В споре с энергетиками о дорогостоящей программе модернизации электростанций металлургам удалось отчасти склонить правительство в свою сторону. Вице-премьер Дмитрий Козак предложил сократить первый этап этой программы в три раза.

Ограниченная модернизация

Правительство обсуждает возможность сократить первый этап новой программы модернизации энергомощностей с трех лет до одного года, чтобы оценить ее эффективность, следует из протокола по итогам совещания у вице-премьера Дмитрия Козака с представителями металлургических компаний, которое состоялось 19 сентября. Объем модернизации предлагается ограничить 3 ГВт, хотя ранее Минэнерго предлагало модернизировать на первой стадии 11 ГВт.

"Вице-премьер нас услышал, поэтому дал соответствующее поручение профильным ведомствам по подготовке проекта постановления правительства с участием ассоциации "Русская сталь", — сказал РБК ее исполнительный директор Алексей Сентюрин. "Русская сталь" объединяет крупнейшие металлургические компании России, включая НЛМК, "Северсталь", ММК и "ЕвразХолдинг".

Проработать возможность такого сокращения Козак поручил Минэнерго, Минэкономразвития и Минпромторгу, следует из документа. Ведомства должны направить свои заключения до 28 сентября. Представитель Козака Илья Джус подтвердил РБК, что такое поручение действительно было отдано.

Представители промышленности, которым, по задумке Минэнерго, придется оплатить замену оборудования на старых тепловых электростанциях, ранее спорили с энергетиками о доходности, которую нужно закладывать в проекты модернизации: 12 или 14%. "Логика поручения правительства состоит в том, что условия для инвесторов можно только улучшать. Мы хотели бы посмотреть, как пройдет отбор проектов для модернизации на год с доходностью 12%, кто сделает заявки. Если ситуация будет негативная, можно улучшить условия", — объяснил РБК источник, близкий к правительству. "Рентабельность таких проектов не должна превышать 12%, а не 14%, как хотят энергетики, так как даже уровень доходностей облигаций в энергетическом секторе сейчас не превышает 8%", — добавил Сентюрин.

По словам близкого к правительству источника, трехлетний срок первого этапа модернизации явно выгоден генерирующим компаниям и невыгоден потребителям. Правительство выступило за гибкий подход и возможность коррекции, уточнил он.
Представители Минэнерго, Минэкономразвития и Минпромторга не ответили на вопросы РБК.

Путин дал добро

Программа модернизации старых тепловых электростанций, по мнению Минэнерго, должна поправить положение тепловой генерации, экономика которой страдает из-за регулирования тарифов на тепло, а также предотвратить дефицит мощности в энергосистеме, который в случае возникновения придется закрывать новыми объектами, что обойдется экономике дороже. Минэнерго предложило модернизировать 40 ГВт до 2035 года по схеме ДПМ, которая впервые использовалась во время реформы РАО "ЕЭС России": энергетики обязуются к определенному сроку построить новые блоки, а промышленные потребители — заплатить за них с доходностью около 14%. Такая модернизация обойдется отрасли в 1,35 трлн руб. Минэнерго подчеркивало, что эта программа не приведет к росту тарифов для потребителей выше инфляции: модернизировать электростанции предполагается за счет сохранения платежей за первую программу ДПМ (они должны были упасть в несколько раз после десяти лет с начала запуска новых блоков).

Новую программу модернизации дважды одобрил президент Владимир Путин. Но металлурги, для которых цена электроэнергии критически важна, продолжают спорить с правительством и энергетиками, называя новую программу неоправданно дорогой. "Я это называю "железный депозит" — гарантированная доходность 14% — выше, чем доходность вклада в любом банке", — сказал РБК директор Сообщества потребителей энергии Василий Киселев.

Ничто не мешает правительству провести сначала отбор заявок на модернизацию на год, а затем продолжить их собирать в соответствии с планами Минэнерго, говорит директор Фонда энергетического развития Сергей Пикин. Но, по его словам, на первом этапе сокращение мощностей с 11 до 3 ГВт позволит потребителям сэкономить около $4,8 млрд (по текущему курсу ЦБ — 317 млрд руб). У Минэнерго есть опасения, что после первого трехлетнего отбора программу модернизации могут отменить по политическим причинам, поэтому министерству важно было отстоять заключение договоров на модернизацию сразу на трехлетний период, поясняет он.

Сейчас основной вопрос даже не в доходности таких проектов, говорит Киселев. После недавних решений в электроэнергетике не выполняется главное условие модернизации — рост тарифов не выше инфляции, напоминает он. Недавно правительство решило продлить субсидирование тарифов на Дальнем Востоке за счет надбавки к платежам для потребителей из Европы и Сибири, а также согласовало значительный рост сетевого тарифа, поддержав введение платы за резерв мощности и фактическое возвращение "последней мили" (вид перекрестного субсидирования, при котором промышленные потребители субсидируют стоимость электроэнергии для населения), говорит Киселев.

Трехлетний срок первого этапа модернизации позволит машиностроителям оценить потребность в спросе и развернуть деятельность по загрузке производства необходимого оборудования, передал РБК через представителя директор ассоциации "Совет производителей энергии" Дмитрий Вологжанин. "Важно законтрактовать проекты модернизации на три года уже сейчас, чтобы захеджировать риски наступления дефицита в отдельных системах", — заключил он.

Алина Фадеева

Мировой спрос на сжиженный природный газ (СПГ) до 2030 г. будет расти как минимум на 4% в год, заявил во вторник председатель Shell в России Седерик Кремерс. В 2017 г. спрос составил примерно 293 млн т.

Пока существующих СПГ-мощностей недостаточно для удовлетворения текущего спроса, отмечает он. Но с начала века производство СПГ уже выросло в 3 раза, а количество стран — импортеров СПГ увеличилось в 4 раза, подчеркнул Кремерс.

Минэнерго ожидает, что к 2035 г. производство Россией СПГ увеличится в 4 раза до 83 млн т, заявил директор департамента добычи и транспортировки нефти и газа министерства Александр Гладков. Превышение спроса над предложением создаст нишу в 196 млн т, за которую Россия может "спокойно побороться".

Но конкуренция на рынке будет жесткой, предупреждает Кремерс. Только в Северной Америке уже сегодня строятся мощности по производству 60 млн т СПГ в год. Кроме этого поданы заявки на новые проекты совокупным объемом более 470 млн т СПГ в год. "Все эти проекты отличаются низкими капитальными затратами и реализуются при благоприятном налоговом режиме. Поэтому российскому СПГ нужна государственная поддержка, нужно постоянно работать над снижением затрат и обеспечением благоприятного налогового режима", — отметил он. О каких льготах идет речь, Кремерс не уточнил.

Необходимость господдержки российских СПГ-проектов может быть намеком на желание получить льготный режим для реализации совместного проекта Shell и "Газпрома" на Балтике, предполагает директор по исследованиям Vygon Consulting Мария Белова. Вероятно, компания ориентируется на льготы для проекта "Новатэка" "Ямал СПГ". С СПГ не взимается экспортная пошлина, а для арктических проектов "Новатэка" отменен еще ряд налогов, напоминает аналитик центра энергетики Московской школы управления "Сколково" Александр Собко.

Пока российский СПГ оказывается конкурентоспособным на мировых рынках, хотя самым дешевым на рынке остается катарский газ. Себестоимость поставок "Ямал СПГ" в АТР составляет немногим более $7 за MBTU, тогда как в среднем из США — $8 за MBTU.

Для новых арктических проектов "Новатэк" уже анонсировал снижение капитальных затрат на 30%, что будет, в частности, достигнуто за счет удаленного строительства заводов СПГ на гравитационных платформах, напоминает Собко: "Еще один способ снизить себестоимость — импортозамещение части оборудования, что в условиях дешевого рубля может дать эффект. Но на практике в России большинство элементов для завода по крупнотоннажному сжижению СПГ не производятся, поэтому это решение станет оправданно только при значительных объемах будущего производства, что даст необходимую экономию на масштабе при расчете себестоимости продукции. Это же актуально и в контексте создания собственного флота газовозов". Еще одним традиционным способом снижения себестоимости является расширение действующих производств, т. е. строительство новых линий по сжижению (актуально для проекта "Сахалин-2"), за счет использования действующей инфраструктуры и в ряде случаев — готовых площадок под строительство, заключает он.

Галина Старинская, Артур Топорков

Дочернее общество нефтяной компании "Роснефть" — ООО "РН-Юганскнефтегаз" — установило новый рекорд суточной добычи нефти, достигнув 195 281 т в сутки. Это самый высокий показатель дочерней компании в новейшей истории России. Достигнуть его удалось благодаря масштабному применению инновационных технологий, а также внедрению собственных научных разработок в бурении.

"Юганскнефтегаз" установил отраслевой рекорд по строительству горизонтальных скважин с уникальной комбинированной эксплуатационной колонной. На объектах предприятия построена скважина с глубиной более 4,7 км и длиной горизонтального участка более 1,5 км за 13,4 дня. Кроме того, установлен рекорд средней коммерческой скорости бурения. Благодаря вкладу "РН-Юганскнефтегаза" "Роснефть" достигла нового рекорда суточной проходки бурения — 56 708 м.

В результате успешно проведенных опытно-промышленных испытаний внедрен забойный телеметрический комплекс для проведения каротажа в процессе бурения. Новое оборудование, что примечательно, изготовлено российскими производителями. Его возможности позволяют сократить цикл бурения наклонно-направленных скважин на 15%, снизить капитальные затраты на 5% и увеличить коммерческую скорость на 1000 м/ст-мес. Комплекс также позволяет проводить геофизические исследования скважин одновременно с бурением, в результате чего исключается отдельный этап окончательного каротажа в открытом стволе.

Не исключено, что этот опыт будет использован и при разработке нового нефтяного месторождения, которое открыла другая "дочка" "Роснефти" — компания "Оренбургнефть". Речь идет о месторождении Мамалаевское, суммарные извлекаемые запасы которого оцениваются в более чем 2  млн т нефти. Месторождение расположено в пределах Радовского лицензионного участка и открыто в результате бурения поисково-оценочной скважины на Мамалаевской структуре. Получены притоки нефти дебитом от 24 до 240 куб. м в сутки. При этом успешность поисково-оценочного бурения объясняется в первую очередь применением современных методов исследований.

Разработка месторождения предполагает строительство новых объектов: еще 13  эксплуатационных скважин, трубопровода протяженностью 11 км для транспортировки нефти со скважин Мамалаевского месторождения до действующей автоматической групповой замерной установки соседнего Восточно-Капитоновского месторождения, использование инфраструктуры которого позволит обеспечить синергетический эффект.

Сергей Никаноров