Планируется, что к 2042 году в России генерация на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и их доля в общем энергобалансе страны вырастут в четыре раза. Но в 2024 году в энергосистеме некоторых регионов страны стали происходить сбои. Дело дошло до отключений электричества. Причем не редко можно было услышать, что на юге они произошли из-за большой доли там ВИЭ — солнечной и ветровой генерации. Действительно ли проблема была в них, и почему ВИЭ — лучший способ справится с дефицитом энергии и нарастить мощности генерации рассказал «Российской газете» Директор Ассоциации развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) Алексей Жихарев

Действительно ли именно они были виноваты в проблемах с электроэнергией?

Алексей Жихарев: ВИЭ часто пытаются обвинить в сбоях работы энергосистем и не только в России. Напомню, когда не так давно случился блэкаут в Техасе по причине того, что замерзла газодобывающая и газотранспортная инфраструктура, то первым делом обвинили в аварии ветровые электростанции (ВЭС), которые остановились автоматически, только когда отключилась остальная энергосистема. У нас на юге действительно доля генерации на основе ветра и солнца самая большая, в сравнении с другими регионами, около 12%. Но обвинять ВИЭ в произошедших летом этого года отключениях, как минимум странно. Официально установлено, что были другие объективные причины, есть же результаты анализа сложившейся ситуации. Там одновременно произошло отключение нескольких крупных блоков на атомных и тепловых электростанциях. Другое дело, что в это же время, действительно, наблюдалось определенное снижение выработки и на объектах ВИЭ-генерации, расположенных в этом регионе, из-за неблагоприятных погодных условий.

Среди причин отключений электроэнергии на юге, поименованных официальными органами, нет упоминания ветровых или солнечных электростанций.

То есть это была чистая случайность?

Алексей Жихарев: Во-первых, был не спрогнозированный значительный рост нагрузки. Во-вторых, резервы, на которые рассчитывал Системный оператор, к сожалению, не справились с поставленной задачей. Слишком много факторов наложились друг на друга в один момент времени.

Для солнечной и ветровой генерации в текущих условиях, когда по многим регионам России прогнозируется опережающий рост потребления, я вижу особые перспективы для развития. Причем не только на Дальнем Востоке, где энергопотребление растет самыми высокими темпами, но и в европейской части, и на юге России. Решить вопрос дефицита электроэнергии быстро, дешево и максимально эффективно можно именно с помощью строительства солнечных и ветровых электростанций.

Почему, в первую очередь, сейчас говорят о развитии ВИЭ на Дальнем Востоке?

Алексей Жихарев: Там сложилась для этого благоприятная ситуация. В энергосистеме Востока есть гидроэлектростанции (ГЭС) с большой мощностью, которую может эффективно поставляться в часы пиковых нагрузок, при этом для постоянной загрузки в максимальном режиме воды недостаточно, поэтому для региона более остро стоит не проблема дефицита мощности, а именно проблема дефицита электрической энергии. Большие ГЭС с водохранилищами многолетнего регулирования по сути играют роль накопителя энергии и могут эффективно балансировать режим работы энергосистемы. Выработка ВЭС и солнечными электростанциями (СЭС) в свою очередь помогает эффективно экономить воду, а значит интегрально увеличивать объем поставки электрической энергии в сеть. Учитывая то, что электроэнергия от ВЭС и СЭС в 2-3 раза дешевле, чем электроэнергия, например, от тепловых угольных электростанций, строительство возобновляемой энергетики является максимально эффективным для покрытия прогнозируемых дефицитов. Другое важное преимущество ВИЭ-генерации — короткие сроки строительства, которое в условиях срочной необходимости решения вопроса и высоких ставок кредитования начинает играть очень значимую роль.

Всегда ли для работы энергосистемы нужна эта «гарантированная выработка» на традиционных источниках генерации?

Алексей Жихарев: Здесь главное, как определить критерии гарантированной выработки? На эту тему мы сейчас ведем дискуссию с Минэнерго и СО ЕЭС. Наш тезис заключается в том, что по факту в большинстве случае определения дефицитных энергорайонов нет необходимости обеспечения поставки мощности в максимальном режиме круглые сутки. Гарантированная выработка (генерация) как правило требуется для покрытия пиковой нагрузки в определенные часы, 4-8 часов в сутки. Такой подход позволит вместо новых дорогих тепловых электростанций создавать комбинированные проекты генерирующих объектов ВИЭ с накопителями энергии, которые, к слову, не обязательно должны находиться на самой электростанции. Такой подход, обеспечит и необходимую мощность, и требуемый объем электрической энергии по максимально низкой цене.

ВИЭ дешевле газовой генерации?

Алексей Жихарев: Все зависит от конкретного энергорайона, у нас территория большая и есть серьезные отличия. Прежде всего важно, есть газ или его нет. На Дальнем Востоке с газоснабжением все сложно. Даже там, где есть газопроводы, есть дефицит газа. Поэтому мы все-таки рассматриваем в качестве основного топлива для тепловых электростанций уголь. Угольные электростанции дольше строятся, чем ВЭС и СЭС и требуют достаточно серьезный объем капитальных вложений, в том числе в инфраструктуру, так же, как и газовые электростанции. Сам газ как топливо, если он трубопроводный, пока относительно недорог, но вероятнее всего цена на него продолжит расти. А это означает, что будет расти и стоимость электроэнергии от таких электростанций. У ВЭС и СЭС таких проблем нет. ВИЭ-генерация уже уверенно выигрывает конкуренцию у электростанций на ископаемом топливе и на Юге, и на Востоке страны.

Кроме солнца и ветра, какие виды ВИЭ имеют большие перспективы для развития в России?

Алексей Жихарев: В первую очередь, гидроэнергетика. К большому сожалению, сектор малых ГЭС в нашей стране никак не наберет обороты, хотя ему сейчас уже уделяется достаточно много внимания со стороны регуляторов. В этом году решением Правительства программа поддержки малых ГЭС увеличилась почти на 48 млрд рублей (в деньгах 2021 года) на горизонте до 2050 года. Таким образом теперь совокупный объем поддержки малых ГЭС в рамках программы составляет 97 млрд рублей (в деньгах 201 года). Это уже не мало, хотя и вдвое меньше, чем, к примеру, для СЭС. Но для солнечных или ветровых электростанций нам с нуля надо было создать новый промышленный сектор производства компонентов и оборудования, освоить инновационные технологии, построить заводы, для сектора же ГЭС в России все соответствующие компетенции и промышленные мощности были еще с советских времен. Печально, что несмотря на увеличение объема поддержки и повышение предельного уровня одноставочной цены на электроэнергию, на конкурсном отборе в этом году по малым ГЭС заявок опять не было. Будем в следующем году с регуляторами и компаниями сектора обсуждать, что нужно сделать, чтобы все-таки инвесторы в этих отборах проявляли больше активности, ряд дополнительных предложений у нас уже сформирован.

Кроме гидроэнергетики есть еще какие-то неохваченные направления?

Алексей Жихарев: Федеральный закон об электроэнергетике имеет достаточно широкую трактовку ВИЭ. Туда входят и биомасса, и биогаз, и геотермальные источники, и низкопотенциальная энергия земли, и прочие. Наверное, по всем видам энергии, которые там перечислены, в России есть очень хороший потенциал. Территория страны огромная и разнообразная. Большие площади заняты лесами, соответственно, можно использовать щепу, пилеты, брикеты для того, чтобы обеспечивать энерго или теплоснабжение за счет этих источников. Есть хорошие геотермальные поля, на Камчатке, в Сибири, на Урале, на Кавказе. Но все эти технологии пока не представлены, например, в программе поддержки в рамках оптового рынка электроэнергии, за счет которой, собственно, и формируется основной объем нового строительства ВИЭ-генерации в стране. На розничных рынках в региональных отборах, в частности на технологически изолированных территориях, могут участвовать проекты более широкого спектра технологий. Но активного развития пока нет.

Почему?

Алексей Жихарев: Здесь целый комплекс причин. Начнем с того, что сами отборы нерегулярны в силу отсутствия у регионов обязательств их проводить, соответственно инвесторы не могут планировать реализацию крупных портфелей проектов на перспективу. Пока нет заинтересованных лиц, которые были бы готовы не просто реализовывать один проект, но и выполнить требования по локализации оборудования. Одно дело заявить о готовности построить 5-мегаваттную электростанцию, другое, когда нужно найти инвестора, который выполнит все требования по производству оборудования для нее. Хотя, например, по биогазовым станциям требований по локализации пока нет. Здесь опять-таки дилемма, что первично — курица или яйцо. Может быть, для появления такого системного крупного инвестора нужно сформировать целостную, продуманную программу комплексной поддержки энергетики на основе биомассы и биогаза с вовлечением более широкого спектра заинтересованных компаний и органов власти.

Отдельные всплески интереса к этой теме периодически наблюдаются и сейчас. В этом году был ряд запросов от сельскохозяйственных предприятий по развитию собственной генерации на основе использования биогаза и биомассы. Но сейчас заинтересованность в таких проектах скорее эпизодическая. Для того, чтобы такая генерация стала самостоятельным сектором внутри энергетики, необходимо сформировать долгосрочные стимулы.

/rg.ru/

В работе проходящей в Баку 29-й Конференции ООН по климату принимает участие большое количество ученых из разных стран мира. Среди них – Никита Ломагин, директор Центра энергетической политики в Евразии и профессор Европейского университета в Санкт-Петербурге. Денис Попов из Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций об изменении климата (РКИК ООН) поговорил с российским ученым о климатических изменениях в Арктике и проблемах международного сотрудничества в этой сфере 

Генеральный директор крупнейшей в России судоходной компании «Совкомфлот» Игорь Тонковидов рассказал в интервью «ПортНьюс» о тенденциях в мировом судоходстве и судостроении, ценах на крупнотоннажные суда, развенчал миф об успехах китайского судостроения за счет государственных дотаций и обозначил основные причины отставания отечественного судостроения от мировых лидеров.

Игорь Васильевич, каковы сейчас основные тенденции, проблемы в мировом судоходстве?

— Судоходная отрасль переживает глубокую реструктуризацию. Этот процесс стал особо заметен в последние два-три года, но начался он гораздо раньше, после 2008 года. Мировой финансовый кризис привел к сокращению мировой торговли, и объем морских перевозок уменьшился соответственно. Быстрее всего это отразилась на перевозке углеводородов, через год-полтора вслед за танкерным сегментом последовали балкерный и контейнерный. На протяжении практически всех 2010-х годов все эти сегменты рынка находились в депрессивном состоянии за исключением разовых всплесков – пика 2015 года в танкерном бизнесе и небольшого подъема 2017 года в сухогрузном бизнесе. Три года назад казалось, что этот период рыночной депрессии сменился, наконец, устойчивым подъемом, но, увы, этот подъем быстро закончился.

Хотя объем перевозок не увеличивается, растет спрос на тоннаж. До 2022 года число заказов на строительство судов в мире оставалось стабильно небольшим, за исключением, пожалуй, программы Катара на 70 новых газовозов. Однако в 2022 году маршруты морской перевозки углеводородов сильно изменились, и прежнее количество флота оказалось недостаточным. Это увеличило спрос на уже имеющийся в эксплуатации флот и потребность в дополнительном тоннаже. Первое время рынок выжидал, но через год объем заказов на новые суда стал расти и сейчас достиг рекордного уровня: с начала 2024 года в мире было заказано уже около 250 крупнотоннажных танкеров, а концу года это число может увеличиться до 500-600.

Поэтому сегодня, если заказывать судно на надежной верфи, нужно ориентироваться на срок поставки не раньше 2028-2030 годов. И эти пять лет судовладелец будет нести процентные расходы.

При этом выросла и сама стоимость новостроев. На протяжении всех 2010-х годов цены на стандартные типоразмеры судов оставалась стабильной, с 2020 года они постепенно пошла вверх на фоне инфляции доллара. Затем сказался и растущий спрос. В результате сегодня все типы судов стоят на 30-50% дороже. Например, пять лет назад стандартный танкер типоразмера «Афрамакс» в хорошей комплектации, но без дополнений вроде возможностей использования альтернативного топлива, стоил около 50 млн. долларов, сегодня – уже около 70 млн. долларов. При этом судовладелец должен внести верфи предоплату в размере около 35 млн долларов, и в итоге – при стоимости заемного капитала около 5% годовых на четыре года – конечная стоимость судна получится в районе 85 млн. долларов.

Такой скачок цен не мог не отразиться на стоимости транспортировки. Так, пять лет назад средний годовой заработок танкера типоразмера «Афрамакс» составлял 24 тыс. долларов в тайм-чартерном эквиваленте, сегодня он уже превышает 30 тыс. долларов.

Вся эта ситуация приведет либо к тому, что стоимость перевозки для нефтяников возрастет на многие годы вперед, либо к тому, что эффективность инвестиций судовладельцев в строительство флота сильно снизится или вообще станет отрицательной, если только рынок не вернется к уровням пятилетней давности – но причин для такого возврата я не вижу.

Поможет ли в этой ситуации российское судостроение?

— Действительно, в этой ситуации мы продолжаем надеяться на отечественное судостроение. У нас есть успешный опыт: в 2000-х годах «Адмиралтейские верфи» построили для «Совкомфлота» серию из восемь танкеров. Сейчас мы сотрудничаем с ССК «Звезда», который в 2022-2023 годах уже поставил нам два танкера типоразмера «Афрамакс» на СПГ-топливе и строит серию арктических газовозов.

Российское судостроение испытывает сложности из-за недостатка судового комплектующего оборудования. Если эту проблему не удастся решить, шансы нашей страны самостоятельно построить крупнотоннажный танкер будут стремиться к нулю. В первую очередь, речь идет о дефиците малооборотных двигателей, которые составляют «сердце» любого крупнотоннажного судна. При этом в нашей стране есть компетенции в области двигателей для небольших судов и электродвижения.

Стоимость строительства судна в России заметно выше, чем за рубежом. Еще недавно китайские и корейские верфи могли сделать это в полтора раза дешевле, чем отечественные. Сейчас цены на мировом рынке выросли, поэтому разрыв сократился, но строительство судов в России все равно остается на несколько десятков процентов дороже, чем за рубежом.

— Какие страны сейчас являются основными производителями крупнотоннажных судов?

— Китай и Южная Корея. В мировом судостроении сейчас происходят процессы, которые ранее наблюдались в автомобилестроении: сначала Япония перехватила лидерство у страны Европы, затем Корея перехватила лидерство у Японии, теперь Китай перехватывает лидерство у Кореи.

При этом четыре из пяти крупнейших верфей в мире – по-прежнему корейские: Samsung, Hyundai, Hanwha Ocean и Hyundai Samho. Однако если брать картину в целом, Китай уже вышел на первое место по показателю compensated gross tonnage (CGT), который учитывает не только тоннаж построенных судов, но и трудозатраты. Нет сомнений, что с учетом общего объема экономики, доступных трудовых ресурсов и наличия современных технологий Китай в ближайшие годы будет лидировать в судостроении – особенно в секторах балкеров, танкеров, оффшорных судов и морских объектов.

Южная Корея остается безусловным мировым лидером по строительству газовозов. Также они строят крупные контейнеровозы (на 17-22 тыс. TEU) и самые крупнотоннажные танкеры (VLCC). Прочий танкерный тоннаж, включая «Афрамаксы», а также балкерный тоннаж Корея строить перестала.

— Это происходит за счет субсидирования китайского судостроения государством?

— Полагаю, что нет. Это огромный, многомиллиардный сектор экономики Китая. Он достаточно конкурентный. Если четыре года назад Китай строил порядка 38 млн тонн дедвейта в год, то к концу этого года должен построить уже около 52 млн тонн. Рост на треть. При этом портфель заказов у китайских верфей до начала 2030-х годов – почти 180 млн тонн. Как можно субсидировать такой объем? Никаких денег не хватит.

Рост судостроения в Китае происходит не за счет дотаций, а за счет налаживания полного производственно-экономического цикла. КНР производит судовые двигатели различного диапазона мощностей, судовую сталь. У Китая есть недостаток собственной судовой электроники и некоторых специфических видов оборудования, но в общей цене судна эти позиции занимают лишь незначительную долю. Около 70-80% стоимости судна Китай обеспечивает собственным производством, что и делает стоимость строительства привлекательной.

Важно вспомнить, что китайское судостроение не возникло в одночасье. КНР производила и ремонтировала суда для СССР еще в период дружбы между двумя государствами, то есть в 1950-е годы. Более того, около 60% верфей Китая были спроектированы советскими специалистами. В 1990-е годы эти верфи были реконструированы и расширены, чтобы строить более крупные суда. Безусловно, в Китае существовала государственная поддержка в виде налоговых льгот, но для привлечения заказчиков требовалось именно создать эффективное, грамотно налаженное производство.

Отмечу, что по уровню производительности труда китайское судостроение пока не достигло показателей Южной Кореи, но у корейцев растут издержки, поэтому в среднесрочной перспективе судовладельцы будут ориентироваться на более дешевый Китай.

Впрочем, не все китайские верфи одинаковы. Государственные верфи гарантируют, что судно будет сдано, поэтому они загружены заказами на пять лет вперед. Частные верфи предлагают более низкие цены, но остается риск, что выполнение заказа будет сорвано – например, по причине финансовой нестабильности предприятия. Эти частные верфи используются, в основном, внутренними китайскими заказчиками.

— Какие на этом фоне основные проблемы у российского судостроения?

— Начну с того, что российское судостроение зависит от внешних поставщиков – в отличие от китайского. Есть сложности с судовым комплектующим оборудованием – надеемся, что при помощи программы Минпромторга эти потребности будут закрыты. Но нужно массовое производство, серийность. Есть сложности и с металлопрокатом. Во-первых, номенклатура: в России не катают листы стали длиннее 12 метров, тогда как мировое судостроение перешло на 24 метра, что позволяет сократить количество сварки и делает производство корпуса дешевле. Во-вторых, себестоимость: судовая сталь должна сама по себе быть достаточно недорогой, а для этого необходим ее массовый выпуск, в России же такие листы сейчас катают только мелкосерийно, по индивидуальному заказу, поскольку спрос невелик. В-третьих, логистика: основные металлургические производства расположены в глубине России (судовой лист производится на Урале), доставка продукции к верфям выходит крайне дорогой, а если заводы начнут катать лист длиной 24 метра, его просто не получится провезти по железной дороге. В этом смысле у «Звезды» выгодное расположение, она может закупать необходимую сталь в Китае и доставлять по морю.

Вторая проблема российского судостроения – сама организация производства на верфях. Если раньше суда строили из относительно небольших секций по 30-40 тонн, то сейчас – из укомплектованных мегасекций, собирая из них судно за 1,5 месяца. В России пока нет предприятий, способных на это. Даже самая современная верфь, «Звезда», пока не готов строить суда по такой технологии – требуется наладить производство.

Третья проблема – погодные условия. Требуется непрерывный цикл производства, но т.к. часть процессов идет на открытых площадках, строительство приходится прерывать на несколько месяцев из-за погоды. Организовать в России круглогодичный цикл судостроения можно только на Черном море. Например, в СССР такой цикл был налажен как раз только в этом регионе. Здесь же производилась и судовая сталь, которая поставлялась на верфи по морю.

Четвертая проблема – кадры. Главная ценность судостроительного завода – это хорошо обученный и знающий свое дело коллектив. Кроме того, на заводе должно быть свое конструкторское бюро, которое понимает технологию постройки судов и может доработать любой проект. Увы, наши верфи сейчас перешли на привлечение бригад извне, потому что не могут содержать постоянный коллектив из-за отсутствия круглогодичного цикла производства. И это негативно сказывается на выполнении заказов: технология не отработана, строительство идет долго, поскольку интересы привлеченных бригад прямо противоположны интересам верфи – подрядчики хотят больше заработать, а верфь хочет меньше заплатить.

— Означает ли, что российское судостроение не способно конкурировать с китайским в крупнотоннажном сегменте?

— Я не думаю, что речь вообще должна идти о такой конкуренции. Задача российского судостроения другая – удовлетворить экономические потребности страны.

Россия обладает большой экспортно-импортной экономикой, через морские порты переваливается более 800 млн тонн грузов в год. И этот объем надо перевезти. Сейчас, например, санкции препятствуют продаже в Россию судов определенных типов. Соответственно, страна должна быть способна построить суда, чтобы хотя бы частично обслуживать необходимый ей грузопоток. Иначе она становится крайне зависимой от внешних поставщиков услуг. Поэтому все российские судостроительные проекты направлены на то, чтобы эту зависимость снизить и вывести наше судостроение на уровень, на котором оно сможет стабильно работать.

При этом нужно отдавать себе отчет, что российское судно будет априори дороже китайского или корейского. Другой вопрос – насколько дороже и чем это обосновано. Например, стоимость рабочей силы в России и в Китае сегодня сопоставима, поэтому российское судно не может быть в два раза дороже китайского.

— Насколько в нынешних условиях актуальна «зеленая» повестка в судоходстве, его декарбонизация? Ведь топливные системы на альтернативных видах топлива значительно удорожают стоимость судов?

— Для мирового судоходства зеленая повестка по-прежнему актуальна. Общая задача по сокращению выбросов продолжает стоять передо всей отраслью и всеми ее участниками. А вот способы решения этой задачи – например, выбор того или иного топлива выбрать – зависят от интересов конкретного эксплуатанта.

Ожидаем, что в обозримой перспективе декарбонизация мирового судоходства будет продолжаться и по-прежнему определяться тремя факторами: регуляторными требованиями, доступом к капиталу, ожиданиями грузовладельцев и потребителей.

Важно отметить, что Международная морская организация (ИМО) планирует при расчете выбросов использовать для топлива принцип Well to wake, то есть учитывать объем выбросов не только при непосредственном использовании топлива, но также при его производстве и транспортировке, что существенно меняет математику (определения вредных выбросов – Прим. Ред.) для многих видов топлива.

/portnews.ru/

Создание газотурбинных морских двигателей (ГТД) для гражданских проектов — компетенция отечественных двигателестроителей, востребованность которой сегодня как никогда высока. Уже существует пример применения первого отечественного энергетического агрегата на арктическом проекте «Газпрома» — газотурбинной электростанции морского базирования для ледостойкой платформы месторождения «Каменномысское-море» на Обской губе

Во время работы Петербургского международного газового форума руководитель перспективных проектов компании «ОДК-Инжиниринг» (входит в Объединенную двигателестроительную корпорацию Ростеха) Сергей Короткевич рассказал информационно-аналитическому порталу PRO—ARCTIC о текущем состоянии дел в области производства морских газотурбинных двигателей, взаимосвязи между созданием морских газотурбинных двигателей и развитием проектов производства СПГ на Севере России, а также о планах по серийному производству и применению данных агрегатов в других проектах

— В нефтегазовых проектах, в том числе и на Севере, возможно использование двух отечественных двигателей.  Первый это 8-мегаваттный двухтопливный двигатель Е70/8РД. Он находится в высокой степени готовности, НИОКР по этому двигателю прошли в 2011-12 гг. при поддержке Минпромторга. Среди его преимуществ – способность автоматически переходить с жидкого на газообразное топливо без снижения нагрузки. Это важная характеристика для применения двигателя в морской энергетике. В настоящее время нами рассматривается потенциальный якорный заказ на поставку газотурбинных энергоустановок на базе Е70/8РД.

Второй двигатель — 16-мегаваттный М90ФР. Сейчас он способен работать исключительно на жидком топливе. Для успешного применения в морских проектах необходимо провести НИОКР по созданию двухтопливного газотурбинного двигателя. В этой связи мы изучаем потенциальный спрос на данный двигатель.

Перспективы начала серийного производства 8-мегаваттных двигателей мы видим на горизонте 2025-2026 гг., а для 16-мегаваттных – в 2027-2028 гг.

Резонный вопрос: как эти двигатели связаны с арктическими проектами по СПГ? 

— Мы видим возможность создания энергоустановок на базе Е70/8РД и М90ФР для судов вспомогательного ледокольного флота, где основным видом топлива является СПГ. в настоящее время рассматривается необходимость создания группы вспомогательных ледоколов в районе Ямала, которые будут работать на сжиженном газе.

Кроме того, мы принимали участие в рассмотрении технико-экономического обоснования для танкеров ледового класса, предназначенных для перевозки СПГ. Сейчас запланировано использовать для этих целей поршневые машины. Наше предложение — использовать энергоустановки на базе 16-мегаваттных М90ФР — по три газотурбинных установки на каждый танкер.

Если говорить о применении газотурбинного оборудования в проектах СПГ более широко, то энергетическое и газоперекачивающего оборудование ОДК может быть использовано при энергообеспечении проектов СПГ, добычи газа и нефти, транспортировке газа до заводов СПГ и в циклах по сжижению природного газа. Также возможно применение морских двигателей ОДК в сложных климатических зонах, в регионах с высокой влажностью и высоким солесодержанием соли, и где условия работы на суше идентичны морским.

Кроме того, хорошие ресурсные показатели, двухтопливность и способность автоматического перехода с одного вида топлива на другой имеют высокий спрос среди заказчиков, для которых не приоритетно соответствие ГТД требованиям Морского регистра. Они готовы применять эти двигатели в исключительно наземных проектах.

Если говорить о ближайших перспективах, то наиболее актуальным и востребованным сейчас является применение морских ГТД в проектах строительства новых платформ для нефтегазодобычи и замена импортного оборудования на существующих платформах.

Однако в последнем случае нужно учитывать не только наши возможности, но и особенности проекта самой платформы. Часто бывает, что импортные газотурбинные установки так тесно интегрированы в конструктив, что без буксировки платформы на верфь эту работу выполнить невозможно, требуется перепроектирование,  сложный демонтаж, монтаж, наладка и испытания нового оборудования.

Если оценивать потенциальный спрос, то с учетом доступной нам информации по перспективным объемам применения газотурбинных энергетических установок на нефтегазовых платформах, плавучих ГТЭС, танкерах и ледокольном флоте на СПГ, мы можем говорить о востребованности на уровне 100 энергоустановок на период до 2040 г. Однако, остается открытым вопрос о том, когда начнутся более массовые работы в Арктике на шельфе по запланированным крупным арктическим проектам, связанным со строительством морских платформ и применением технологий сжижения СПГ.

С учетом долгосрочных планов использования в качестве топлива природного газа на месторождениях и СПГ на судах, вопрос применения газотурбинных двигателей в нефтегазовых и судовых проектах останется актуальным на протяжении многих лет.

За последний год структура мировой экономики существенно изменилась на фоне новой политической ситуации. Многим промышленным компаниям в России и их потребителям в Европе пришлось фактически с нуля выстраивать маркетинг и логистику. О рецептах выживания российского нефтегазового сектора в эпоху санкций и глобального энергоперехода “Ъ” рассказал управляющий директор «Выгон Консалтинг» Григорий Выгон

— Спрос на российскую нефть на фоне санкций и в условиях глобального энергоперехода снижается. Как вы видите стратегию в области ГРР и добычи в таких условиях?

— Думаю, добывать надо столько, сколько можно выгодно продать с учетом потерь и технологических особенностей разработки месторождений. Поэтому незначительное добровольное сокращение производства, на которое пошли российские компании для стабилизации нефтяного рынка, вполне оправданно.

В долгосрочной перспективе спрос на нефть, очевидно, будет снижаться. В 2022 году в мире было продано 10,5 млн автомобилей на электротяге. К 2030 году, по нашим расчетам, эта цифра поднимется до 40 млн, а еще через десять лет — до 60. Также растет эффективность традиционных автомобилей с двигателями внутреннего сгорания (ДВС). Замена старого парка на новый, отказ от выпуска машин с ДВС во многих странах неизбежно приведет к значительному сокращению потребления бензина и дизтоплива в автотранспорте. Его не компенсирует даже единственный растущий сегмент — нефтехимия.

Мы ожидаем начала сокращения мирового спроса на нефть до 2040 года. В этих условиях компаниям целесообразно пересмотреть приоритеты в апстриме. Например, это касается ряда дорогостоящих и экономически малоэффективных проектов по освоению арктического шельфа, баженовской свиты или сверхвысоковязких нефтей.

Сегодня с учетом переориентации экспортных потоков кажется разумным сместить акцент геологоразведки на Восточную Сибирь. Но при этом надо не забывать, что еще советские геологи утверждали, что вторая Западная Сибирь находится под первой. То есть какие-то крупные, а тем более уникальные открытия в Восточной Сибири маловероятны. При этом ГРР должны быть увязаны с планами по расширению нефтепровода Восточная Сибирь—Тихий океан с понятным перспективным транспортным тарифом.

Когда мы говорим о воспроизводстве минерально-сырьевой базы, мы понимаем, что у монеты есть две стороны. Помимо ГРР, направленных на открытие новых месторождений и их доразведку, это повышение коэффициентов извлечения за счет применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) при внедрении новых технологий. Поэтому, учитывая увеличение доли трудноизвлекаемых запасов в структуре минерально-сырьевой базы, имеет смысл комбинировать геологоразведку с МУН. Последние необходимо не только развивать, но и стимулировать.

— А в сегменте нефтепереработки оправданно ли будет сокращение производства до уровня потребления внутреннего рынка с учетом закрытия Европы и недостаточного спроса со стороны дружественных стран?

— Как и в случае с добычей, перерабатывать нужно столько, чтобы продаваемая продукция обеспечивала положительную маржу. Есть сценарии, допускающие снижение объема переработки до уровня, обеспечивающего только внутренний рынок. По нашей оценке, с учетом модернизации и оптимизации отрасли это около 200 млн тонн. Но объем экономически эффективной нефтепереработки существенно выше, поэтому так сильно ее снижать не нужно. Однако долгосрочные тенденции должны быть учтены. В первую очередь это стагнация и в дальнейшем снижение спроса на моторные топлива по уже упомянутым причинам на фоне роста потребности в продукции нефтехимии.

Увеличение потребления полимеров будет стимулировать спрос на нафту. На Ближнем Востоке и в странах АТР это давно уже поняли и активно инвестируют в многотоннажную химию, тенденцией является сооружение крупных комплексов, включающих нефтеперерабатывающие и нефтехимические производства. Строительство установок каталитического крекинга с высоким выходом пропилена и его полимеризации на российских НПЗ позволят нашим компаниям в некоторой степени нивелировать снижение мирового спроса на бензин.

Программа модернизации наших заводов была нацелена преимущественно на выпуск дизельного топлива для европейского рынка. Ожидалось, что при переработке около 280 млн тонн экспорт дизельного топлива вырастет с 49 млн тонн в 2021 году до 70 млн тонн к 2035-му. Однако еще лет пять назад, то есть задолго до санкций, было ясно, что со сбытом будут проблемы. Стагнация топливного рынка Европы усилилась после активизации продаж электромобилей и ужесточения климатической повестки. Параллельно происходил значительный рост мощностей переработки на Ближнем Востоке, в Китае и Индии. Эти регионы становятся избыточными и экспортно ориентированными по нефтепродуктам.

Сегодня китайцы и индийцы с большим удовольствием покупают российскую нефть со значительным дисконтом, имеют беспрецедентную маржу переработки и конкурентные преимущества перед нашими НПЗ. В результате нас ожидает жесточайшая борьба за рынки АТР, Африки и Латинской Америки.

— Как в этой ситуации отечественные переработчики могут митигировать риски снижения экспорта дизтоплива?

— Проблемы развития российской переработки в долгосрочной перспективе могут быть частично решены за счет дизелизации внутреннего автопарка. Следует повышать долю дизельных автомобилей — в этом случае можно будет частично замкнуть выпадающий экспорт дизельного топлива на внутренний рынок, а бензиновые фракции будут направлены в нефтехимию. Первые шаги должно сделать государство, откорректировав регуляторную систему. Следующий ход — за производителями топлива, которые заточат под эту инициативу свои корпоративные стратегии, в том числе в части инвестиций в технологическую переконфигурацию нефтеперерабатывающих мощностей.

— Какие перспективы у России в газовой сфере? Есть ли в текущих условиях возможность не только сохранить, но и увеличить долю на мировом рынке?

— В перспективе при благоприятном стечении обстоятельств Россия сможет экспортировать в Китай около 100 млрд кубометров газа по двум «Силам Сибири» и трубопроводу Сахалин—Хабаровск—Владивосток. Также значительный объем смогут обеспечить заявленные компаниями СПГ-проекты.

При реализации стратегии по увеличению поставок газа в Китай надо брать в расчет как экономику, так и политику. С одной стороны, при базовом прогнозном импорте в 2040 году в 320 млрд куб. м китайцы могут не захотеть, чтобы почти половина поставок приходилась на одну страну. С другой, российский трубопроводный газ будет дешевле американского или австралийского СПГ, покупать который при определенном развитии событий может стать некомфортно.

С учетом этих факторов стратегическим решением выступает активное развитие СПГ-индустрии. Ключевым приоритетом является развитие отечественных технологий производства крупнотоннажного СПГ. Сжиженный газ если не гарантирует, то во многом обеспечивает диверсификацию, независимость от политических и иных конъюнктурных событий, а также, что особенно важно, логистическую ликвидность. Этот высокоманевренный инструмент для монетизации газовых запасов позволяет оперативно перенаправлять торговые потоки и обеспечивать максимальную маржу. СПГ может стать хорошим решением для «запертых» в результате отказа европейцев от российского трубопроводного газа запасов «Газпрома» и выгодной опцией для монетизации газа независимых производителей.

— С учетом увеличения объемов морского экспорта нефти, нефтепродуктов и СПГ, в том числе по Севморпути, насколько актуально для российских нефтегазовых компаний инвестировать в мидстрим?

— Реализация проектов СПГ, безусловно, напрямую связана с инвестициями в газовый флот. Его развитием некоторые наши нефтегазовые компании занимаются достаточно давно. Но танкеров-газовозов и нефтяных судов для транспортировки больших объемов углеводородов в России мало, мощностей для их строительства недостаточно. С учетом последних событий прогнозируется дальнейший рост поставок углеводородов на рынки АТР морским путем. Собственный танкерный флот может помочь снять экспортные риски. Эти направления должны быть элементом стратегии любой нефтегазовой компании.

— Остается ли для российского нефтегаза актуальной тема ESG. Есть ли сейчас смысл в реализации климатических проектов?

— Надеяться на полное игнорирование климатической повестки, мотивируя это закрытием для нас европейских рынков, наивно. Наш важный потребитель Китай, заявивший об углеродной нейтральности к 2060 году, ориентируется на европейский и американский рынки. Другой наш крупный торговый партнер — Индия — движется по похожему сценарию, поставив себе задачу стать углеродно нейтральной к 2070 году. Соответственно, китайцы и индийцы при импорте или продаже своих товаров на экспорт будут учитывать углеродный след российских углеводородов в производственной цепочке. Скорее всего, будут использовать механизмы, стимулирующие его снижение, аналогичные торговле квотами и трансграничному углеродному налогу ЕС.

Исходя из этого, стратегии наших компаний ТЭКа без климатических разделов и соответствующих мероприятий нельзя считать полноценными целеполагающими документами. Причем при стратегическом планировании особое внимание следует уделить Охвату 3 — именно на сектор потребления углеводородов приходится основная эмиссия парниковых газов, из-за этого инициирован глобальный энергопереход.

— Какая технология снижения углеродного следа может быть самой оптимальной для российского ТЭКа?

— В долгосрочной перспективе единственной возможностью для обеспечения углеродной нейтральности нефтяных компаний по Охватам 1 и 2, а тем более 3 является захоронение СО2 (технология CCS — Carbon Capture and Storage). Однако сегодня многие компании заморозили реализацию пилотных проектов CCS. Считаю это недальновидным, поскольку на обкатку технологии и создания нормативного поля уйдет более пяти лет. К 2030 году климатическая повестка вернет свою актуальность. Нам надо быть готовыми к реализации подобных проектов в промышленных масштабах, на десятки миллионов тонн СО2. Тем более что в России есть для этого отличные геологические условия: суммарная емкость хранилищ углекислого газа, по нашим оценкам, составляет 1173 Гт, а емкость только нефтяных и газовых месторождений, пригодных для захоронения диоксида углерода,— 305 Гт.

Поэтому сегодня для реализации пилотных проектов CCS надо создавать кластеры, подразумевающие кооперацию между эмитентами парниковых газов — это прежде всего металлурги, энергетики и нефтехимики — и добывающими компаниями.

— Но проекты улавливания и хранения СО2 — это скорее непрофильный бизнес для российского нефтегаза. Нужно ли компаниям сейчас перегружать свои стратегии новыми направлениями?

— Глобальная энергетическая трансформация и изменение рынков сбыта нашей продукции диктуют отечественным добывающим компаниям необходимость поиска альтернативных источников получения прибыли. Так называемые новые, непрофильные проекты в сегодняшних условиях — это инструмент диверсификации бизнеса, дополнительный вклад в EBITDA, а иногда и вопрос выживания. Кстати говоря, CCS — это вполне себе профильное направление — оно много десятилетий успешно используется нефтегазовыми компаниями для повышения коэффициентов нефтеотдачи (CCUS).

Помимо CCS/CCUS дополнительными инструментами, сочетающими неплохую экономику и климатическую ориентированность, могут выступать такие проекты, как майнинг на ПНГ или добыча основного сырья для электромобильных аккумуляторов — лития — из пластовых вод на нефтегазовых промыслах. Например, потенциал для развития масштабной литиевой индустрии у нас колоссальный. Россия занимает одно из первых мест в мире по ресурсам рассольного лития. При их эффективном освоении российский нефтегаз, по оценкам из нашего недавнего исследования, к 2040 году смог бы зарабатывать до $13 млрд в год. В масштабах выручки отрасли от основной деятельности это немного, но при одновременной реализации нескольких таких проектов вклад новых бизнесов в EBITDA компаний может оказаться заметным.

В подготовленных до 2022 года стратегиях компаний в какой-то степени многие вызовы были учтены, риски прописаны, меры предусмотрены. Но ситуация очередной раз резко поменялась — в этих условиях скорость реакции на события у менеджмента компаний должна расти. Пришло время посмотреть на корпоративные стратегии под другим углом и адаптировать их под новые реалии.

/www.kommersant.ru/

«Норникель», «Росатом» и ДЦСС (в него входит верфь «Звезда») заключили соглашение о намерениях совместно проектировать и построить ледокол на дизтопливе и СПГ. О том, зачем «Норникелю» новый двухтопливный ледокол и почему его планируется строить в России, “Ъ” рассказал старший вице-президент, руководитель блока стратегии и управления стратегическими проектами, логистики и ресурсного обеспечения компании Сергей Дубовицкий

— В чем заключается суть соглашения?

— Суть соглашения — совместно в таком тройственном союзе потребителя услуги, основного эксплуатанта («Росатом».— “Ъ”) и производителя (Дальневосточный центр судостроения и судоремонта, ДЦСС, входит в «Роснефть».— “Ъ”) разработать отечественный вариант двухтопливного дизель-СПГ-ледокола, который может заменить ледокол типа «Таймыр»/«Вайгач» (тип атомного ледокола мощностью 35 МВт, работает с 1989 года.— “Ъ”), которым мы активно пользуемся в Енисейском заливе и западной части акватории СМП. «Таймыр» верой и правдой выполняет задачи по ледокольному обеспечению в Карском море и Енисейской акватории до порта Дудинка. Мы недавно обновили соглашение с «Росатомфлотом» (об оказании ледокольных услуг по прокладке каналов в акватории Енисея и проводке судов.— “Ъ”). Но с учетом всех капитальных ремонтов 2027–2029 годы — это срок выхода этого ледокола из эксплуатации. Мы очень рассчитываем на то, что к этому времени получится разработать и реализовать отечественный проект, который будет учитывать все наши нужды как одного из ключевых потребителей.

— Какими будут параметры нового ледокола?

— Параметры нам предстоит проработать. Первый этап нашей совместной работы — формирование технического задания на этот ледокол. Ключевые параметры, которые нам необходимы: это должен быть мелкосидящий ледокол, предельная допустимая осадка для работы в Енисейском заливе — 9,5 м. Минимальная достаточная мощность — 35 МВт. По габаритам, по ширине еще предстоит определиться. Вероятно, он будет более универсальным, то есть более мощным и, возможно, шире, чем ледокол типа «Таймыр».

— Рассматривалась ли возможность строительства обычного дизель-электрического ледокола?

— Рассматривалась и будет рассматриваться. Мы понимаем, что любая двухтопливная технология по определению дороже, чем однотопливная. Но есть экологический аспект, который мы учитываем: СПГ — экологически чистое топливо во всех аспектах. Тем более Арктика — кладовая природного газа. Мы сами являемся достаточно крупным производителем газа, объем наших запасов — более 200 млрд кубометров, что позволяет нам рассматривать строительство СПГ-проектов для нужд газомоторного топлива, в том числе для ледоколов и других судов. Другие газовые компании тоже развивают свои СПГ-проекты в Арктике. СПГ-топливо точно будет доступно. По дизельному топливу в свою очередь есть вопросы, связанные с хранением и с выбросами диоксида углерода. Но в связи с необходимостью создания СПГ инфраструктуры в Дудинке с нуля обсуждения продолжаются: в конце концов нам надо получить рабочее решение.

— Сколько будет стоить строительство СПГ-ледокола?

— Пока оценок нет. Стоимость будет зависеть от характеристик, которые мы заложим.

— Когда нужно начинать строительство?

— До двух лет точно уйдет на проектирование, еще несколько лет — на строительство. Но точного графика пока нет.

— Кто будет заниматься проектированием?

— Дальневосточный центр судостроения и судоремонта обладает полным комплексом мощностей от научно-проектировочных (ЦКБ «Айсберг») до собственно судостроительных мощностей (судоверфь «Звезда».— “Ъ”). Но думаю, что «Росатомфлот» должен здесь сказать последнее слово как будущий эксплуатант ледокола.

— Почему именно на «Звезде» планируете строительство?

— По сути, стоит задача разработать и создать новый тип ледокола — это крупный амбициозный проект. Чтобы выполнить такую задачу, нужна крупная промышленная группа. Судоверфь «Звезда» обладает целым набором компетенций и возможностей. Здесь сошлись воедино стратегия «Росатома», заинтересованного в развитии собственно отечественного проекта ледокола, и хорошие амбиции «Роснефти», готовой за такую работу взяться.

— Не секрет, что «Звезда» перегружена, а часть работ она заказывает у зарубежных верфей…

— Для нас это в любом случае российский научно-производственный комплекс, и это российский проект, который может быть разработан. Мне кажется, очень правильно будет иметь собственный такой проект. С точки зрения загрузки «Звезды»: да, срочный контракт они вряд ли смогут реализовать, тем более с учетом необходимой работы по проектированию и разработке проекта. Но тот срок, о котором мы говорим, 2027–2028 годы, дает оптимальный график для реализации проекта. Коллеги со «Звезды» нам это подтверждают.

— Какая схема финансирования предполагается?

— Вопрос в проработке. Один из вариантов — «Росатом» сам строит ледокол, а мы заключаем долгосрочный контракт как потребитель (take-or-pay на жизненный цикл ледокола.— “Ъ”). Но мы также готовы на софинансирование проекта с передачей ледокола в эксплуатацию в «Росатом» и одновременным заключением соглашения об оказании ледокольных услуг с «Атомфлотом».

— Это будет один ледокол или серия?

— Наша задача — получить один ледокол. Но деятельность других компаний в Арктике сейчас только возрастает, очевидно, что производство новых ледоколов — один из ключевых элементов успешной реализации всех инвестиционных проектов. Я думаю, что задача «Росатома» и «Звезды» — на основе этого проекта создать целую серию таких ледоколов.

— Почему возникла потребность в новом ледоколе?

— У нас достаточно ограниченное время безледокольной навигации — с конца июня до октября. Остальные полгода мы нуждаемся в ледокольных услугах: прокладке канала в реке Енисей для собственного флота от Енисейского залива до порта Дудинка (участок около 250 морских миль), а также для проводки дополнительно привлекаемых судов с рынка низшего арктического класса. «Норникель» обладает уникальным флотом судов ледового класса Arc7. Суда относительно новые, построенные в середине 2000-х годов. Они позволяют нам решать две задачи: вывоз товарной продукции из порта Дудинки в Мурманск и ввоз товаров в Норильск, с которым нет ни железнодорожного, ни автомобильного сообщений. Суда ледового класса способны идти самостоятельно через льды Карского моря с требуемой коммерческой скоростью, но при входе в Енисейский залив и реку Енисей скорость судов резко снижается в связи с более твердым пресным льдом, поэтому мы привлекаем ледокол типа «Таймыр»/«Вайгач», который бьет канал, по которому уже курсируют наши сухогрузы. Но за последние два-три года наши потребности во входящих грузах существенно увеличились — это связано прежде всего с нашим инвестиционным циклом и большим объемом негабаритных грузов (оборудование, металлоконструкции и т. д.) — и будут значительным образом расти. Следует отметить, что на рынке нет судов класса Arc7, есть только суда более низкого ледового класса, которые надо проводить по западной части СМП (от Новой Земли до порта Дудинка) в так называемой жесткой связке, когда судно стыкуется с ледоколом (встает в вырез в корме ледокола.— “Ъ”). По результатам прошлой зимней навигации ледовая обстановка была сложной, ледоколов не хватало, и их ресурс подходит к концу. Это общая проблема — потребность в ледоколах растет не только у нас, но и у других компаний в Арктике. Новые ледоколы нужны. Например, у нас намечается инвестиционная программа более чем на 2 трлн руб., поэтому мы точно готовы поучаствовать.

— Как продвигается соглашение с «Росатомом» о развитии портовой инфраструктуры?

— Речь идет о замене нашего портового ледокола «Дудинка» на 10 МВт, которому исполнилось 50 лет. Пока за счет капитальных ремонтов продлеваем срок его работы, но в течение этого десятилетия нам точно придется его заменить. Вопрос пока в проработке с «Росатомом». Есть много вариантов, которые можно рассмотреть. Например, строительство собственного ледокола взамен «Дудинки» либо строительство портового ледокола с «Росатомом» и оперирование на основе долгосрочного контракта. Есть и другой вариант — строительство двух портовых буксиров усиленного ледового класса. Теоретически мы можем купить это как услугу «Росатома» на очень долгосрочную перспективу. Мы это обсуждали с руководством «Атомфлота» и с курирующими руководителями направления в «Росатоме».

— «Норникель» тоже планирует строить один СПГ-ледокол полностью за свой счет к 2024–2025 году. Есть ли уже решения по этому проекту?

— Ледокол нужен срочно. Схема такая: «Норникель» строит ледокол и передает его в долгосрочную эксплуатацию «Росатомфлоту» с заключением соответствующего соглашения об оказании ледокольных услуг в наш адрес. Ледокол будет строиться за рубежом просто в силу сжатых сроков. Это промежуточное решение, которое позволяет удовлетворить срочные нужды. Функционально он должен решать те же задачи, что и «Таймыр»/«Вайгач», то есть прокладывать канал и осуществлять проводку внешних судов класса Arc4 и Arc5. Соответственно, и технические требования те же: осадка 9,5 м, мощность не менее 30 МВт.

— Сколько будет стоить ваш ледокол? По оценкам источников “Ъ” в отрасли, речь о $300 млн.

— Пока закупочная процедура не окончена, поэтому цену озвучить не можем.

— По данным “Ъ”, «Норникель» оценивал инвестиции в транспортные объекты и активы до 2030 года в 84 млрд руб. «Норникель» при этом просил льготное государственное финансирование. Принято ли какое-то решение?

— У нас уже есть примеры взаимодействия с государством по транспортной тематике. Например, мы заключили контракт на производство десяти барж, который будет реализован в течение десяти лет, и они берутся в лизинг с субсидированием ставки по программе Минпромторга в рамках постановления правительства №383. Другой пример — контракт с «Вертолетами России» на замену всего вертолетного парка нашей вертолетной компании в Норильске: по два вертолета в год. Четыре из них уже поставлены. Контракт тоже реализуется по схеме лизинга с «Газпромбанк-лизинг», где часть ставки субсидируется Минпромторгом.

Вопрос взаимодействия с государством по ледокольной тематике пока открыт. «Росатом», по сути, проводник государственной политики по развитию Северного морского пути, поэтому я бы рассматривал, например, возможные формы государственного софинансирования или какой-то господдержки через программы «Росатома». У нас большая программа в том числе модернизации портового хозяйства, и пока в этой части мы такой механизм не нащупали. Например, к 2027 году мы планируем обновить на 100% весь наш крановый парк в порту Дудинка. Мы только начали диалог с коллегами из Минпромторга, и соответствующая работа еще предстоит.

/www.kommersant.ru/

]]> https://pro-arctic.ru/04/09/2021/expert/44408/feed 0 https://pro-arctic.ru/07/07/2021/expert/44039 https://pro-arctic.ru/07/07/2021/expert/44039#comments Wed, 07 Jul 2021 11:48:02 +0000 https://pro-arctic.ru/?p=44039

Добыча углеводородов на российском континентальном шельфе развивается, и вместе с этим растет интерес зарубежных компаний к таким проектам. Какие проекты «Газпром нефть шельф» рассматривает как приоритетные и почему эффективнее работать в формате совместных предприятий, рассказал в интервью агентству ТАСС Игорь Рустамов, генеральный директор «Газпром нефть шельф»

— «Газпром нефть» и «Новатэк» в ходе ПМЭФ завершили сделку по созданию совместного предприятия для работы над шельфовым проектом. На ваш взгляд, насколько важен сейчас этот шаг для отрасли и следует ли ожидать новых партнерств для реализации проектов шельфового портфеля «Газпром нефти»?

— Партнерства — это приоритетная форма для освоения шельфовых месторождений, поэтому создание совместного предприятия является для нас важной вехой. Мы уверены, что этот подход докажет свою эффективность и будет применяться и в других наших проектах на шельфе.

— Уже объявлено, что создаваемое СП будет заниматься разработкой Северо-Врангелевского лицензионного участка в Чукотском море, где «Газпром нефть» ранее уже выполняла сейсморазведочные работы. На какой стадии находится сейчас этот проект?

— В 2018–2019 годах мы провели на Северо-Врангелевском ЛУ сейсморазведочные работы 2D, охватившие 13,5 тыс. погонных метров. В настоящее время продолжаем интерпретацию полученных данных, что позволит актуализировать геологическую модель и совместно с «Новатэком» принять решение по дальнейшей программе геологоразведочных работ.

— В конце прошлого года вы заявляли, что компания определила для себя список первоочередных проектов, куда в том числе вошло развитие двух крупных месторождений — Нептун и Тритон — на шельфе Сахалина. Планируется осваивать их самостоятельно или с партнерами?

— Проекты подобного масштаба правильно реализовывать с партнерами. Как я говорил ранее, интерес к сахалинскому проекту со стороны потенциальных партнеров не ослабевает. Даже наоборот: в последнее время мы видим усиление интереса со стороны, например, азиатских коллег. В этом году мы планируем провести еще ряд переговоров по этому направлению.

— В списке первоочередных проектов, от которых «Газпром нефть шельф» хотела бы получить максимально быструю отдачу, вы назвали также Южно-Обский лицензионный участок. Реализация этих планов уже начата?

— С момента приобретения нами лицензии на этот участок прошло совсем немного времени, но уже в 2019 году мы выполнили эколого-рыбохозяйственное картирование акватории участка и прилегающих территорий. На всех наших проектах компания самым внимательным образом подходит к охране природы, поэтому их реализация начинается с проработки вопросов, связанных с экологической безопасностью. Кроме того, за два года был успешно проведен комплекс работ, включающий интерпретацию сейсмоданных 2D, актуализацию геологической модели и уточнение ресурсного потенциала участка. С учетом полученных данных нами запланировано проведение морских сейсморазведочных работ 3D в 2021–2023 годах и последующее поисково-разведочное бурение. Что касается возможных вариантов дальнейшей эксплуатации потенциального месторождения, то с большой долей вероятности она будет интегрирована в уже существующую инфраструктуру расположенного рядом Новопортовского кластера.

— Сейчас «Газпром нефть» — единственная компания, которая добывает нефть на российском арктическом шельфе. Как будет развиваться проект «Приразломное»? Какие планы по добыче?

— Важно отметить, что платформа «Приразломная» является не только первым шельфовым проектом «Газпром нефти», но и уникальным проектом для всей мировой нефтегазовой отрасли: мы единственные, кто ведет добычу во льдах, и фактически являемся первопроходцами и опытной площадкой для отработки самых современных технологий и подходов. Полученные нами опыт и компетенции будут применяться на других проектах «Газпром нефти». В данный момент проект находится на стадии растущей добычи и поэтапного разбуривания: к декабрю 2020 года в эксплуатацию были введены 23 скважины, а годовая добыча составила 3,27 млн тонн. В 2021 году планируем построить еще две скважины и увеличить показатели добычи. Безусловно, мы не можем не учитывать динамику мирового энергетического рынка. При этом проект оправдывает ожидания с точки зрения достижения требуемых технико-экономических показателей и по-прежнему стимулирует развитие импортозамещающих технологий. Активно развивается инфраструктура проекта «Приразломное»: в прошлом году мы ввели новый вертодром «Арктический», построенный в вахтовом поселке Варандей.

— Какие существуют наиболее перспективные способы повысить рентабельность новых арктических проектов на шельфе?

— Мы обращаем особое внимание на развитие цифровых технологий. Например, успешно перевели на «цифру» ключевые производственные процессы на «Приразломной», что повысило их эффективность, а также дало вклад в увеличение добычи.  Сейчас, например, мы интегрируемся в «Актив будущего». Это программа «Газпром нефти» по повышению эффективности оценки и использования технологического и операционного потенциала активов. Если же говорить об отрасли в целом, то, безусловно, развитие уже существующих и появление новых технологий будут делать добычу на шельфе еще более эффективной и экономически привлекательной. Не исключено, что в будущем это могут быть подледные комплексы и безлюдные автономные платформы. Сейчас этот сценарий может показаться слегка фантастическим, но такие разработки уже появляются. Локальное использование роботизированных механизмов на скважинах — уже часть нашей повседневной работы. Безусловно, важнейший аспект — поддержка со стороны государства. Она может выражаться в определении приоритетов государственной политики для нашей отрасли, изменениях налогового режима или корректировке законодательства, снижающей бюрократические барьеры и адаптирующей его к современным реалиям, в том числе технологическим.

— «Газпром нефть» направляла в правительство России предложения по совершенствованию отраслевого законодательства, регулирующего освоение шельфовых месторождений и эксплуатацию морской нефтегазовой инфраструктуры. В чем суть этой инициативы и что послужило причиной для ее появления?

— Эксплуатация морских нефтегазовых объектов сегодня регулируется множеством нормативно-правовых актов. Это потенциально ведет к существенному росту расходов и увеличению сроков реализации проектов. Одновременно с этим появляются новые технологии и материалы, прогресс идет опережающими темпами, за которыми законодательное регулирование по объективным причинам не всегда может угнаться. На наш взгляд, выходом из сложившейся ситуации может стать смена подхода. В предложенном варианте государство в рамках регулирования, экспертизы и надзора оценивает потенциальные риски совместно с эксплуатирующей организацией, обеспечивая прочную основу для использования в проектах новейших достижений науки и технических средств обеспечения безопасности. Реализовать это можно путем формирования единого реестра требований для морских нефтегазовых объектов, создания единой государственной экспертизы и единого надзора, работающего по принципу «одного окна». Мы уверены, что эти меры помогут форсировать выход российских нефтегазовых компаний на шельф, уменьшив сроки реализации инвестиционных проектов.

/tass.ru/

Иностранные инвесторы и предприниматели все больше интересуются развитием Северного морского пути (СМП) и практическими проектами, которые связаны с его использованием. Об этом заявил во вторник ТАСС посол по особым поручениям МИД РФ, старшее должностное лицо Арктического совета от России Николай Корчунов

«Отмечаем возрастающий интерес международного бизнеса к развитию СМП. Иностранные инвесторы проявляют большой практический интерес к арктическим проектам, долгосрочная стратегия которых предусматривает круглогодичное использование СМП в качестве основной транспортной артерии для доставки на внешний рынок производимой или добываемой в арктической зоне продукции. Видим возросший интерес к СМП со стороны круизных операторов», — отметил он.

По словам Корчунова, в настоящее время осуществляются контакты с некоторыми компаниями как по реализации крупных инвестиционных проектов, так и в контексте выполнения утвержденного правительством РФ Плана развития инфраструктуры Северного морского пути до 2035 года. «Планом предусмотрена как реализация мероприятий федерального проекта «Северный морской путь» Комплексного плана модернизации и расширения магистральной инфраструктуры на период до 2024 года, так и реализация дополнительных мероприятий, направленных на развитие сырьевой базы и СМП на период до 2035 года», — пояснил дипломат.

Корчунов напомнил, что для открытого экспертного обсуждения и выработки лучших решений по развитию СМП с учетом международного опыта в 2019 году по инициативе госкорпорации «Росатом» был образован Общественный совет Северного морского пути.

Корчунов также заявил, что Москва намерена активно продвигать тему Северного морского пути на международных площадках в целях обеспечения устойчивого судоходства.

«Россия последовательно принимает меры по развитию безопасной навигации в высоких широтах, используя для этого как многосторонние площадки, включая Международную морскую организацию и Арктический совет, так и двусторонние механизмы. План развития СМП предполагает продвижение по ряду взаимосвязанных треков, формирующих необходимые элементы для устойчивого судоходства, включая реконструкцию морских портов и терминалов, развитие аварийно-спасательного и вспомогательного флота, навигационно-гидрографическое обеспечение, развитие ледокольного флота, содействие развитию грузовой базы, обеспечение экологической безопасности, развитие энергетических мощностей, судостроения, а также формирование соответствующей наземной и авиационной инфраструктуры», — сказал Корчунов, отвечая на соответствующий вопрос.

По его словам, Россия будет уделять особое внимание этим темам во время председательства в Арктическом совете и в Арктическом экономическом совете (АЭС) в 2021-2023 годах, в том числе по линии рабочих групп АЭС по морскому транспорту и развитию инфраструктуры. «Продвижению арктического судоходства также способствует работа Информационного форума лучших практик в области арктического судоходства при Рабочей группе Арктического совета по Программе защиты Арктической морской среды, в котором к России на два года переходит председательство», — добавил дипломат. Кроме этого, проблематика СМП будет обсуждаться и в рамках международных арктических конференций, включая Международный арктический форум, который традиционно проводится в Санкт-Петербурге.

«Слаженная работа всех структур, обеспечивающих развитие СМП, позволяет раздвигать временные рамки осенне-зимней навигации. В феврале этого года «Новатэк» и «Росатом» впервые для этого времени осуществили сверхраннюю проводку танкеров со сжиженным газом по восточному сектору Севморпути в сопровождении ледокола. Это высоко оценивается и международными компаниями, среди которых есть как потребители этой продукции, так и инвесторы, в том числе и в проектах «Новатэк», — заключил Корчунов.

Северный морской путь — судоходный маршрут, главная морская коммуникация в российской Арктике. Он проходит вдоль северных берегов России по морям Северного Ледовитого океана (Баренцево море, Карское море, море Лаптевых, Восточно-Сибирское море, Чукотское и Берингово моря). СМП соединяет европейские и дальневосточные порты России, а также устья судоходных сибирских рек в единую транспортную систему. Длина пути составляет 5 600 км от пролива Карские Ворота до Бухты Провидения.

/tass.ru/

Регионы Дальнего Востока и территории Арктической зоны РФ успешно смогли приспособиться к новой реальности, возникшей в результате пандемии. Более того, ряд противовирусных ограничений во многом стал трамплином к развитию некоторых сфер, в частности цифровой. О создании социальной карты дальневосточника в электронном виде, универсальном малом аэродроме и единой дальневосточной авиакомпании, а также о будущем Северного морского пути в интервью ТАСС в ходе Гайдаровского форума рассказал министр РФ по развитию Дальнего Востока и Арктики Алексей Чекунков

— Алексей Олегович, хотелось бы начать с вашего участия в оргкомитете по подготовке и обеспечению председательства Российской Федерации в Арктическом совете в 2021–2023 годах. Расскажите, какие первые шаги будут предприняты. Как будет функционировать оргкомитет и какие вопросы, на ваш взгляд, должны быть решены в первую очередь?

— Мы совместно с Министерством иностранных дел РФ готовим план мероприятий по председательству России в Арктическом совете. Есть три основные темы. Первая — качество жизни людей в Арктической зоне, качество жизни коренных малочисленных народов и тех, кто создает новую экономику Арктики.

Далее — экономическое развитие. Арктика — это территория экономического прорыва, там реализуются крупнейшие проекты, причем не только в области освоения углеводородного сырья, но и в области технологичной разработки месторождений, создания новых перерабатывающих производств, развития рыболовного промысла, логистики, Северного морского пути.

И наконец, это климатическая повестка. Три эти темы мы будем развивать, предлагать нашим международным партнерам в рамках председательства России в Арктическом совете.

— В конце 2020 года стало известно, что единая дальневосточная авиакомпания будет создана на базе «Авроры», контрольный пакет акций которой принадлежит правительству Сахалинской области. Как будут распределены акции нового холдинга между остальными регионами Дальнего Востока?

— Единственно возможным способом — по справедливости. Очевидно, что, поскольку базовой авиакомпанией является «Аврора», которая традиционно базировалась в Сахалинской области, этот регион сохранит за собой половину акций минус одну. «Золотую акцию» получит Министерство по развитию Дальнего Востока, что позволит влиять на стратегические решения и обеспечивать равноправный доступ жителей Дальнего Востока к услугам этой авиакомпании. И все дальневосточные регионы, задействованные в этом проекте, получат по 5% акций.

Был такой анекдот, который превратился в поговорку: «Вам шашечки или ехать?» (смысл в том, что важнее уехать, а не выбирать вид транспорта — прим. ТАСС). Считаю, здесь неважно акционерное владение — одна акция или 50%, здесь важен принцип равноправности жителей Дальнего Востока в возможности полететь в любой уголок огромного региона.

Евросоюз стремится к «зеленому водороду» (чистому) при переходе на низкоуглеродную стратегию. Об этом заявил исполнительный заместитель председателя Европейской Комиссии, курирующий Европейский Зеленый Курс Франс Тиммерманс.

Он отметил, что Россия также считает водород интересным вариантом. При этом, если ЕС ориентируется на «зеленый», то РФ на «голубой» водород.

«Но голубой водород — также важный элемент перехода. Мне кажется, в этом плане может быть интересный вариант сотрудничества между РФ и ЕС», — подчеркнул он, выступая на первой пленарной сессии Российско-европейской конференции по климату.

Тиммерманс заявил, что для ЕС возможно повышение показателя сокращения выбросов парниковых газов на 55%. «Это будет сложно, но выполнимо. Мы провели тщательный анализ того, что необходимо сделать, и поняли, что для промышленности это вполне возможный путь», — добавил он.

Тем не менее, он подчеркнул, что существует три сферы, в которых могут возникнуть сложности — это здания, транспорт и сельское хозяйство.

«Нужно было ускориться, но потом случилась пандемия, которая ужасно отразилась на нашей экономике. Пришлось обратится к Евросоюзу для того, чтобы найти выход. Страны разработали план, который позволит инвестировать до 1,8 трлн евро на эти меры. Средства пойдут не только на «зеленый коридор», но и на устранения последствий пандемии», — уточнил он.

По его словам, Евросоюз пришел к тому, что 30% инвестиций будет использоваться на климат, 20% — на цифровизацию, остальное — на другие цели, но по принципу «не навреди».

Тиммерманс подчеркнул, что необходимо обеспечить справедливость климатического перехода, чтобы «никто не остался за бортом».

/angi.ru/