ — дайте нам добывать природный газ. Мы потребляем 22 млрд куб. м — дайте нам добывать 10 млрд куб. м газа. (…) Мы вам заводы — вы нам возможность добывать", — требовал президент Белоруссии Александр Лукашенко осенью прошлого года. Но возможность транспортировки газа из Тюменской области в Белоруссию пока выглядит сомнительной.

— Транспортировать газ с наших месторождений очень сложно, запасы газа достаточно скромные. Есть договор с "Газпром добыча Ноябрьск" на закупку газа и газового конденсата, осуществлять продажу газа кому-то, кроме "Газпрома", сложно. Но есть проект утилизации попутного газа, перспективным партнером выступает "Сибур", который готов переработать сырье на своем Губкинском ГПЗ, — говорит Михаил Семенов.

В "Газпроме" сообщили, что не получали от "Белоруснефти" или компании "Янгпур" запрос на транспортировку газа в Белоруссию из Тюменской области.

По мнению Михаила Корчемкина, директора East European Gas Analysis, Минск больше заинтересован в добыче нефти и рассчитывает на ее перекачку в Белоруссию. По мнению эксперта, попутный газ транспортировать не получится, его наличие — скорее проблема логистики разработки месторождения, что потребует дополнительных инвестиций в его утилизацию. По мнению партнера консалтинговой компании Rusenergy Михаила Крутихина, "Газпром" не позволит транспортировать даже малые объемы газа в Белоруссию, минуя свои структуры.
Людмила Подобедова

Москва и Дели займутся исследованием возможности прямой наземной транспортировки углеводородов из России в Индию. Прокладка газо- и нефтепровода напрямую через Центральную Азию — неразумная, да и ненужная затея, считают эксперты. У России уже имеются более быстрые и безопасные способы доставить газ и нефть в Индию — на весьма перспективный рынок.

Россия и Индия договорились об образовании совместной исследовательской группы для изучения возможности прямой наземной транспортировки углеводородов из России в Индию. Об этом говорится в совместном заявлении по итогам переговоров президента России Владимира Путина с премьер-министром Индии Манмоханом Сингхом.

Это предложение исходит от Индии. Еще в марте стало известно, что индийская нефтегазовая корпорация ONGC предложила России провести в республику нефтепровод через Афганистан и Пакистан, а крупнейшая газовая компания Индии GAIL — продлить будущий российский газопровод через Китай на территорию Индии.

Судя по всему, Россия решила изучить экономическую целесообразность с учетом всех рисков, чтобы доказать Дели абсурдность прокладки газопровода и нефтепровода в Индию. По крайней мере, отраслевые эксперты называют эти идеи неразумными, так как политические риски зашкаливают.

"Наземные поставки энергоресурсов из России в Индию практически невозможны. Если посмотреть на карту, то можно увидеть, что для этого нужно преодолеть Центральную Азию, пройти весь Афганистан, Пакистан. Только так мы попадем в Индию, — говорит газете ВЗГЛЯД гендиректор Фонда национальной энергетической безопасности Константин Симонов. — У нас с Туркменией сейчас тяжелейшие отношения. Афганистана как государства фактически нет, это перекати-поле, регион, где уже десятилетиями господствуют бандформирования. Ни один инвестор не вложит средства в прокладку трубы через Афганистан. С учетом отношений Индии и Пакистана риски тоже понятны".

Интересным маршрутом мог бы быть Трансафганский газопровод (ТАПИ) или теоретический ТАПИ-2, считает старший аналитик компании "Альпари" Анна Бодрова. Индия давно поддерживает этот газопровод для поставки газа из Туркмении. По нему туркменский газ должен поступить через Афганистан и Пакистан в Индию. Проект этого газопровода активно обсуждается с 90-х годов. Протяженность ТАПИ составит более 1,7 тыс. километров, а мощность — около 30 млрд кубометров газа в год. России не раз предлагали участвовать в этом проекте. Однако риски из-за неспокойного Афганистана и Пакистана слишком высоки, соглашается Бодрова.

"Возможно, поставщики будут искать некий оптимальный смешанный вариант с использованием возможностей железной дороги и трубопровода. Но строительство нового трубопровода — дело затратное и долгое, а энергоресурсы Индии нужны уже сейчас", — замечает Бодрова.

"Предложенный проект наземных поставок — неразумный и, главное, совершенно ненужный", — удивляется Симонов. Ведь, по его словам, у России есть более разумные и безопасные пути доставки как газа, так и нефти в Индию.

"Если говорить про газ, то есть морские способы доставки СПГ из России в Индию. Мы уже продает газ в Индию с Сахалина в небольших объемах. Газпром собирается построить СПГ-завод во Владивостоке, а Роснефть — на Сахалине. У нас появляются достаточно хорошие возможности увеличивать объемы отгрузки СПГ в Индию, поэтому нам не нужны какие-то безумные проекты прокладки труб через Туркмению, Афганистан и Пакистан", — уверен Константин Симонов. К слову, Индия не отказывается от поставок российского СПГ и отмечает значимость таких проектов.

По оценкам экспертов, если будут реализованы все проекты Газпрома, Роснефти и независимых нефтяников, то к 2020 году (если не считать Штокман) производство СПГ в России вырастет почти в четыре раза — до 38 млн тонн, доля российских проектов по производству СПГ к 2020 году увеличится до 8-9%.

Аналогичная ситуация наблюдается и с поставками нефти. "У нас есть более разумные способы доставки нефти в Индию, нежели трубопроводным транспортом через Центральную Азию. У нас есть порт Козьмино как конечная точка трубопровода ВСТО. Можно не заворачивать всю нефть в Китай, а можно довозить ее до Козьмино и осуществлять оттуда отгрузки в Индию морским путем. Это гораздо более безопасно", — указывает гендиректор Фонда национальной энергетической безопасности.

"Изначально у нас были планы поставлять до 50 млн тонн нефти в Козьмино. Конечно, там есть Япония и Корея. Но если Индия станет гарантированным покупателем, то почему бы и ей не поставлять нефть", — добавляет эксперт.

Основной маршрут нефтепровода Восточная Сибирь — Тихий океан общей протяженностью около 4,7 тыс. км состоит из двух частей: участок Тайшет (Иркутская область) — Сковородино (Амурская область) представляет собой первую очередь (ВСТО-1), а участок Сковородино — Козьмино (Приморский край) — ВСТО-2.

Безусловно, индийский рынок заслуживает внимания. Потенциал потребности энергоносителей в Индии большой, ведь это вторая по численности населения страна в мире. "Одно только потребление тепла обходится экономике Индии более чем в 200 млрд долларов ежегодно, притом что объем экономики в целом составляет 4 трлн долларов. Поэтому индийский рынок энергоносителей выглядит очень перспективным. Потенциально поставки газа в Индию могут составить порядка 100 млрд кубометров ежегодно, причем цена будет более чем приемлемой для поставщиков", — отмечает аналитик финансовой компании AForex Нарек Авакян.

При этом Газпром, например, может повернуть "на юг" не менее 50 млрд кубометров газа, указывает Анна Бодрова.

"Сейчас много говорится о развороте поставок энергоресурсов на восток. И строительство трубопроводов — это вещь нужная, но надо понимать, где их можно строить, а где нет. Строительство трубы через Афганистан — совершенно ненужная затея. Тем более у нас есть готовая и расширяющаяся инфраструктура по поставкам СПГ и ВСТО", — резюмирует Симонов.
Ольга Самофалова