?

Log in

No account? Create an account
entries friends calendar profile Previous Previous
Энергетика сегодня
деловой журнал

Автор: Ирина Волкова  

Автор – доктор экономических наук, ГУ-ВШЭ
В подготовке обзора принимали участие: Денис Бродов, Сергей Пухов, Евгения Сальникова (ГУ-ВШЭ)

Анализ состояния рынка энергомашиностроения

Экономический спад и снижение спроса на электроэнергию кардинально повлияли на прежние планы увеличения генерирующих мощностей, пришлось пересмотреть, отложить намеченное на 2008–2009 годы завершение многих инвестиционных проектов. Но надежда машиностроителей на то, что по мере выхода экономики из кризиса и восстановления спроса на электроэнергию эти проекты сохранятся в тех же параметрах, в которых они создавались, жива. Пока что приходится ориентироваться лишь на публичные заявления министра энергетики о том, что в 2010 году в России будет запущено 6,2 ГВт генерирующих мощностей, а в 2011-м – 6,5 ГВт.

По оценкам Агентства по прогнозированию балансов в электроэнергетике (АПБЭ), годовой спрос на электроэнергию к 2015 году может составлять от 1125 млрд кВт·ч (консервативный сценарий) до 1161 млрд кВт·ч (оптимистичный сценарий). Таким образом, потребление электроэнергии должно расти в среднем на 2,6–3,1% в год, а в 2015–2020 годах годовые темпы роста составят в среднем 2,6–3,4%.

По прогнозам аналитиков «Тройки Диалог», в 2010–2015 годах на увеличение и модернизацию российских электрогенерирующих мощностей, таким образом, будет потрачено не менее $60 млрд. По сравнению с предыдущим десятилетием поток заказов на поставку электрогенерирующего оборудования значительно увеличится, что может служить серьезным стимулом к возрождению отечественного энергомашиностроения. Экспертами Государственного университета – Высшей школы экономики была проведена оценка готовности отраслевого рынка энергомашиностроения в России к грядущим переменам.

 Рынок – сдавая позиции

 До начала 1990-х доля мирового рынка, занимаемая энергетическим оборудованием, поставляемым на внешний рынок из России, составляла 13%. В этот период энергетическая индустрия России (СССР) была одной из самых молодых в мире и с 70-х годов ХХ века постоянно наращивала производственные мощности, активно внедряясь на мировой рынок. Сейчас дела обстоят иначе. В 2008 году доля электростанций, работающих на зарубежном оборудовании, составила уже 2,3%. Существующие прогнозы развития электроэнергетики до 2020 года предусматривают увеличение доли таких электростанций до 24–27%, что вызывает у специалистов тревогу с точки зрения технологической зависимости и безопасности, уровень которой по данному оборудованию определен в 20%.

В структурном отношении, в результате экономических преобразований 1990-х годов, на отраслевом рынке были сформированы промышленные группы, в состав которых вошло более 50 предприятий. Это способствовало частичному сохранению и восстановлению технологических связей в отрасли и поступлению иностранных инвестиций. Однако в настоящее время доля российских компаний не только сократилась на мировом рынке до 2%, но и на внутрироссийском рынке составляет не более 50%. А если брать реализуемые в последние годы российскими энергетиками инвестиционные проекты, то в них доля импортного оборудования, по оценкам экспертов, уже составляет не менее 2/3.

Очевидно, что российские игроки продолжают сдавать свои позиции как на российском, так и на мировом рынке энергетического оборудования. Лишь в атомном энергомашиностроении позиции российских игроков более или менее устойчивы – здесь доля российских поставок оборудования составляет около 20%. Необходимость срочных и коренных изменений требует исследования системы отраслевого и товарных рынков в энергомашиностроении. В данной части обзора отраслевой рынок энергомашиностроения рассматривается как совокупность производителей, потребителей и других институтов, реализующих во взаимодействии обеспечение энергетических предприятий основным и вспомогательным энергетическим оборудованием, а также всеми видами сервисного обслуживания. Отраслевой рынок рассматривается как совокупность рынков отдельных товаров.

В качестве ключевых рассматриваются товарные рынки газовых турбин (28% рынка), паровых турбин (28%), гидравлических турбин (11%), ядерных реакторов (13%), паровых котлов (6%) и теплофикационных котлов (2%) на основе анализа их доли в отраслевом рынке. Совокупная доля этих сегментов приближается к 90% при объеме продаж на внутреннем рынке в 2008 году около 60 млрд руб., что несопоставимо мало по сравнению с мировым.

При этом структура рынка подвержена значительным изменениям, определенных тенденций в которых не прослеживается. Этот факт объясняется спецификой энергомашиностроения, протяженностью технологического цикла изготовления и высокой стоимостью основных видов продукции – турбин и оборудования для АЭС, когда выпуск продукции осуществляется по конкретным заказам.

 Экспортный потенциал

 Основную долю в структуре экспорта товаров всегда занимали турбины. Их доля возросла с 34% в 2001 году до более 70% в последние годы. Эта доля складывалась из паровых турбин – это почти треть всего отраслевого экспорта (точнее, 32% в 2008 году; экспортировались главным образом части паровых турбин), еще четверть приходилась на газовые турбины и около 14% занимал экспорт гидравлических турбин (в основном экспорт состоял из частей гидротурбин).

Высокая доля турбин была характерна также и в импорте (73% в 2008 году), но она имела тенденцию к снижению. Главным образом импортировались газовые турбины, стоимость которых в разы превышала импорт паровых турбин и на порядок превосходила импорт гидротурбин. В части реакторов статистика внешней торговли отражает экспорт и импорт частей ядерных ректоров. Их доля в отраслевом экспорте на протяжении 2001–2008 годов снизилась в четыре раза – с 40% до 10%, в то время как доля импорта возросла в пять раз – с 2% до 10%. Доля котлов в общем объеме экспорта неустойчива, но и здесь имело место снижение – с 27% в 2001 году до 18% в 2008-м. Причем в основном экспортировались части паровых и паропроизводящих котлов. В структуре импорта доля котлов, как правило, составляла порядка 16–20% с постоянным преобладанием паропроизводящих котлов.

Несмотря на волатильность торговли, на протяжении большей части времени внешняя торговля товарами энергетического машиностроения сводилась с профицитом и лишь в последние годы наметилась новая тенденция – опережающий рост импорта по сравнению с экспортом и формирование торгового дефицита.

 В общей структуре российского экспорта товары энергетического машиностроения занимают крайне незначительную долю. В лучшие периоды (внутри 2002 года) она достигала 0,5% по экспорту и 0,7% по импорту, но со временем эти доли имели тенденцию к сокращению. В масштабах всей российской экономики относительный объем торговли товарами энергетического машиностроения снижался вплоть до 2007 года.

Слабый рост, наблюдаемый с 2008-го, стал возможным за счет увеличения доли импорта относительно ВВП, тогда как доля экспорта продолжала медленно снижаться. В целом можно сказать, что в отрасли создаются предпосылки для конкуренции, но при этом одновременно повышаются внешние риски.

Таким образом, можно выделить следующие основные тенденции в динамике внешней торговли товарами энергетического машиностроения:

– снижение доли товаров энергетического машиностроения во внешней торговле до минимального уровня в последние годы (менее 0,2% относительно всего российского экспорта или импорта);

– переход к отрицательному торговому балансу во внешней торговле отраслевыми товарами с 2007 года; динамика доли импорта ключевых товаров энергетического машиностроения относительно ВВП в последние два года постепенно растет; доля экспорта российских товаров энергетического машиностроения все еще продолжает медленно сжиматься в масштабах российской экономики; наблюдается взаимосвязь в динамике экспорта и импорта.

В структуре экспорта и импорта товаров энергетического машиностроения преобладают товары промежуточного назначения – газовые турбины и части агрегатов. А в географическом распределении доминируют две страны – Украина (27% экспорта и 22% импорта в 2008 году) и Китай (14% и 17% соответственно). В целом на долю 11 стран (помимо вышеуказанных это Болгария, Венгрия, Венесуэла, Германия, Индия, Иран, Литва, Финляндия, Чехия) приходилось около 80% внешнеторгового оборота отраслевыми товарами.

Низкая диверсификация внешней торговли российскими товарами энергетического машиностроения и неравномерность распределения по странам повышают внешние риски.

Динамика индексов физических объемов и средних контрактных цен носит крайне волатильный характер и редко коррелирует с динамикой соответствующих показателей в целом по машиностроению.

 Высокая волатильность индексов внешней торговли товарами энергетического машиностроения вызвана не только технологическими особенностями производства, но и особенностью данных таможенной статистики, в которой в расчет индексов принимаются квартальные данные по агрегированным (на уровне шестизначных кодов) группам в весовом выражении (в тоннах). Понятно, что измерять такие сложные изделия, как части реакторов, котлы и турбины, в тоннах не совсем корректно. Более точно и правильно было бы использовать ежемесячные данные в штучном выражении, где это возможно.

В структуре мировой торговли всеми товарами доля экспорта российских товаров энергетического машиностроения в последние годы находится на минимальном уровне и практически не меняется. Впрочем, важна не столько сама доля, сколько ее динамика. Энергетическое машиностроение в России не претендует на роль мирового лидера, но падение этой доли в два раза по сравнению с 2002 годом явно свидетельствует о снижении конкурентоспособности российских производителей.

Однако, уступая в мировой торговле, российское энергомашиностроение за счет увеличения импорта становится более открытым для мировой экономики в целом. В последние годы происходило увеличение доли внешнеторгового оборота российских товаров энергетического машиностроения в мировом ВВП. Причем эта доля практически вплотную приблизилась к максимальному уровню, зарегистрированному в 2002 году.

Рост импорта в Россию и увеличение в нем доли инвестиционных товаров (как на уровне отраслевых товаров, так и в целом по всем товарам) позволяет надеяться на обновление парка устаревшего оборудования в электроэнергетике России, но создает угрозы для развития отечественного рынка энергомашиностроения.

 Инновации и инвестиции

 Инвестиционная и инновационная привлекательность в целом по отраслевому рынку очень низкая. Темпы роста инвестиций существенно отстают от темпов роста производства и продаж. Показатели рентабельности в отрасли значительно ниже ставки рефинансирования. Часть компаний находится на грани убыточности. Почти 80% инвестиций в основной капитал осуществляется за счет собственных средств, что тормозит экономический рост отраслевого рынка. Доля затрат на НИОКР крайне мала.

Анализ инвестиционной деятельности как главного фактора развития отрасли показывает рост инвестиционной активности в энергетическом машиностроении. Норма инвестиций в основной капитал в 2006–2008 годах стабилизировалась на уровне 7%, что существенно выше значения этого показателя в начале 2000-х, когда он не превышал 4%. Вместе с тем следует отметить, что темпы роста инвестиций в этот период отставали от темпов роста производства и продаж энергетического оборудования. Самый высокий показатель нормы инвестиций наблюдался в 2006–2008 годах на предприятиях, выпускающих паровые котлы: от 33,5% до 65,3%. Самый низкий – в компаниях, выпускающих газовые турбины: 1,3–2,0%. Существенным фактором, снижающим темпы роста инвестиций, является слишком высокий уровень финансирования инвестиций за счет собственных средств предприятий.

В условиях сворачивания кредитного финансирования со стороны учреждений финансово-кредитной сферы промышленные предприятия с длинными производственными и инвестиционными циклами оказались практически изолированными от возможности заимствований. В результате в среднем по отрасли энергомашиностроения доля собственных средств в объеме инвестиций превышает 80%. При сохранении этой тенденции нельзя рассчитывать на существенные сдвиги в инновационно-технологическом перевооружении отрасли. В целом, по мнению экспертов, объем необходимых инвестиций оценивается примерно в 30 млрд руб. на пятилетний период.

Среди наиболее привлекательных можно выделить товарный рынок газовых турбин (рынок паровых турбин находится в пограничной зоне). К потенциально привлекательным рынкам за счет высокой скорости роста можно отнести рынок теплофикационных котлов (рынок ядерных реакторов и рынок гидравлических турбин пока занимают невысокую долю на отраслевом рынке). Рынок паровых котлов является увядающим.

Инновационная активность в энергетическом машиностроении в 2005–2008 годах оставалась на крайне низком уровне. Наукоемкость продукции в отрасли практически равна нулю. Затраты на научные исследования имели место только в 2005 году в производстве паровых турбин, когда доля затрат на НИОКР в затратах на производство составила 0,35%, и в производстве газовых турбин – 0,08% в 2005-м и 0,07% в 2006 году.

Уровень прогрессивных технологий в отрасли составляет не более 14%. При этом высокопроизводительное оборудование сосредоточено главным образом в производстве газовых турбин, которое является относительно новым в российском энергомашиностроении. В целом по отрасли базовое оборудование, которое используется в основном производстве и имеет значительный физический и моральный износ, составляет около 50%. Анализ загрузки производственных мощностей показывает, что наиболее высокий коэффициент загрузки имеет место именно на предприятиях, производящих газовые турбины, – от 40% до 70%. В остальных подотраслях уровень загрузки производственного оборудования составляет в среднем 20–30%.

 Конкуренция

 Отраслевой рынок энергомашиностроения представляет собой совокупность множества сегментов, которые можно разделить на две крупные сферы: непосредственное производство энергооборудования и его ремонт и обслуживание.

Лидирующие позиции на рынке занимает ОАО «Силовые машины» – доля этой компании за 2005–2008 годы выросла с 25,9% до 55,6%. Более слабые позиции на рынке имеют ОАО «Эмальянс» (доля в 2008 году 5,5%), ОАО «Пермский моторный завод» (доля в 2008 году 6,0%), Объединенные машиностроительные заводы (доля в 2006 году 2,9%) и группа «Энергомашкорпорация» (доля в 2008 году 2,2%). Оставшаяся доля отраслевого рынка, не принадлежащая основным игрокам, приходится на небольшие фирмы, каждая из которых занимает менее 0,1%. Доля указанных компаний на рынке сокращается высокими темпами (с 52,2% в 2005 году до 22,8% в 2008-м), что повышает уровень концентрации на рынке и отражает процесс горизонтальной интеграции компаний.

В целом оценить интенсивность конкуренции на отраслевом рынке энергетического машиностроения сложно из-за большого разнообразия продукции и небольшого количества компаний, присутствующих в каждом из товарных сегментов рынка. Еще в 2005 году на рынке энергомашиностроения наблюдался низкий уровень концентрации – 39,2% и 42,5%, что означало наличие достаточно развитой конкуренции, но за 2006–2008 годы уровень концентрации вырос практически в 2 раза, и в 2008 году рынок приблизился к состоянию олигополии (индексы концентрации, соответственно, 67,1% и 70,0%). Рост концентрации связан с консолидацией активов компаний – основных игроков рынка энергомашиностроения.

Действующие в отрасли компании могут быть поделены на четыре группы, где в качестве основных конкурентных характеристик выбраны размер активов компании и комплексность предоставляемых услуг, оцениваемая по количеству товарных рынков, на которых представлена продукция компании.

Первая группа – Уральский турбинный завод (2,2% отрасли), ОМЗ (2,9% отрасли) и Пермский моторный завод (6% отрасли) – характеризуется низкой комплексностью услуг и малым объем активов. Эта группа занимает чуть более 11% рынка.

Для второй группы характерны высокая комплексность услуг и размер активов ниже среднего уровня. В нее входят «Эмальянс» (5,5% отрасли) и «Энергомашкорпорация» (2,2% отрасли).

Третья группа представлена единственной компанией со средними размерами активов и низкой комплексностью услуг – НПО «Сатурн» (1,7% рынка).

Четвертая группа – средний уровень комплексности услуг и большой размер активов. В данную группу входит одна компания, крупнейший отраслевой производитель – «Силовые машины» (55,6% рынка).

По результатам анкетирования экспертов в области энергомашиностроения был сделан вывод о том, что в настоящий момент интенсивность конкуренции в отрасли энергетического машиностроения находится на уровне чуть ниже среднего, и в перспективе ожидается небольшое снижение ее уровня. По мнению экспертов, наибольшее влияние на интенсивность конкуренции оказывают производители и потребители. Барьеры входа на рынок (как экономические, так и административные) и выхода с него сформировались на среднем уровне – таким образом, проникновение на рынок новых компаний достаточно ограничено, а существующие предприятия, вероятнее всего, продолжат работать на рынке. Следовательно, структура рынка является относительно инертной и мало подвержена изменениям.

Интенсивность борьбы между существующими конкурентами на рынке средняя, а прогнозируемый рост рынка будет способствовать ее снижению. Вероятно, данной тенденции не сможет противостоять даже увеличение стандартизированности производимой продукции. Интенсивность конкурентного давления со стороны компаний из других отраслей, предлагающих товары-заменители, низка и, по оценкам экспертов, значительно расти не будет. Давление со стороны компаний-потребителей, а также фирм-поставщиков оценено на среднем уровне и не изменится в перспективе. Дифференцированность продукта и долгосрочность партнерских связей также оказывают понижающее влияние на интенсивность конкуренции.

 Перспективы

 На рынке энергомашиностроения наблюдается тенденция к консолидации активов в основном по направлениям «производители – дистрибьюторы» и «производители – научно-исследовательские институты». Следовательно, можно говорить о горизонтальной и вперед идущей вертикальной интеграции компаний, в то время как тенденции к обратной вертикальной интеграции не наблюдается.

Что касается состояния отрасли в целом, то оно отнюдь не утешительное. Страна утратила значительную часть своего промышленного потенциала. Состояние отрасли характеризуется нарастанием дефицита генерирующих мощностей и недостаточным уровнем развития электрических сетей. Степень износа производственных фондов предприятий энергомашиностроения по основному виду деятельности в настоящее время составляет 54–57%, а машин и оборудования – более 75%. Износ испытательного и стендового оборудования на подавляющем большинстве предприятий достигает 90–100%. Спад производства в базовых отраслях экономики в 1990-х годах и прекращение ввода новых генерирующих мощностей привели к деградации отечественного энергомашиностроения: доля оборудования, проработавшего 10 лет и более, составляет 80%, а проработавшего свыше 20 лет – 40%, инвестиции на его обновление ограниченны.

В последнее десятилетие произошло существенное ухудшение экономических показателей работы отрасли. Среди накопившихся проблем следует выделить:

– недостаточные объемы инвестиций в электроэнергетику и снижение эффективности использования инвестиций, что привело к резкому снижению ввода новых мощностей и угрожающему старению основных фондов, нарастанию дефицита мощности и неудовлетворенного спроса потребителей;

– резкое сокращение научно-технического потенциала энергетики и энергетического машиностроения; серьезное отставание в сфере разработки, освоения и использования новых технологий производства и транспорта электроэнергии; отсутствие механизма, стимулирующего разработку и использование новейших образцов техники;

– низкий уровень внедрения ресурсосберегающих технологий и оборудования, более чем в 1,5 раза увеличившиеся потери электроэнергии в сетях.

Ускоренное развитие энергомашиностроения, в первую очередь в области газо- и паротурбостроения и полупроводниковых приборов, повышение конкурентоспособности отрасли на международном рынке, особенно после вступления в ВТО, очевидно, требует восстановления отраслевой технологической связки «проектирование – производство – строительство – монтаж – наладка – эксплуатация», что невозможно без серьезного изменения подходов в области регулирования (на уровне государства), в том числе технического (например, унификация энергоблоков), и координации усилий рыночных институтов.

Tags: , , , , ,

6 comments or Leave a comment

Автор: Вадим Ярмолинец, г. Нью-Йорк

Кризис в заливе

Нефтяное пятно грозит оставить след не только в океанских водах, но и на репутации многих политиков США

По концентрации русскоговорящего населения Майами-Бич может соревноваться с Нью-Йорком, поэтому не удивляйтесь, если на пляже к вам обратятся с вопросом: «Ну, как там нефть, еще не приплыла?» Нет, в Майами нефть еще не приплыла, вода здесь настолько чистая, что у приезжего дух захватывает от ослепительных сполохов солнца на бескрайней атлантической бирюзе. Но 40-минутный перелет в Пенсаколу, что на северо-западе штата, открывает другой пляж и другое настроение. Здесь по-прежнему купаются, хотя в воду входят с опаской. Ржаво-красных сгустков не видно, но на песке можно найти крохотные черные шарики смолы. Как только они появились, спасители природы из числа местных жителей, вооружившись сачками и пластиковыми пакетами, отправились на их сбор, но инициатива вскоре была остановлена. Власти опасаются возможных исков в связи с потерей здоровья на очистных работах. Так уже было, и только что в Нью-Йорке 10 000 добровольцам, участвовавших в разборе завалов ВТЦ, власти были вынуждены предложить компенсацию за причиненный их здоровью ущерб в размере $712 млн. До сентября пострадавшие должны принять решение, принимать ли им предложение или бороться за большую сумму…

 Потери наглядные и невидимые

Главный удар от разлива нефти пришелся, как известно, по Луизиане. Нефть здесь не просто подошла к берегу, она на 10 миль всосалась, как в губку, в болотистое побережье, уничтожая на своем пути морскую живность и птиц. Вид пропитанного красной нефтью тростника и увязших в вязком месиве пеликанов, черепах и крабов производит удручающее впечатление.

Последствия катастрофы сказываются далеко за пределами официально пострадавших 120 миль побережья. Речь идет о потере десятков, а может быть и сотен тысяч рабочих мест не только в нефтедобывающем, но и в рыболовецком и других секторах.

Гарри Черняков из флоридской Пенсаколы – водопроводчик. Он остался не у дел из-за прекращения строительства курортного поселка. Заказчики предпочитают выждать, чтобы знать наверняка – останется ли этот район курортным или же надолго выйдет из строя, как соседние районы Луизианы. Прогнозы – один хуже другого. Экономист Шон Снейт из Университета Центральной Флориды в Орландо считает, что Солнечный штат потеряет порядка 39 000 рабочих мест и $2 млрд, если последствия инцидента будут ликвидированы быстро. Если же нет, то потери могут дойти до $11 млрд, при этом без работы останется порядка 200 000 человек.

Оптимисты предполагают, что потери будут не столь значительными. Туристический поток во Флориду, приносящий этому штату ежегодно порядка $60 млрд, не станет меньшим, просто переместится с Западного побережья на Восточное. Но только в том случае, если, течение, известное как Loop Current (часть Гольфстрима – петля, опоясывающая Флориду), не принесет нефть на ее восточное побережье.

 Полезные советы

В теле- и радиоэфире между тем разворачивается настоящее представление – предельно эмоциональное и отчасти комическое. Радикальный нефтяник, позвонивший на русское радио «Позитив» в Нью-Йорке, рекомендует завалить скважину, взорвав на дне Мексиканского залива ядерную бомбу. На следующий день один из ведущих новостных сайтов США – Drudge Report – сообщает, что Вашингтон отказался от идеи взрыва на дне Мексиканского залива ядерного заряда.

Самые популярные телекомментаторы страны ежевечерне знакомят многомиллионную аудиторию с маститыми учеными и доморощенными изобретателями, которые демонстрируют совершенно потрясающие средства по очистке залива. Некий парикмахер показывает брикет из не очень плотно сбитых волос, который он опускает в аквариум с водой. За минуту до этого в аквариум был влит стакан нефти. На глазах зрителя волосяной брикет впитывает в себя всю нефть, и вода снова становится кристально чистой. Парикмахер обращался со своим изобретением в компанию BP, но пока не получил ответа (не исключено, что нефтедобытчики плохо представляет, где можно добыть нужное для очистки Мексиканского залива количество волос). Парикмахера сменяет глава технологической компании, которая специализируется на сборе разлитой нефти с помощью новейших боновых заграждений и скиммерного флота, а главное – располагает опытом работы в Персидском заливе. Она также предложила свои услуги BP – и с тем же успехом, что и изобретательный брадобрей.

Затем в числе экспертов появляется голливудская звезда Кевин Костнер. Он стал защитником моря после съемок в фильме «Водный мир», а очисткой воды от нефти занялся в 1989 году, когда у побережья Аляски сел на риф и дал течь танкер Exxon Valdez. Костнер вложил $20 млн в технологию, разработанную его братом-ученым, и во время катастрофы в Мексиканском заливе представил готовую машину, способную очищать от нефти 200 галлонов воды в минуту. BP приобрела у компании братьев Костнеров 32 машины, но очевидно, что проблема слишком велика, чтобы решить ее силами одного, пусть даже очень именитого актера.

Страна, увлеченная демонстрацией опытов с нефтью в тазах и аквариумах, переживает недоумение, когда выяснилось, что уже на третий день после аварии на платформе Deepwater Horizon, имевшей место 20 апреля, Вашингтон получил предложение о помощи от голландского правительства, а затем от правительств Британии, Германии, Ирландии, Испании, Канады, Норвегии, Румынии, Франции, Швеции, Хорватии, Южной Кореи, а также от ООН. Речь шла о помощи экспертов, знакомых с проблемами глубоководного бурения и имеющих опыт очистных работ в океане, а главное – о предоставлении флота скиммерных судов для сбора разлившейся нефти.

Ответ Белого дома – «Спасибо, мы сами» – явно основывался на первоначально сделанной BP неверной оценке объема вытекающей из скважины нефти – 5000 баррелей в день. Но от помощи отказываются и сейчас, когда известно, что вытекает приблизительно в 20 (!) раз больше – 21 июня в прессе появилась копия внутреннего отчета инженеров BP, сообщающих, что утечка может составлять 100 000 баррелей (13 600 тонн) в день!

К получению международной помощи Вашингтон не готов из-за действующего в стране закона Джонса, ограничивающего передвижение иностранных судов в американских водах. Во время ликвидации последствий урагана «Катрина» президент Джордж Буш этот закон временно отменил, Барак Обама – не торопится.

 Вопросы к имиджу

Если у главных политических инициатив президента Обамы всегда были сторонники и противники, то после его телеобращения к стране, прозвучавшего 16 июня, и правые и левые проявили неслыханное единодушие в его критике. Либеральная The New York Times характеризует выступление президента как «бескровное», а комментатор либерального телеканала MSNBC Кит Олбермен добавляет: «Это отличная речь, если только последние 57 дней ты жил на другой планете».

Все 57 дней, разделяющие аварию и телеобращение президента к стране, шла еще и отчаянная битва луизианского губернатора Пиюша «Бобби» Джиндала с вашингтонскими чиновниками. Когда деятельный Джиндал обратился в Вашингтон с просьбой о помощи в создании песчаного барьера вдоль побережья штата, ему ответили, что для получения разрешения необходимо исследовать, какое воздействие барьер окажет на экологическую ситуацию в регионе. Абсурд этого ответа заставил Джиндала сделать заявление: «Я начинаю намывать барьер, даже если они посадят меня в тюрьму». Бывший губернатор Аляски Сара Пейлин поддержала коллегу: «Приступай к делу, а извиняться будешь потом!» Через две недели после получения запроса Вашингтон дал разрешение намыть шесть барьерных островов, согласившись, однако, выделить средства лишь на один.

В начале июня Береговая охрана США, формально отвечающая за очистные работы, остановила 16 нефтесборочных барж, успешно работавших в районе аварии. Потрясенному Джиндалу объяснили, что баржи не оснащены противопожарным оборудованием. Он снова бросился с вопросами  в Вашингтон, и снова его попросили подождать.

Никто не ожидает того, что самый сильный человек на планете, как привычно величают американских президентов сами американцы, наденет голубой костюм супермена и закроет скважину грудью с красной буквой S. Речь о другом – об имидже озабоченного лидера страны, адекватно реагирующего на реальное бедствие. Невольно вспоминается бывший мэр Нью-Йорка Рудольф Джулиани, который в трагические недели после «черного» 11 сентября изо дня в день появлялся перед журналистами, отчитываясь, что проделано за день. С этим сильно контарастирует картинка, появляющаяся на экране сейчас – видеоколлаж, в центре которого кадры с вырывающейся из лопнувшей трубы нефтью, а вокруг кадры того, как президент Обама встречается с видными спортсменами и музыкантами, систематически наезжающими в Белый дом.

Сам Джулиани охотно поделился тем, как решил бы проблему он: «Я бы собрал группу ведущих экспертов Chevron, Exxon и других компаний и дал бы им возможность контролировать каждый шаг BP. А в экспертной комиссии президента нет ни одного специалиста по глубоководному бурению. Он полагается на ученых-теоретиков, а по сути – отдал инициативу тем, кто несет ответственность за катастрофу».

Встреча президента Обамы с руководством BP состоялась 16 июня – через полтора месяца после взрыва платформы и длилась всего 20 минут. За это время руководство BP, которую острословы уже переименовали в Barack Petroleum и British Polluters («Британские пачкуны»), подтвердило готовность потратить не менее $20 млрд на очистку региона от нефти и возмещение ущерба пострадавшим бизнесам. Однако ряд экономистов высказывают сомнение по поводу того, что у BP хватит средств, чтобы выполнить взятые на себя обязательства. На ее счетах сейчас только $7 млрд, а требуется по меньшей мере $20 млрд, при этом президент объявил, что окончательная цифра умышленно не оговорена, что открывает дорогу искам к BP на десятилетия вперед. На Уолл-стрит уже прозвучал прогноз: через пять лет BP объявит дефолт.

Бывший спикер нижней палаты Конгресса США Нью Гингрич комментирует: «В стране существует и прекрасно действует система возмещения ущерба через судебные иски. Вместо того чтобы использовать ее, политик отдает распоряжение частной компании выплатить гигантскую сумму, даже не объясняя, откуда эта сумма взялась. Почему это $20 млрд, а не, скажем, 30 или 40? Это требование президента дает понять зарубежным инвесторам, что теперь в США такого рода проблемы решаются не в суде, а директивными методами».

Несмотря на сложное финансовое положение, BP расходует миллионы долларов на телерекламу своих усилий. Кроме того, в Луизиане действуют пункты по приему заявлений о компенсации, а пострадавшие, по данным BP, уже получили порядка $50 млн.

 Работа над ошибками

Ликвидировать последствия аварии на полуторакилометровой глубине, очевидно, сложней, чем на мелководье. Парадоксально, но в свое время ход глубоководному бурению был дан именно из тех соображений, что чем дальше скважина от берега, тем она безопасней. Катализатором активного глубоководного бурения стал подписанный президентом Биллом Клинтоном в 2001 году закон, который на 12–16% снижал уровень налогообложения для компаний, ведущих глубоководное бурение. В результате добыча нефти из глубоководных скважин подскочила с 42 млн баррелей в 1996 году до 348 млн в 2004-м. У Клинтона были благие намерения, но ни его администрация, ни две следующие не сделали ничего для установления контроля за глубоководной добычей нефти и для выработки мер по ликвидации последствий возможных аварий. Сегодня известно, что сами инженеры BP предостерегали своих боссов о грозящей опасности, но перспектива экономии $7–10 млн заставила тех пойти на риск.

Ошибочной, как теперь выяснилось, была и структура федеральной Службы по управлению минеральными ресурсами (MMS). Понадобилась катастрофа масштаба нынешней, чтобы глава Министерства внутренних дел США Кен Салазар объявил о разделении MMS на два независимых агентства – одно по сбору доли правительства в прибылях нефтяных компаний, другое – по их инспекции. В своем первоначальном виде служба, получавшая от добытчиков полезных ископаемых $13 млрд в год, вопиющим образом нарушала главный принцип американской системы управления – взаимоограничения властей (сдержек и противовесов).

Как следует из телеобращения президента Обамы, теперь Белый дом намерен навести порядок в американской энергетике, причем весьма радикальным образом. Президент, видящий будущее данной сферы исключительно в создании ветряных генераторов, уже ввел мораторий на глубоководное бурение, из-за чего прекратились работы на 33 бурильных платформах. Это вызвало взрыв возмущения в... пострадавшей Луизиане, где 77% избирателей, согласно данным последнего опроса, поддерживают глубоководное бурение и только 12% – против него. Губернатор Джиндал заявляет, что мораторий уже оставил без работы порядка 6000 человек, а концу следующего года лишит работы еще 20 000.

Компания Hornbeck Offshore Services Inc. из Ковингтона, занимающаяся доставкой персонала и оборудования на буровые платформы, вчинила иск Министерству внутренних дел США за безосновательный запрет на бурение, который оставил ее без работы. Истцы утверждают, что нарушение техники безопасности на буровых BP не отражает ситуацию в индустрии, поэтому у правительства нет оснований наказывать всех за грехи одной компании (нарушения, выявленные на 29 из 33 остальных буровых, были признаны мелкими).

Как предрекают специалисты, бурильщики не будут ждать, когда президент отменит мораторий, – они переберутся в другие места. И даже если BP компенсирует сегодняшние потери в местной экономике, она не сможет компенсировать будущие потери, вызванные уходом бизнесов из Луизианы и соседних штатов.

…Сегодня вся надежда возлагается на то, что BP, судя по всему, начала слушать своих инженеров больше, чем маркетологов и лоббистов. В июне с помощью установленного над скважиной купола компания начала собирать приблизительно треть вытекающей нефти. К концу лета BP обещает собирать до 90% нефти и, возможно, завершит бурение дополнительных скважин, что позволит закрыть ту, которая нанесла одинаково тяжелый удар как по экологии Мексиканского залива, так и по авторитету президента Барака Обамы.

СПРАВКА:

 Если до недавнего времени Белому дому удавалось списывать тяжелое экономическое положение в стране на деятельность предшественников, то сейчас поиски виновных зашли в тупик. Очевидно, что наибольшую ответственность несет компания BP.

 26 мая газета The Wall Street Journal, ссылаясь на отчет генерального инспектора МВД США, сообщила о многочисленных случаях коррупции в луизианском региональном офисе MMS (Minerals Management Service), служащие которого принимали «подарки» от работников BP и вели совершенно распутный образ жизни. Один из инспекторов употреблял кристаллический амфетамин непосредственно во время инспекций на буровых. Состояние дел в региональном офисе MMS привело к увольнению в 2007 году регионального супервайзера по Мексиканскому заливу Дона Ховарда и нескольких его подчиненных. Новое следствие призвано выяснить, изменилась ли эта ситуация после 2009 года. В частности, стоит вопрос, как BP удалось добиться от инспекторов разрешения на более рискованный план бурения на платформе Deepwater Horizon, который обещал многомиллионную экономию на мерах безопасности.

 BP традиционно лидировала среди других нефтяных компаний в сфере лоббирования, расходуя миллионы на «лояльность» законодателей из обеих партий, отдавая, правда, предпочтение демократам. Лидером среди получателей ее средств оказался... Барак Обама. За годы в Сенате и во время президентской гонки он получил от BP $77 000. Об этом сообщает вашингтонский «Центр за ответственную политику» (Center for Responsive Politics). BP участвовала во всех природозащитных кампаниях Белого дома – в частности, она поддержала законопроект о сокращении эмиссии углекислого газа, ратуя за налоговые льготы для энергокомпаний, которые перейдут с угля на газ. На ее газ, естественно.

 

Tags: , , ,

Leave a comment

Автор: Дарья Ермолова

Глобализация по-нашему

В какие страны текут деньги российских нефтегазовых компаний

 Российский нефтегазовый бизнес с фантастической скоростью осваивает дальнее и ближнее зарубежье, не замечая кризиса. Отечественные компании весь прошлый год активно расширяли границы своих империй, скупая заводы, месторождения и заправки по всему миру.

Благодаря кризису активы подешевели, а затраты на добычу энергоносителей сократились. Да и нефть дорожала весь год. Поэтому уже во II квартале 2009 года нефтяники восстановили докризисную рентабельность и ринулись за покупками. В этой области мы уступаем только китайцам: по данным PricewaterhouseCoopers, только в первом полугодии 2009-го на Китай и Россию пришлось по три сделки в нефтегазовом секторе из 10 крупнейших на планете.

 Нефтяная империя «Лукойла»

 Основатель и президент «Лукойла» Вагит Алекперов проводит в самолетах сотни часов. Он лично летает договариваться о ремонте нефтеперерабатывающего завода в Болгарии, разработке месторождения в Саудовской Аравии и условиях работы своей компании на Украине. «Руководитель страны или региона должен видеть физиономию человека, которому он дает разрешение для работы на своей территории, – объяснял свою стратегию Алекперов в интервью журналу Forbes. – Когда работаешь в 40 странах мира и 50 регионах России, постоянно появляются вопросы, которые требуют присутствия первого лица».

Сорок стран – не преувеличение. Стоимость иностранной собственности «Лукойла», разбросанной по четырем десяткам стран, уже превышает $15 млрд. «Лукойл» большую часть своей истории следовал неизменному правилу – тратить заработанные деньги на новые покупки в своей отрасли. Так поступала компания в 1990-е, скупая нефтеперерабатывающие заводы и приобретая права на разработку месторождений в Азербайджане, Египте, Казахстане, Ираке. Не изменилось это правило и сразу после кризиса 1998-го: большинство российских компаний и не думали о новых приобретениях, а «Лукойл» воспользовался дешевизной нефтеперерабатывающих мощностей (нефть тогда стоила смешные по нынешним временам $10 за баррель), чтобы недорого купить НПЗ в Болгарии, Румынии и на Украине.

С 2000 года россияне, посещающие США, испытывают легкий шок – в американских городах им начинают попадаться хорошо знакомые красно-белые автозаправочные станции «Лукойла».

Да и последний кризис не стал помехой для новых покупок: Алекперов сразу заявил, что компания не собирается менять свои инвестиционные планы и откладывать сделки. Инвестпрограмма на 2009 год осталась, как и было запланировано, на уровне $7 млрд (в 2008-м – $10 млрд).

В 2009 году «Лукойл» выкупил 46%-ную долю британской BP в их совместном предприятии Lukarco. СП владеет 12,5% Каспийского трубопроводного консорциума, транспортирующего нефть по территориям Казахстана и России, и 5% «Тенгизшевройла», разрабатывающего нефтегазовые месторождения в Казахстане.

ВР получила долю в Lukarco в результате поглощения американской Arco в 2000 году. В 1996 году Arco за $300 млн купила около 8% акций «Лукойла», а в 1997-м они создали Lukarco. BP несколько лет пыталась выйти из проекта КТК, ради чего даже заблокировала решение об увеличении мощности трубопровода с 33 млн до 67 млн тонн. В итоге «Лукойл», которому уже принадлежали 54% акций в Lukarco, заплатил $1,6 млрд за остальные 46%, став владельцем компании.

А в разгар финансовых неурядиц осени 2008 года «Лукойл» провел «сделку десятилетия» – приобрел наконец нефтеперерабатывающий завод в Западной Европе. В декабре 2008-го, когда российские олигархи дружно выстроились в очередь за государственной помощью, «Лукойл» закрывал сделку по покупке 49%-ной доли в СП с итальянской группой ERG. За долю в нефтеперерабатывающем комплексе ISAB на Сицилии компания Алекперова заплатила почти $1,7 млрд. В условиях кризиса продавцы пошли на беспрецедентный шаг – предоставили годовую рассрочку оплаты. На похожих условиях «Лукойл» тогда совершил еще одну выгодную покупку – приобрел 100% турецкой сети автозаправок Akpet (693 АЗС) у Aytemiz Group за $555 млн.

Не успев купить НПЗ в Италии, «Лукойл» ринулся в Голландию. Потребность компании в нефтепереработке на юге Европы закрыта, теперь предстоит поискать мощности на севере, говорил Алекперов. Эта проблема тоже была быстро решена.

В июне 2009 года «Лукойл» подписал соглашение о покупке у французской Total 45%-ной доли участия в голландском нефтеперерабатывающем заводе Total Raffinery Netherlands. Завод находится в голландском городе Влиссингене. Большая часть перерабатываемого им сырья – российская смесь Urals. Предприятие владеет долей в одном из крупнейших в мире терминалов – Maassvlatke Olie в Роттердаме. Новый завод обошелся «Лукойлу» в $725 млн.

Но не все так просто, как кажется на первый взгляд. К примеру, НПЗ в Голландии «Лукойлу» удалось купить только со второй попытки: в 2006 году компания выиграла тендер на покупку у Kuwait Petroleum завода Europoort в Роттердаме, но в самый последний момент кувейтцы передумали продавать актив. А попытка «Лукойла» купить крупный пакет испанской нефтяной компании Repsol и вовсе закончилась большим политическим скандалом.

До недавнего времени и в Западной Европе, и в США прибыльность нефтепереработки была настолько высокой, что заводы никто просто не продавал. Поэтому «Лукойлу» очень долгое время приходилось довольствоваться лишь покупкой автозаправок (всего у «Лукойла» уже 5830 АЗС в 18 странах). Но и этот бизнес складывается не всегда удачно.

Стремясь стать глобальным, «Лукойл» настойчиво пробивался на рынок США, крупнейшего в мире потребителя нефтепродуктов. Всего в Америке у «Лукойла» 2100 заправок – 1300 компания купила у Getty Petroleum в 2000 году и еще 800 у своего нынешнего акционера ConocoPhillips в 2004-м. На покупку потратили в общей сложности $340 млн. Но результат не очень радует. Эффективность заправочного бизнеса «Лукойла» в Америке – как у розничного магазина: вал гигантский, прибыль минимальная, маржа остается 0,7%. Дело в том, что бензин для американских заправок «Лукойла» приходится закупать у американских производителей.

В Европе проще – сюда ближе поставлять продукцию из России, и лукойловские сети АЗС в Финляндии, Польше, Чехии и Словакии могут продавать дизельное топливо, произведенное в России. Собственно, для этого «Лукойл» и начал выпускать дизельное топливо стандарта «Евро-4», в России почти никому не нужное, поскольку дизельные легковые автомобили у нас в отличие от европейцев непопулярны. На модернизацию своих нефтеперегонных заводов «Лукойл» с 2000 года тратит по $1 млрд ежегодно. Компания даже передумала строить завод в Турции, так как понадобилось срочно модернизировать НПЗ в Болгарии, которая вступила в Евросоюз.

Совокупная мощность пяти европейских НПЗ, входящих сейчас в группу «Лукойл», – 36,8 млн тонн, это почти половина всех нефтеперерабатывающих мощностей компании. География международных проектов «Лукойла» поражает воображение. Но если в Европе его интересуют сбыт и переработка нефти, то в развивающихся странах он занимается исключительно добычей. Компания ведет разведку и добычу в Колумбии, Венесуэле, Гане, Алжире, Египте, Кот-д’Ивуаре, Азербайджане, Казахстане, Узбекистане и Саудовской Аравии.

В прошлом году к этому списку добавился Ирак: «Лукойлу» таки удалось выиграть контракт на разработку гигантского месторождения Западная Курна – 2 в Ираке в партнерстве с норвежской Statoil. Лукойловцы мечтали об этой сделке, боролись за нее больше 10 лет и наконец получили. Для компании это будет по-настоящему прорывным проектом: сейчас в России «Лукойл» добывает 95 млн тонн в год на 26 000 скважин, а в Ираке тот же объем надеется получать с 360 скважин, поскольку себестоимость добычи очень низкая. Правда, владельцем недр остался Ирак, у «Лукойла» – только сервисный контракт. Первую нефть подчиненные Вагита Алекперова рассчитывают добыть на Западной Курне – 2 в 2013 году, а когда добыча выйдет на пик – пока неизвестно. Но главное дело сделано.

Остались ли еще на карте мира места, куда «Лукойл» захочет вложить свои деньги? Наверняка. В 2007-м компания обнародовала грандиозные планы развития: до 2016 года на приобретение новых активов будет потрачено $34 млрд.

 Обходные пути «Сургутнефтегаза»

 Стратегия Алекперова предсказуема. А вот директор Владимир Богданов в прошлом году всех удивил. «Сургутнефтегаз», годами копивший деньги на балансе, впервые в своей истории приобрел актив за рубежом – 21,2% акций венгерской нефтегазовой компании MOL. Причем заплатив за них двойную цену – €1,4 млрд. Тем удивительнее – ведь никакой выгоды компания не получила: MOL активно сопротивляется, «Сургутнефтегаз» до сих пор даже не внесен в реестр ее акционеров.

«Сургутнефтегаз» был единственной крупной российской нефтекомпанией, которая не ставила перед собой задачу расширения за пределы России. Богданов говорил, что не приобретает переработку в Европе, поскольку «не видит там большой маржи». Добывающие проекты за рубежом «Сургутнефтегаз» тоже не интересовали – он собирался сосредоточиться на освоении Восточной Сибири. За исключением новых лицензий сделки сводились к покупке медийных активов и акций банка «Россия». И вдруг – MOL.

Единственное, что понятно в этой истории – это почему обиделись венгры. Еще бы: более 21% акций нефтегазового концерна MOL, важнейшей компании республики ($20,6 млрд выручки в 2008 году на фоне ВВП страны в $194 млрд) в одночасье ушли от австрийцев к русским, а венгерскую сторону даже не уведомили заранее о сделке. Неудивительно, что венгры отстаивают независимость от российской компании. Но за что же все-таки «Сургут» заплатил 100%-ную премию к рынку?

В принципе MOL интересна своими заводами по переработке нефти. Крупнейший из них – единственный в Венгрии НПЗ Duna. Есть еще Slovnaft в Братиславе и завод в Северной Италии. На НПЗ, принадлежащих MOL, производится 18 млн тонн нефтепродуктов – это сопоставимо с мощностью принадлежащего «Сургутнефтегазу» крупнейшего в России Киришского НПЗ, который перерабатывает 20 млн тонн нефти в год. Годовая добыча «Сургута» – около 62 млн тонн нефти, так что мощности MOL для него не лишние.

Этим и объяснял покупку сам «Сургут». «Приобретение пакета акций MOL является важным шагом в реализации стратегии «Сургутнефтегаза» по дальнейшему укреплению вертикально интегрированного бизнеса и достижению максимальной близости к конечным потребителям», – говорилось в пресс-релизе компании. Только вот доля в 21,2% не дает почти никаких прав. Основным поставщиком нефти в Венгрию сейчас является «Лукойл», и менять его на «Сургутнефтегаз» пока никто не собирается.

Но «Сургут» это как будто не волнует. Никто из «сургутян» не побывал в Венгрии ни до, ни после сделки. И никакой информации у венгров «Сургутнефтегаз» тоже не запрашивал. Сама сделка тоже не похожа на обычно готовящиеся месяцами приобретения в нефтегазовой отрасли.

Австрийцы из компании OMV, купив в свое время крупный пакет акций MOL, не скрывали планов по поглощению венгерского концерна. Венгры этому всячески противились. Австрийцы в конце концов устали от борьбы и решили продать свой пакет.

А «Сургутнефтегаз» без лишних колебаний согласился добавить к рыночной цене пакета MOL, принадлежащего австрийцам, и расходы, которые OMV понесла за время владения акциями венгерской компании. «Сургут» даже не стал нанимать финансовых консультантов – заплатил, и все. Откуда такая щедрость у прижимистого Богданова? Разгадка этой странной покупки лежит в области большой политики.

У «Сургута» никогда не было отношений с OMV. Зато они есть у «Газпрома», который поставляет газ в Австрию. В 2005 году глава «Газпрома» Алексей Миллер и гендиректор OMV Вольфганг Руттенсторфер договаривались изучить возможность совместного освоения месторождения на Ямале. В том же году «Газпром» проявил интерес к 11,8% акций MOL, принадлежавших Венгрии. MOL владеет 5200 км газопроводов в Венгрии, а «Газпром» всегда стремился выйти на конечных потребителей и приобрести газораспределительные сети в Европе.

Покупка акций MOL «Газпромом» тогда так и не состоялась. Но сейчас для «Газпрома» важнее другой вопрос: и MOL, и OMV входят в число участников проекта по строительству газопровода Nabucco. Это труба, по которой можно поставлять каспийский, в частности туркменский, газ в Европу, минуя Россию. Nabucco – конкурент альтернативного газпромовского проекта «Южный поток» стоимостью не менее €25 млрд. Если Nabucco будет построен, он может заработать на пару лет раньше «Южного потока», сделав его ненужным.

Сделка «Сургутнефтегаза» с акциями MOL выглядит логичным шагом, если учесть, что MOL – участник консорциума Nabucco. Таким образом, Россия может получить шанс заблокировать весь проект. Ну и в порядке ответной любезности за щедрую оплату акций MOL австрийцы из OMV тоже могли бы притормозить свою активность в проекте Nabucco. Тогда переплата за акции MOL каких-то €700 млн – конечно, мелочь. Хотя для реализации этого плана «Сургутнефтегазу» нужно сначала нарастить свой пакет акций MOL хотя бы до блокирующего.

Тем временем венгры предприняли нестандартный ход – предложили выкупить у «Сургутнефтегаза» 21,22% акций MOL. Пока неясно, какую реакцию это вызывает у россиян. Очевидно только, что венгры намерены бороться. MOL до сих пор отказывается регистрировать «Сургутнефтегаз» в реестре акционеров, требуя, чтобы он раскрыл бенефициаров. Но «Сургут» не делает этого даже в России: в его отчетах вообще не указаны акционеры – ни у кого нет больше 5% обыкновенных акций. «Сургут» подал иск к венгерскому концерну, тяжба до сих пор продолжается.

 Маневры ТНК-BP

 У ТНК-BP, как и у «Сургутнефтегаза», практически нет зарубежных проектов: кроме активов на Украине у нее есть соглашение с венесуэльской PDVSA о совместном исследовании блока Аякучо-2 и доля в консорциуме, который будет разрабатывать блок Хунин-6 в той же Венесуэле.

Зарубежной экспансии ТНК-BP все время мешал конфликт ее акционеров. С момента образования российско-британской компании британская сторона (ВР) заблокировала более 20 ее международных проектов, сетовал совладелец ТНК-BP и «Альфа-групп» Михаил Фридман. «С моей точки зрения, компания должна сконцентрироваться на разведке и разработке месторождений и нефтепереработке прежде всего в России», – парировал бывший главный управляющий директор ТНК-BP Роберт Дадли.

Нереализованные проекты перечислены в специальной презентации, которую в разгар ссоры акционеров в 2008 году подготовила российская сторона. Это четыре НПЗ мощностью 6,6 млн тонн нефти в год и сеть из 600 АЗС в Польше, НПЗ Mazeikiu Nafta, турецкий нефтехолдинг Tupras, доли в НПЗ Ruhroel и Schwerdt в Германии, Кременчугский НПЗ, доля в проекте «Бургас – Александруполис» и Трансизраильский трубопровод, нефтяные участки в Казахстане, добывающие активы в Туркменистане и Курдистане.

«Для нас не существует каких-либо четких географических и иных ограничений, и любые вещи, которые, как нам кажется, увеличивают эффективность наших инвестиций, являются вполне привлекательными. BP смотрит на это совершенно по-другому. Увеличение ресурсной базы – очень желательная и заманчивая возможность в рамках общей стратегии BP», – жаловался Фридман в интервью «Ведомостям».

На самом деле часть сделок не состоялась по объективным причинам. Так, за Mazeikiu Nafta ТНК-BP была готова платить до $1 млрд, и актив ушел за $1,5 млрд польской PKN Orlen. Оферту по покупке отдельных туркменских активов британской Burren Energy перебила Eni (купила ее целиком за $3,6 млрд), а в проект «Бургас – Александруполис» ТНК-BP не попала, потому что российское правительство решило поделить свою долю в проекте между «Роснефтью», «Газпром нефтью» и «Транснефтью». Купить НПЗ в Гданьске не удалось, потому что Польша передумала его приватизировать. Наконец, в Ruhr Oel сама ВР владеет долей – здесь возникал прямой конфликт интересов.

Осенью прошлого года ТНК-BP вдруг объявила, что рассматривает возможность разработки месторождений углеводородов в Ираке. Правда, конкретных планов по работе в этой стране нет: «Мы лишь фиксируем интерес к этому региону».

Когда-то британские акционеры уже зарубили проект в Курдистане. В итоге российские совладельцы ТНК-BP решили реализовывать его самостоятельно – в 2007 году через компанию Norbest Ltd. консорциум АРР приобрел права на разработку на условиях СРП участка «Хаулер». Но ТНК-BP всегда заявляла, что не имеет отношения к Norbest и ее проекту.

Наоборот, она всегда хотела показать иракским властям, что у нее нет планов работать в Курдистане.

Декабрьское распределение участков иракских недр прошло без участия ТНК-ВР. А в начале февраля компания обнародовала планы развития, в которых зарубежные приобретения вообще не фигурируют. Совет директоров лишь проанализировал «ход завершения» уже анонсированной сделки по покупке компании «Викойл», которая занимается розничной и оптовой торговлей нефтепродуктами на Украине, а также вхождение в состав сформированного в прошлом году Национального нефтяного консорциума.

Его первый проект – разработка блока Хунин-6 в Венесуэле. В этот проект ТНК-BP вложит $180 млн в течение трех лет. Также поступят и оставшиеся участники консорциума (по 20% в нем, кроме ТНК-BP, принадлежит «Роснефти», «Лукойлу», «Сургутнефтегазу» и «Газпром нефти»), говорится в меморандуме к недавнему размещению облигаций ТНК-BP. Выходит, общие инвестиции российских нефтяников в венесуэльский проект составят в ближайшие три года $900 млн.

 Неудержимый «Газпром»

 «Русский газ страшнее, чем русские танки». Эту фразу приписывают председателю правления немецкой компании E.ON Ruhrgas Буркхарду Бергманну. В1993 году тот отверг предложение «Газпрома» создать совместное предприятие для продажи газа конечным потребителям Германии.

Это была не первая серьезная обида, нанесенная немцами российскому партнеру. В 1991-v «Газпром» собрался участвовать в приватизации восточногерманского монопольного дистрибутора газа Verbundnetz Gas (VNG). На тот момент российская монополия практически на 100% снабжала Восточную Германию газом и потому была уверена, что VNG у нее в кармане. Но «Газпром» даже не допустили до торгов, а контроль над трейдером достался Ruhrgas.

Чуть позже «Газпрому» разрешили приобрести 5% VNG. Это выглядело как издевка, но причина лежит на поверхности: Ruhrgas, конечно, было невыгодно пускать «Газпром» на рынок сбыта в Германии.

Разочаровавшись в Ruhrgas, «Газпром» нашел понимание в другом немецком концерне – BASF и создал в 1993 году с его «дочкой» Wintershall совместное предприятие для поставок газа немецким потребителям. В трейдере Wingas «Газпром» получил 35% плюс опцион еще на 15%. Wingas владеет магистральными газопроводами в Германии протяженностью около 2000 км и одним из крупнейших подземных газохранилищ – Reden.

Это был самый серьезный прорыв «Газпрома» в Европу за всю историю газового экспорта. Повторить такой успех ему до сих пор так и не удалось. Хотя попыток было немало: из-за того что у концерна нет газораспределительных сетей в Европе, он ежегодно «дарит» трейдерам до $3 млрд. Газовый монополист сумел приобрести лишь часть бизнеса мелкой британской газораспределительной компании Pennine Natural Gas. Попытки получить более серьезные активы наталкиваются на упорное сопротивление.

Стоило зампредправления «Газпрома» Александру Медведеву заикнуться о том, что неплохо было бы купить крупнейшую газораспределительную компанию Великобритании Centrica (17 млн конечных клиентов), как английские чиновники начали спешно обсуждать изменения в закон о слияниях и поглощениях, позволяющие государству регулировать сделки в сфере ТЭК. Медведеву пришлось выкручиваться: мол, не имел ничего конкретного в виду, уж и помечтать нельзя.

Зато планы «Газпрома» расширить присутствие на европейском рынке не раз приводили к росту котировок акций самых разных европейских компаний. Как только появлялись слухи, что к какой-нибудь из них присматривается российский монополист, ее капитализация тут же набирала обороты. Так было с Centrica, чьи акции неоднократно дорожали на подобных ожиданиях. Так было даже с итальянским производителем труб Tenaris, слухи о возможном поглощении которого со стороны «Газпрома» появились в конце 2006-го. Спустя год после этого подорожали бумаги давнего партнера «Газпрома» – итальянской Eni. Считалось, что «Газпром» интересуется покупкой итальянского энергоконцерна.

Неудивительно: «Газпром» провозгласил, что к 2020 году собирается увеличить свою долю на европейском газовом рынке с нынешних 26–27 до 33%. А без поглощений такого роста трудно добиться.

Зато в развивающихся странах, где газ в розницу дешевле, «Газпрому больше нравится не трудная работа с конечным потребителем, а добыча. Принять помощь «Газпрома» в разработке газовых месторождений готовы многие. У «Газпрома» есть добычные проекты в десятке стран – от Казахстана до Боливии. Правда, их запасы невелики, а производство газа нигде не началось.

Пока «Газпром» активнее всего сотрудничает с Венесуэлой, где самые большие запасы газа в регионе. Концерн уже начал бурить поисковые скважины на одном из блоков в Венесуэльском заливе – Урумако-1. По разным оценкам, ресурсы блоков Урумако достигают 80–190 млрд кубометров газа. Тридцатилетнюю лицензию на блоки Урумако «Газпром» выиграл на тендере в 2005 году за $40 млн.

Второй важный партнер – Боливия. Еще в 2007-м подписан меморандум о взаимопонимании, по которому «Газпром» выбрал для изучения три блока – Асеро, Сунчал и Карауайчо. Их общий потенциал концерн оценивает в пределах 300 млрд кубометров газа. В прошлом году «Газпром» договорился с французской Total и боливийской госкомпанией YPFB вместе разрабатывать блок Асеро. Общие инвестиции в проект оцениваются в $4,5 млрд.

Боливия предлагает достаточно жесткие условия для партнерства: предполагается, что все инвестиции лягут на плечи иностранцев. В этой ситуации радует, что «Газпром» разделит риски в Асеро с Total – она вряд ли согласилась бы на убыточный проект. Дело там двигается медленно, но это на руку «Газпрому»: зарубежные проекты сейчас не могут быть приоритетом, из-за падения спроса на газ в Европе концерн вынужден переносить сроки и более важных проектов в России.

Впрочем, из этого правила есть исключения. Недавно выяснилось, что в 2010 году «Газпром» должен потратить на шельфовых блоках Индии и Вьетнама почти 14,9 млрд руб. ($505 млн). Это серьезная сумма для бюджета «Газпрома» на 2010 год – даже в сравнении с российскими проектами. Например, на первоочередные работы по освоению российского шельфа «Газпром» зарезервировал 2 млрд руб. А бюджетный план по расходам на гигантский Штокмановский проект второй год подряд составляет около 13 млрд руб.

Причина щедрости проста – за рубежом требования к «Газпрому» намного жестче, чем в России, он не может сокращать расходы по СРП. Работы должны идти по графику, иначе возникнет угроза штрафов, объясняют представители концерна.

Гораздо успешнее продвигается зарубежная экспансия «дочки» «Газпрома» – компании «Газпром нефть». На покупки «Газпром нефть» только в прошлом году потратила $2,2 млрд (включая расходы на приобретение российской Sibir Energy).

Ей удалось приобрести 51% акций крупнейшей сербской нефтеперерабатывающей компании NIS. А спустя несколько месяцев «Газпром нефть» объявила о покупке завода по производству масел и смазок Chevron Italia в итальянском городе Бари.

Теперь «Газпром нефть» рассчитывает на синергию этих активов: итальянский завод, возможно, будет использовать сырье сербских НПЗ. Мощность завода – до 30 000 тонн масел и 6000 тонн смазочных материалов в год. Продавец завода – Chevron – передал «Газпром нефти» лицензию на использование технологий и патентные права на торговую марку Техасо для реализации продукции на итальянском рынке.

Правда, в Сербии не все складывается гладко: несколько местных партий почти год противились приходу российской компании в NIS. А один из таких противников – вице-премьер Сербии Младжан Динкич – даже обвинил «дочку» «Газпрома» в жадности. NIS тогда объявила об убытках за 2008 год (около $40 млн), а Динкич заявил, что это попытка избежать выплаты дивидендов, причитающихся Сербии.

Когда в Сербии сменилось правительство, часть чиновников требовала пересмотреть договор, а остальные обещали, что все решится быстро, задержек со сделкой не будет. В итоге сделка закрылась только спустя год – в феврале 2009-го (хотя и на прежних условиях).

На очереди новая сделка: «Газпром нефть» покупает у шведской Malka Oil примерно за $118 млн ее производственное подразделение. Правда, его единственный актив – это три лицензии в Томской области с запасами около 60 млн баррелей нефти.

Пару лет назад «Газпром нефть» заявляла, что ее интересуют ресурсы Ирака, Венесуэлы и стран Африки. Но пока этот интерес исключительно теоретический.

 Крупные ставки «Роснефти»

 Зато государственная «Роснефть», даже став первой нефтяной компанией страны, не торопится расширять свой бизнес за пределы России. «Масштабную экспансию за рубеж пока осуществлять рано, для расширения бизнеса компании есть более дешевые способы, нет нужды тратить миллиарды долларов за пределами страны», – объясняет свою позицию президент «Роснефти» Сергей Богданчиков.

По его словам, покупка активов не должна быть самоцелью. «У нас есть жесткое правило – не покупать активы с внутренней нормой рентабельности ниже 20%. За рубежом не так много активов, которые отвечают этим требованиям», – объяснял Богданчиков в интервью «Ведомостям». Он презрительно отзывался об активности коллег, называя их зарубежные покупки «сделками, которые не приносят ничего, кроме публикаций в прессе из разряда «Компания пришла в Африку или в Азию».

Хотя полностью от зарубежных проектов компания не отказывается. «Роснефть» заинтересована в реализации совместных с итальянской Eni проектах в Африке, говорил в прошлом году Богданчиков. Его компания входит в консорциум из пяти российских компаний, который будет вести разведку и добычу в Венесуэле. «Роснефть» хочет развивать и самостоятельный проект в Венесуэле – ей интересен блок Дельта-Сентро в дельте реки Ориноко, ресурсы нефти там составляют около 100 млн тонн.

Она ведет разведку на нескольких блоках в Алжире совместно с компанией Sonatrach. А в Казахстане «Роснефть» владеет 50%-ной долей в проекте по разведке и разработке запасов Адайского блока в богатом нефтью регионе Атырау на западе страны. Остальные 50% принадлежат китайской компании Sinopec. Этот проект тоже реализуется на условиях СРП.

И все же эти проекты выглядят слишком мелкими на фоне размаха, с которым «Роснефть» ведет свой бизнес в России. Ясно, что лавный объект зарубежной экспансии «Роснефти» – конечно, Китай. В переговорах с китайцами компании очень помогает председатель ее совета директоров, первый вице-премьер правительства Игорь Сечин. Выйти на стратегически важный рынок путем покупки местных активов слишком сложно. Поэтому «Роснефть» заходит в Китай другим способом – через строительство собственного нефтеперерабатывающего завода. Это будет первый НПЗ, построенный россиянами за рубежом.

Китайский НПЗ «Роснефти» будет построен на территории промышленной зоны Линьган на севере Китая. Помимо завода и нефтехимического комплекса там будет построено нефтехранилище, завод сможет перерабатывать 15 млн тонн нефти ежегодно. Поставлять на него будут как российское, так и китайское сырье. Возводить НПЗ «Роснефть» будет совместно с крупнейшей китайской госкомпанией CNPC. Для сбыта нефтепродуктов, которые будет производить будущий завод, компании построят (или купят) сеть АЗС – она будет включать в себя от 300 до 500 автозаправок на территории Китая.

Переговоры с CNPC проходят не очень гладко, у сторон есть много неурегулированных вопросов. Но если «Роснефть» сумеет осуществить этот проект, это будет исторический момент – Россия прорвется на розничный рынок в Юго-Восточной Азии. Может быть, там пока не такие высокие цены на энергоносители, как в Европе, зато перспективы гораздо более впечатляющие: обеспеченность электроэнергией, газом и автомобилями еще низкая, поэтому в ближайшие годы будет быстро расти. Вместе с прибылями тех, кто сумеет застолбить себе место на этом рынке.

Когда российская компания заявляет о намерении совершить крупное приобретение в Европе, возмущение местной общественности ей гарантировано. Так не раз было с «Газпромом», «Лукойлом» и остальными. Журнал «Слияния и поглощения» подсчитал, что только в 2006 году россиянам по политическим причинам отказали в приобретении зарубежных активов на сумму $50 млрд.

Чаще всего в ход идут ссылки на связи потенциального покупателя с русской мафией. Последний пример – когда в прошлом году в связях с мафией испанская пресса обвинила «Лукойл», пытавшийся купить крупный пакет испанской нефтяной компании Repsol.

Тогда раздосадованный российский президент Дмитрий Медведев так ответил испанским журналистам: «Кому-то [возможная сделка «Лукойла»] нравится, а кто-то действует в логике… русские идут уже и сюда, и это опасно для независимости государства. Я думаю, это… возведение новых «берлинских стен», но уже в экономике».

Если не мафия, то в ход идут воспоминания о том, как «Газпром» в разгар зимы оставил европейцев без тепла. В Юго-Восточной Азии таких проблем нет. Но войти в крупные и значимые проекты и там будет непросто – за участие в них соперничают мировые лидеры с внушительными финансовыми мускулами, а также китайские и индийские компании, готовые входить в любые проекты за любые деньги.

Долгое время считалось, что российским компаниям не надо идти в мир. Дескать, экономика нефтедобычи в России такова, что все остальное оказывается менее выгодным. Но на поверку это оказывается мифом. Налоги в России таковы, что при более высокой себестоимости работа и в Мексиканском заливе, и в Северном море, и на шельфе Анголы оказывается более доходной. Наши компании потеряли много времени, руководствуясь заблуждением о выгодности добычи в России.

Есть и еще одно препятствие на пути экспансии наших нефтегазовых компаний за рубеж. Начиная искать проекты за границей, наши компании рассматривают лишь те, в которые можно войти в одиночку, – чем заранее обрекают себя на роль игроков даже не второго, а третьего плана. Научившись договариваться друг с другом, они смогут добиться гораздо более весомых результатов.


Tags: , , , ,

2 comments or Leave a comment

Автор: Вячеслав Кулагин

Газ поможет стране

 Меняются правила и приоритеты торговли, методики и принципы ценообразования. Новая энергетическая политика развитых стран и технологические прорывы в разработке нетрадиционных запасов газа вынуждают российские компании переоценивать приоритеты своего бизнеса за рубежом

 Начало нового десятилетия без преувеличения можно назвать временем перемен для мировой газовой отрасли. Причем перемены эти настолько значительны, что способны не только скорректировать долгосрочные инвестиционные программы, но и сильно изменить базовые стратегии газовых компаний. Для России, как крупнейшего в мире экспортера газа, происходящее имеет принципиальное значение.

Еще пять лет назад ситуация в мировой газовой отрасли была весьма привлекательна для производителей и экспортеров газа. Спрос на голубое топливо рос быстрыми темпами, крупнейшие потребители ЕС и США сокращали собственную добычу, появлялся новый перспективный крупный центр спроса на газ – развивающаяся Азия. Параллельно с этим увеличивались цены на нефть и другие энергоресурсы. Все это говорило о росте международной торговли газом и формировании благоприятных для производителей цен. Однако сегодня ситуация резко изменилась сразу по нескольким направлениям.

Согласно предварительным оценкам Мирового энергетического агентства (МЭА), мировой спрос на газ в 2009 году снизился на 4% по отношению к 2008-му. В 2009 году объем мировой торговли СПГ увеличился на 8% по сравнению с 2008-м и достиг 216 млн тонн. Европа импортировала 51,3 млн тонн (+24%), США – 9,4 млн тонн (+31%). Цены на газ в 2009 году упали в несколько раз по сравнению с 2008-м. Лидерами в снижении, по данным CERA стали спотовые цены в Henry Hub и NBP.

 Новая энергополитика

 Высокие цены на нефть и перебои в поставках энергоресурсов из разных регионов мира продемонстрировали, насколько экономики западных стран зависимы от углеводородов.

В 2009 году потребление газа в ЕС-27 снизилось на 6,4% до 484 млрд куб. м. Данное уменьшение спроса произошло на фоне снижения ВВП на 4,1%, роста количества потребителей на 1% до 114 млн и более холодную, чем в прошлом году, погоду. По подсчетам Eurogas на март 2010 года,  с учетом Турции и Швейцарии потребление снизилось на 7,6% до 519,5 млрд куб. м.

Несмотря на увеличение производства газа в Норвегии, в целом по Европе добыча снизилась на 10% до 182 млрд куб. м. Доля собственного газа в портфеле европейских стран в 2009 году снизилась до 36% – с 39% в 2008 году. Доля российского газа упала до 22% – с 25%, доля Норвегии выросла до 19% – с 18%.

Для снижения энергетической зависимости и под влиянием экологических инициатив развитые государства объявили своими приоритетами программы в области развития атомной энергетики, энергосбережения, энергоэффективности и возобновляемой энергетики. Пока доля импорта газа в Европу из стран, не включая Россию, в 2009 году достигла 42%, увеличившись на 6% по сравнению с 2008 годом. В частности, поставки газа из Катара удвоились. Импорт СПГ в Европу увеличился в 2009-м на 22%. Как показывают аналитики Wood Mackenzie наибольший прирост импорта показали Великобритания и Бельгия.

Все больше инвестиций выделяется на проекты чистых угольных электростанций. Вслед за известной европейской программой 20-20-20 президент США Барак Обама предложил беспрецедентные инициативы по развитию экологически чистой энергетики. Его план предполагает инвестиции за 10 лет в размере $150 млрд в создание 5 млн новых «зеленых» рабочих мест и 80%-ное снижение выбросов парниковых газов в атмосферу к 2050 году.

Конечно, многие из поставленных в новой энергетической политике западных государств целей выглядят недостижимыми. Но в любом случае снижение долгосрочного спроса на углеводороды, включая газ, по сравнению с прежними оценками неизбежно. Это подтверждают прогнозы всех ведущих мировых исследовательских организаций, которые ежегодно уменьшают долгосрочные оценки потребления в ЕС, США и в целом по миру. Например, за последние три года Международное энергетическое агентство понизило свои прогнозы потребления газа в мире к 2030 году на 10% до 4313 млрд куб. м. А в экологическом сценарии МЭА 2009 этот показатель ниже еще на 753 млрд куб. м.

В 2010 году ожидается сохранение спроса на газ в Европе на уровне ниже 2008 года. Только некоторые страны смогут показать небольшой прирост. Наиболее заметное падение отмечается в южных странах региона.

 Революция сланцев

 Экономический кризис нанес серьезный удар по производителям энергоресурсов. Они столкнулись не только с резким снижением цен, но и с падением спроса. Только в Европе в 2009 году потребление было на 7,3% ниже, чем за предыдущий год, что соответствует уровню 2001-го. Падение спроса отмечалось по всему миру, исключением стал только Китай, продемонстрировавший даже в кризис впечатляющие темпы экономического роста – 8,7%, благодаря которому потребление газа увеличилось в этой стране на 11,5%. Газовый рынок Северной Америки просел только на 2%, но символом перемен на мировом газовом рынке стал сланцевый газ.

  Потребление газа в США в 2009 году по сравнению с предыдущим годом упало на 2% и составило 647 млрд куб. м. По наблюдениям Министерства энергетики США, несмотря на снижение спроса на газ, рост добычи, который наблюдался в стране последние четыре года, продолжился и в 2009 году.  Это стало следствием массовой разработки нетрадиционного газа. В последние два-три года добыча сланцевого газа в США выросла в несколько раз и в 2009 году превысила 80 млрд куб. м, что соответствует 15% внутреннего потребления. По данным одного из производителей сланцевого газа Chesapeake Energy, затраты на добычу составляют $99 за 1000 куб. м, что позволяет ему успешно конкурировать на североамериканском рынке с СПГ даже в условиях кризиса и падения цен. Эксперты за прошедший год стали делать все более смелые прогнозы по добыче нетрадиционного газа. По оценкам выступавших на конференции CERAWeek в марте 2010-го, к 2035 году доля сланцевого газа в добыче США достигнет 50%.

 Из-за снижения потребления и роста собственной добычи США снизили импорт газа в 2009 году на 7%. При этом импорт СПГ вырос на 3 млрд куб. м, но был ниже, чем в 2003–2007 годах . Основными источниками импорта СПГ в США в 2009-м были Тринидад и Тобаго (52%) и Египет (35%). Вслед за бумом разработки нетрадиционного газа в США также в 2009 году увеличился интерес компаний к разработке аналогичных структур в Европе. В процесс уже включились Польша, Германия, Франция, Венгрия и другие страны. Европейский рынок располагает значительными запасами нетрадиционного газа. Однако, по оценкам экспертов, в частности Wood Mackenzie, европейские запасы не так экономически привлекательны, как американские, поэтому массовой разработки нетрадиционного газа в регионе в ближайшее время ждать не стоит. Во многом перспективы данного направления будут определяться успехом компаний, которые сейчас ведут разведку и тестовое бурение в Европе и возможностями модернизации европейского законодательства о недропользовании.

О значительных запасах сланцевого газа в мире известно давно, но только сейчас благодаря технологическому прорыву его добыча стала рентабельной. Уже в 2009 году сланцевый газ обеспечил более 15% всей добычи в США. И именно этот факт зафиксировало Министерство энергетики США буквально обвалило долгосрочные оценки импорта СПГ в страну – почти в 6 раз на 2025 год.  А по некоторым оценкам, США в скором времени вообще станет крупным экспортером СПГ.

Возможности по наращиванию добычи сланцевого газа велики. По данным МЭА, на территории Северной Америки залегает 233 трлн куб. м нетрадиционного газа, из которых 109 трлн кубометров – сланцевый газ. Общемировые запасы нетрадиционного газа оцениваются в 921 трлн куб. м, чего при текущем уровне потребления хватит на 305 лет.

Высокая активность компаний в области разведки и разработки сланцевого газа в последнее время отмечается и в Европе, где, по данным МЭА, его запасы составляют 16 трлн куб. м. В Азии – Royal Dutch Shell и BP ведут переговоры с Sinopec и PetroChina о сотрудничестве в области разведки и разработки китайских запасов сланцевого газа.

Сланцевый газ фактически установил низкую ценовую планку на североамериканском рынке и сместил баланс спроса и предложения в Атлантическом бассейне в сторону избытка предложения. И, похоже, производители СПГ – с высокой себестоимостью его производства – уже почувствовали, что риски невостребованности продукции возрастают.

 Выбор для российских компаний

 Мировой экономический кризис дал принципиальный импульс биржевой торговли газом в Европе. Спотовые цены на газ на протяжении года были ниже цен по долгосрочным контрактам, привязанным к нефти. Это стимулировало потребителей для закупок газа на бирже и привело к увеличению на 43% объемов торгов на спотовом рынке Европы.  По данным RWE по сравнению с 2007 годом объем торгов увеличился в 3,5 раза. Всего в 2009 году на спотовом рынке было продано 17% от европейского потребления газа.

Новые рыночные реалии приводят к изменению приоритетов, правил и принципов торговли. Энергетическая политика, падение спроса и разработка нетрадиционного газа значительно сузили потребность в импорте газа для США и Европы. Соответственно меняются и приоритеты поставщиков – все больший интерес они проявляют к странам Азии. Только с декабря 2009-го по март 2010 года достигнуты долгосрочные соглашения на поставку СПГ в Азию общей стоимостью более $100 млрд.

Все происходящее в области СПГ на азиатском рынке иначе как торговым бумом не назвать. А вот в Атлантическом бассейне на фоне избыточного предложения возрастает доля газа на рынке спотовых сделок. Потребители понимают, что биржевые цены на газ в среднесрочной перспективе будут ниже, чем привязанные к нефти, и стремятся не только расширять спотовую торговлю, но и частично привязывать к ее индексам долгосрочные контракты. При этом в сторону большей гибкости меняются и другие параметры контрактов – расширяется диапазон по условию «take or pay», смягчаются санкции за недобор газа.

Российский газ на зарубежных рынках ожидают сразу несколько неприятностей – снижение ожидаемых темпов роста спроса, ценовая неопределенность, риск невостребованности объемов в рамках ввода новых мощностей, конкуренция с нетрадиционным газом, усиление конкуренции с альтернативными поставщиками. Преимущественно эти риски касаются поставок в США и Европу.

Впрочем, и рынок СНГ существенно снизил импорт газа в 2009 году. Причем благодаря планам Украины в области энергосбережения, изменения энергобаланса, развития атомной и угольной энергетики – снижение экспорта газа в СНГ может стать не кризисным, а долгосрочным явлением. Это подтверждается последними прогнозами международных исследовательских организаций CERA и Wood Mackenzie.

Одним из способов снижения экспортных рисков является диверсификация рынков сбыта. Сегодня Азиатский регион становится более привлекательным для российского газа, чем Европа и США. Маленькое транспортное плечо, быстро растущий спрос, самые высокие цены СПГ – все это открывает широкие возможности для наращивания экспорта газа в восточном направлении. Для реализации новых проектов складывается и благоприятная политическая атмосфера – страны Азии заинтересованы в максимальном снижении своей зависимости от Ближневосточного региона. В этой ситуации необходимо использовать имеющиеся возможности по развитию газовой отрасли Восточной Сибири и Дальнего Востока, включая реализацию экспортного потенциала.

В складывающихся условиях необходимо быть и более гибкими при работе с потребителями, иначе можно легко потерять уже завоеванные позиции. Это наглядно продемонстрировал 2009 год, когда альтернативные поставщики с более дешевым газом смогли потеснить российский газ на традиционном для ОАО «Газпром» европейском рынке сбыта. Если не пойти навстречу желаниям потребителей, то дальнейшая потеря доли рынка неизбежна.

Главными направлениями изменения контрактов должны стать смягчение требований по условию «take or pay» и частичный переход на ценообразование, основанное на конкуренции «газ-газ», что в условиях переизбытка предложения означает более низкие цены. ОАО «Газпром» к настоящему времени во избежание осложнения отношений с партнерами согласилось в рамках отдельных контрактов не выставлять претензии за неотбор газа в 2009 году или перенести невыбранные объемы на другой период. В конце февраля 2010-го компания объявила и о переходе в контрактах с рядом европейских компаний (E.On Ruhrgas, ENI, Botas, GdF-Suez и др.) на более гибкую формулу определения цены на поставляемый газ – в ближайшие три года до 15% всего законтрактованного газа будет продаваться им по спотовым ценам, что означает частичную отвязку от нефтяных котировок.

На этом фоне внутренний газовый рынок, об убытках на котором ОАО «Газпром» заявляло на протяжении многих лет, может стать более привлекательным, чем экспортный. В 2009 году ОАО «Газпром» впервые получило прибыль от продаж газа в России в размере 70 млрд руб. С выходом внутреннего газового рынка на равнодоходность с экспортным он станет не менее финансово интересным, чем европейский. При этом сбытовые риски ниже. Спрос на газ в России будет расти более высокими темпами, чем в Европе. А для поставок не требуется строительство крупных дорогостоящих транспортных артерий, которые в определенных условиях могут оказаться недозагруженными. В дополнение к этому нет транзитных рисков, а потребитель не сможет переключиться на поставки газа из стран Африки или Ближнего Востока. Следовательно, внутренний рынок, на котором реализуется две трети добываемого газа, будет главным приоритетом российских газовых компаний.

Для успешной работы на внешних рынках компаниям необходимо оперативное отслеживание ситуации с адаптацией своих инвестиционных программ к рыночным условиям. А при реализации новых добычных и транспортных проектов, ориентированных на западное направление, следует заранее получать гарантии на загрузку вводимых мощностей, чтобы исключить угрозу неокупаемости проектов.

Сложности, с которыми сталкиваются российские компании на зарубежных рынках, характерны и для других экспортеров. Поэтому целесообразно координировать усилия производителей в рамках Форума стран – экспортеров газа для оценки перспектив развития мирового рынка и во избежание значительного ввода невостребованных мощностей, а значит, потерянных инвестиций.

Чтобы не оказаться в аутсайдерах, российскому бизнесу также очень важно не просмотреть новые тенденции и технологические прорывы в газовой отрасли. В частности, необходимо проведение собственных исследований в области разработки нетрадиционных запасов и обмен опытом с лидерами в этом направлении. Полученные знания могут быть использованы для реализации соответствующих проектов как в России, так и в третьих странах.


Tags: , , ,

Leave a comment

Автор: Олег Пуля

 Водяная мощь России (часть III)

1945 год принес СССР победу. Но не менее важным стало восстановление советской гидроэнергетики – и выход в середине 1950-х на мировой рынок энергетического оборудования

Великая Отечественная война нанесла громадный ущерб электроэнергетике Советского Союза. Было практически разрушено более 60 крупных электростанций общей мощностью 5,8 ГВт – не менее 50% всей установленной мощности, в том числе и значительная часть ГЭС, выведено из строя свыше 10 000 км линий электропередачи. К тому же было остановлено строительство ряда гидроэлектростанций общей мощностью около 1000 МВт. При этом оборудование многих электростанций и электротехнических заводов удалось демонтировать и вывезти из европейской части СССР на восток, что способствовало интенсивному развитию в годы войны энергосистем Урала, Сибири, Закавказья, Средней Азии и Казахстана. Следствием стало перераспределению доли регионов в общесоюзном балансе: за 1941–1945 годы удельный вес выработки электроэнергии увеличился для Средней Азии с 2,8 до 6,0%, для Сибири и Дальнего Востока – с 6,6 до 14,2%, для Урала – с 12,8 до 28,3%.

На Урале, Северном Кавказе, в Армении, Азербайджане, Грузии и Средней Азии началось строительство средних и малых ГЭС. За годы войны на новых ГЭС было введено в эксплуатацию 280 МВт, на восстановленных – 250 МВт мощности. И хотя даже в победном 1945 году общая мощность всех гидроэлектростанций СССР оказалась на 330 МВт ниже, чем в довоенном 1940-м, их мощность, считая восстановленные ГЭС, к концу 1945-го превысила 1260 МВт при годовой выработке 4,8 млрд кВт·ч, а доля ГЭС в общем производстве электроэнергии возросла до 11,2%.

 Все силы – на восстановление

 В 1944–1945-м и в первые послевоенные годы основные силы и ресурсы направлялись на восстановление порушенного хозяйства страны, приоритетными были скорейшее развитие индустрии и перевод предприятий на выпуск мирной продукции. И именно энергетике предстояло стать фундаментом для возрождения экономики.

Восстановление электростанций начали планировать еще в 1942–1943 годах, когда германская армия стояла под Москвой и Ленинградом и линия фронта колебалась в неустойчивом равновесии. А после того как вражеские войска начали постепенно откатываться на запад, вслед за наступавшими частями Красной армии в освобожденные от оккупантов районы выдвигались особые ремонтно-наладочные бригады, занимавшиеся подготовкой к восстановительным работам на ГЭС и ТЭС.

Первой была восстановлена Волховская гидроэлектростанция – работы там начались уже в январе – феврале 1942-го, и в конце апреля она дала первое электричество для осажденного Ленинграда. К концу 1943 года были пущены первые агрегаты взорванных немцами Баксанской и Гизельдонской ГЭС – важнейших гидростанций Северного Кавказа. С 1944-го шло восстановление подвергшихся наибольшему разрушению Днепровской, Нижнесвирской и Кегумской ГЭС, а также Ростовской, Харьковской, Брянской, Воронежской, Донбасской, Днепровской, Киевской энергосистем.

С учетом значительных разрушений на большинстве объектов электроэнергетики были приняты два главных принципа их восстановления. Первый – работы необходимо вести комплексно, с охватом всех звеньев энергетического хозяйства, от генерирующего источника до потребителя. Второй – при монтаже наименее поврежденных агрегатов, которые планировалось запустить в первую очередь, необходимо использовать части других машин, подлежащих восстановлению позже. Это, разумеется, позволяло запускать часть оборудования в крайне сжатые сроки – но разукомплектация приводила к последующему снижению темпов пуска оборудования и увеличению общей продолжительности ремонта электростанций. Справиться с этой проблемой помогала строжайшая инвентаризация и разработка графиков изготовления недостающих частей на энергомашиностроительных заводах и в реммастерских энергосистем.

Первейшей задачей восстановления энергетического хозяйства стало снабжение электричеством городов и деревень, уцелевших промышленных предприятий, а также обеспечение нужд фронта. Поэтому на начальном этапе восстанавливались именно те мелкие и средние электростанции, разрушения на которых были минимальными. В это время большую роль сыграли так называемые энергопоезда – небольшие мобильные электростанции. Паровоз служил парогенератором, на железнодорожных платформах монтировались турбоагрегат и конденсатор к турбине, а далее в двух крытых вагонах находились электрораспределительное устройство и жилые помещения. В 1943–1944 годах на освобожденных от оккупации территориях работало 19 энергопоездов общей мощностью 21 МВт – они снабжали электричеством Сталинград, Ростов, Харьков, Севастополь, Киев, также их направляли в районы Кривого Рога и Донбасса, в Крым, Белоруссию, Латвию, Литву и Эстонию. Вырабатываемая такими поездами энергия обеспечивала освещение, водоснабжение жилых домов, откачку воды из затопленных шахт, восстановительные работы в городском хозяйстве. Крайне важным было то, что на запуск энергопоезда обычно уходило не более двух-трех недель, тогда как для восстановления и пуска стационарных ГЭС и ТЭС требовались многие месяцы.

На втором этапе здания и сооружения электростанций и подстанций восстанавливались в довоенном виде, с обеспечением их прочности и надежности. Ввиду сложностей военного времени предусматривалось максимальное использование местных материалов, а также оборудования и механизмов, которые могли быть доступны во время войны или изготовлены своими силами. При этом максимально использовалось сохранившееся оборудование, которое при малейшей возможности модернизировали, чтобы повысить эксплуатационные и экономические показатели и увеличить мощность восстанавливаемых объектов. Главным было возрождение электроэнергетического хозяйства освобожденных от врага территорий на обновленной и технически совершенной основе – и советские энергетики эту нелегкую задачу выполнили.

Необходимо отметить, что в ходе восстановительных работ на освобожденных территориях в массовом порядке использовался фактически подневольный труд – причем на стройках работали не только заключенные исправительно-трудовых и проверочно-фильтрационных лагерей, но иностранные военнопленные и интернированные лица. В немалой степени именно их силами восстанавливали ДнепроГЭС, Нижнесвирскую и Нижнетуломскую ГЭС, многие другие электростанции. А после того как в 1947–1948 годах в соответствии с международными соглашениями было отпущено на родину более 2 млн военнопленных, к принудительному труду привлекли новые контингенты заключенных – сотни тысяч осужденных за «хищение государственного и общественного имущества» по указу Верховного Совета СССР от 4 июня 1947 года

Впрочем, труд заключенных широко использовался на строительстве электростанций и в 1930-е годы, и позже – практически до середины 1950-х. Еще до войны Главное управление лагерей гидротехнического строительства, занимавшееся возведением объектов электроэнергетики, было самым «весомым» хозяйственным подразделением НКВД. Капитальные затраты этого управления составляли в суммарном объеме вложений наркомата 22,7% (1,7 млрд из 7,3 млрд руб.). При этом количество заключенных, использовавшихся на строительстве ГЭС, исчислялось десятками тысяч – например, на 1 января 1953-го только в ИТЛ «Куйбышевгидростроя» содержалось около 46 000 человек. «Мы по-прежнему мало знаем о трагедии, которую пережила наша страна в 20–50-е годы прошлого века, – считает экс-председатель правления РАО «ЕЭС России» Анатолий Чубайс. – Испытываешь шок, знакомясь с новыми свидетельствами размаха и бесчеловечности «лагерной экономики»: достаточно сказать, что каждый мегаватт мощности первых волжских ГЭС обошелся в 40 человеческих жизней».

 ДнепроГЭС снова в строю

 Перед тем как в декабре 1943 – январе 1944 года уйти из Приднепровья под ударами наступающих советских войск, немецкая армия успела взорвать ДнепроГЭС и многие промышленные предприятия. Командование Вермахта удовлетворенно рапортовало в Берлин: «Двадцать пять лет – такой срок понадобится России, чтобы восстановить разрушенное».

Но возрождение гидроэнергетического флагмана ГОЭЛРО было определено как одна из главнейших задач, 23 февраля 1944-го Государственный Комитет Обороны (ГКО) принял постановление о восстановлении Днепровской ГЭС, и Наркомат электростанций направил туда все доступные силы и средства. Причем предварительно саперам пришлось извлечь из плотины более 360 тонн взрывчатки, заложенной немцами, а начались все работы с расчистки завалов из почти 250 000 кубометров раздробленного бетона.

Возрождение крупнейшей в Европе гидростанции поначалу шло с величайшим трудом – самыми «массовыми» инструментами, как когда-то в далеких 1920-х, оставались кирка и лопата, не хватало жилья, скудным было питание. Но вскоре из резервов, предназначенных для фронта, ГКО выделил строителям ДнепроГЭСа 44 грузовика, также прибыли армейская инженерно-строительная бригада и группа флотских водолазов, а железные дороги передали стройке несколько паровозов и 300 трофейных вагонов. Положение заметно изменилось к лучшему после того, как 1 декабря 1944 года ГКО принял второе постановление – «О мерах помощи Днепрострою по восстановлению ДнепроГЭСа». Поднимать из руин энергогигант теперь помогали 120 промышленных предприятий 53 городов СССР, в Запорожье шли эшелоны с Урала и из Сибири, Москвы, Ленинграда, Петрозаводска, Ташкента, Баку, строительный лес сплавлялся по Днепру через пороги, вновь открывшиеся с понижением уровня воды в водохранилище перед взорванной плотиной.

Много проблем возникло с заказанным в США новым оборудованием. Уже в 1946 году внешнеполитическая обстановка резко изменилась, постепенно начиналась эпоха «холодной войны» – и американцы, взявшиеся изготовить для ДнепроГЭСа полный комплект гидроагрегатов, сперва начали задерживать поставки, а затем и вовсе отказали в продаже оборудования. Вдобавок три уже поставленные на ДнепроГЭС турбины компании Newport News, поставлявшей для Днепростроя эту технику еще в 1931-м, оказались низкого качества. Но советские энергетики, несмотря на возражения американцев, решили частично использовать старое оборудование станции – и не ошиблись. А турбины и генераторы, которые отказались поставлять американцы, были изготовлены на заводах Ленинграда и Новокраматорска, при этом были выдержаны самые жесткие сроки, а техника получилась даже мощнее и надежнее американской.

К 1947 году были в основном восстановлены подпорные сооружения ДнепроГЭСа, первый гидроагрегат возрождаемой станции дал ток 3 марта 1947-го, а через три года, в июне 1950-го, приняла промышленную нагрузку последняя турбина. Благодаря более совершенным гидроагрегатам советского производства мощность ГЭС составила 650 МВт – на 16% больше довоенной. При этом станцию оборудовали самой современной техникой, был повышен напор, вырос полезный объем водохранилища.

 Малая энергетика

 Одной из главных задач послевоенных 1940-х для энергетиков стало участие в восстановление разрушенного за годы войны сельского хозяйства – электрификация деревень, совхозов и колхозов. Поэтому помимо строительства крупных ГЭС необходимо было широкое освоение энергии малых рек, и в СССР развернулось масштабное строительство малых гидростанций. А обязанности по подготовке кадров для строительства ГЭС малой и средней мощности были возложены на Московский гидромелиоративный институт им. В.Р. Вильямса. В одном только 1945 году было построено более 640 малых ГЭС общей мощностью 18 МВт. Закон «О пятилетнем плане восстановления и развития народного хозяйства на 1946–1950 гг.» потребовал «обеспечить массовое строительство в сельской местности небольших ГЭС», и к 1950-му в сельской местности работало уже около 6000 гидростанций суммарной мощностью 243 МВт – при этом их удельный вес в общей мощности электростанций, обслуживавших сельское хозяйство, составил 78%, в том числе малых ГЭС – 39%.

 Послевоенное строительство

 В ходе четвертой, послевоенной пятилетки (1946–1950) не только были практически завершены восстановление и реконструкция разрушенных во время войны ГЭС, но и широко развернулось строительство новых гидроэлектростанций.

Так, в Грузии в 1947 году было закончено строительство высоконапорной Храмской ГЭС-1 на реке Храми (мощность 113 МВт), для которой была возведена единственная в стране каменно-набросная плотина со стальным противофильтрационным экраном. В 1949-м на реке Нива в Мурманской области завершилось строительство первой в СССР подземной Нивской ГЭС-3 (мощность 154 МВт) с машинным залом на глубине 75 метров и деривационным подводящим туннелем длиной 2,78 км.

Начало 1950-х отмечено строительством крупных гидростанций на Волге – у городов Горького, Куйбышева и Сталинграда, на Днепре – Каховской и Кременчугской ГЭС, на Дону – Цимлянской ГЭС, а также Камской ГЭС. При этом Куйбышевская (Жигулевская) и Сталинградская (Волжская), а также менее масштабные Каховская и Цимлянская ГЭС возводились в рамках так называемых Великих строек коммунизма, и первые две из них стали действительно величайшими электростанциями СССР.

Куйбышевская ГЭС была пущена на полную проектную мощность – 2320 МВт – в 1957 году, Сталинградская ГЭС мощностью 2541 МВт принята правительственной комиссией в 1961-м. Волжские энергогиганты уверенно превзошли одну из самых крупных гидроэлектростанций США «Боулдер-Дам» («Дамба Гувера»), мощность которой даже сейчас, после установки в 1961-м дополнительных генераторов, составляет 2074 МВт (справедливости ради отметим, что мощность другой крупнейшей американской ГЭС – «Гранд-Кули», построенной в 1942 году, – уже тогда составляла более 6500 МВт). При этом и Куйбышевская, и Сталинградская ГЭС по годовому производству электроэнергии более чем в пять раз превосходили все вместе взятые электростанции Российской империи, выработавшие в 1913 году около 2 млрд кВт·ч (еще более разителен контраст по мощности – общая мощность всех ГЭС дореволюционной России составляла к 1917-му немногим более 16 МВт).

В 1954 году началось строительство Братской ГЭС на Ангаре, в 1956-м – Красноярской ГЭС на Енисее (после завершения строительства в 1967 и 1972 годах мощность этих станций составила 4515 и 6000 МВт). Можно также отметить Воткинскую ГЭС на Каме (начало строительства – 1955 год, мощность – 1000 МВт) и Саратовскую ГЭС (1956 год, мощность1270 МВт). Всего же с 1946 по 1958 год в СССР были построены и восстановлены 63 ГЭС общей мощностью 9600 МВт, выработка электроэнергии на ГЭС в 1958-м увеличилась до 46,48 млрд кВт·ч, а их доля в общем производстве электроэнергии возросла до 19,7%. За семилетку 1959–1965 было введено 11 400 МВт новых гидроэнергетических мощностей, и суммарная мощность всех советских ГЭС достигла 22 200 МВт.

 Советская гидроэнергетика – в мировых лидерах

 Годы послевоенных пятилеток – время перехода на качественно новый уровень развития электроэнергетики. В 1930-е годы в СССР началось формирование энергосистем, и к 1935-му уже существовали, в частности, Московская, Ленинградская, Днепровская и Донецкая энергосистемы. После того как в 1950-х было начато строительство мощного гидроэнергетического каскада на Волге, энергосистемы Центра и Средней Волги были объединены ЛЭП 400 кВ «Куйбышев – Москва», обеспечившей выдачу мощности Куйбышевской ГЭС. А строительство ЛЭП 500 кВ, перебрасывавшей в систему «Мосэнерго» электроэнергию от всего каскада ГЭС на Волге, обеспечило параллельную работу энергосистем Центра, Урала и Средней и Нижней Волги. Происходило также формирование объединенных энергосистем (ОЭС) Центра, Урала, Сибири, Юга, Волги, Закавказья, Северо-Запада, Северного Кавказа и Казахстана, при этом строились линии электропередачи сверхвысокого напряжения (400, 500, 750 кВ), соединяющие крупные энергосистемы. В результате объединения ряда ОЭС в 1962 году была создана Единая энергосистема (ЕЭС) европейской части СССР – и к 1970-м она стала самой крупной и надежной энергосистемой мира.

Если Российская империя в производстве электроэнергии занимала в 1913 году 8-е место в мире и 6-е в Европе, то СССР уже к 1950-м вышел на 2-е место в мире. При этом растущая экономика нашей страны требовала все более мощных ГЭС, и в 1950-е годы начался активный процесс концентрации гидроэнергетической мощности – впоследствии за два десятилетия (1961–1980) доля гидростанций мощностью 1000 МВт и более возросла в 1,6 раза, достигнув 64,6% суммарной установленной мощности ГЭС. При этом единичная мощность гидроагрегатов росла по мере развития отечественных машиностроения и электротехнической промышленности. Так, уже в 1950-е годы бесспорным лидером в области гидрогенераторов стал ленинградский завод «Электросила», отлично зарекомендовавший себя поставлявшимися для Волжских ГЭС машинами в 105 МВт (в 1958-м они были перемаркированы на 127 МВт). А на Братской ГЭС в 1962-м были установлены 18 ленинградских генераторов по 250 и 225 МВт.

Продукция советского энерго- и электромашиностроения с 1950-х годов вполне соответствовала мировым стандартам качества, и это позволило СССР развернуть масштабный экспорт основного и вспомогательного энергетического оборудования. В результате к 1957 году 10% мощностей на электростанциях всего мира обеспечивалось турбинами и генераторами «Электросилы» – при том что работали также заводы в Свердловске, Харькове, Сызрани... Появление на мировом рынке энергетического оборудования нового мощного конкурента начало вызывать все растущее беспокойство на Западе – и особенно в Соединенных Штатах. Советское лидерство в производстве оборудования для ГЭС быстро стало для Америки вопросом большой политики, и в 1960–1970-х годах Конгресс США вынужден был направить в энергетику – и особенно в гидроэнергетику – миллиардные государственные субсидии для повышения конкурентоспособности американской продукции. Вот такой необычной нежданно-негаданно оказалась одна из экономических причин холодной войны…

Продолжение – в следующем номере


Tags: , , ,

2 comments or Leave a comment

Автор: Сергей Зайцев

Наука конкуренции

Смогут ли российские энергетические гиганты догнать западных конкурентов

В конце прошлого года президент Дмитрий Медведев провел заседание Комиссии по модернизации и технологическому развитию российской экономики. Озвучив плачевные результаты инновационной деятельности, он призвал нефтегазовые госкомпании активнее вкладывать средства в научно-технический прогресс. Критика была заслуженной, но российским гигантам будет сложно тягаться с ушедшими далеко вперед западными концернами. Гораздо лучшие перспективы с точки зрения финансовой отдачи имеет не нефтегазовая наука, а атомная.

Мировые ориентиры

Согласно справке, подготовленной к декабрьскому совещанию у президента, общий объем инвестиционных программ крупнейших госкомпаний в нынешнем году превысит 2 трлн руб. Доля инновационных денег в этом объеме ничтожно мала – всего 40 млрд руб., или около 2%. На этом Медведев сделал особый акцент.

Не менее половины научных инвестиций сегодня приходится на нефтегазовые компании. Один только «Газпром», как рассказал глава компании Алексей Миллер, в 2008 году потратил на НИОКР более 11 млрд руб., а в январе – сентябре прошлого года – уже 12 млрд руб. Эффективность исследований тоже растет: в прошлом году компания (без учета дочерних компаний) зарегистрировала 45 патентов против 33 в 2008-м.

По данным PFC Energy, в 2007 году «Газпром» был на восьмом месте в мировом рэнкинге по расходам на НИОКР с показателем около $450 млн против более $1 млрд у Royal Dutch Shell. Правда, в процентах от выручки компания вкладывает в инновации вдвое меньше денег, чем «Газпром».

Сегодня в расчете на тонну условного топлива «Газпром» дает на инновации 29 центов, «Сургутнефтегаз» – 39 центов, у «Татнефти» этот показатель чуть ли не вдвое выше – 72 цента. Татарская нефтяная компания в прошлом году зарегистрировала 158 патентов против 131 в 2008 году – показатель по мировым меркам очень и очень высокий.

Но и «Татнефти» далеко до Royal Dutch Shell. Британско-голландская компания уже несколько лет удерживает мировое лидерство по инновациям. На тонну условного топлива она вкладывает в науку $5,7, вторая в мире по этому показателю – Exxon Mobil – $3,0. Разница между компаниями в количестве зарегистрированных патентов тоже впечатляет. В 2003–2007 годах Royal Dutch Shell ежегодно патентовала в среднем более 250 изобретений, количество патентов в прошлом году превысило 1000.

Китайцы вырвались вперед

В ноябрьском обзоре корпоративных инноваций Европейской комиссии «Газпром» среди нефтегазовых компаний занял лишь девятое место, уступив одну строчку по сравнению с данными PFC Energy двухлетней давности. Россию среди 2000 компаний вообще представляют только «Газпром» и «Лукойл». Для «Татнефти» и «Сургутнефтегаза» места не нашлось. Как и для другой госкомпании – «Роснефти», – которая, судя по всему, осталась за бортом заслуженно. На НИОКР в 2008 году она, по словам Медведева, выделила всего $11 млн – на порядок меньше, чем «Лукойл».

Китай в обзоре Еврокомиссии представлен тремя нефтегазовыми компаниями, причем лидер страны – PetroChina – расположилась на втором месте. За ней следует бразильский PetroBras, который опережал «Газпром» и три года назад. Если просуммировать показатели всех компаний, представляющих ту или иную страну, получится, что Китай и Бразилия входят в пятерку крупнейших мировых инвесторов в нефтегазовую науку. Они вкладывают больше, чем Россия, не только номинально, как Royal Dutch Shell, но и в процентах от выручки. По оценке компании Battelle, Китай – второй по конкурентоспособности инвестор в исследования на тему энергетики и экологии после Германии.

 Правильное направление

 Традиционные топливно-энергетические технологии даже в мире не являются лидерами по инновациям. В последнем рейтинге консалтинговой компании Booz & Co – The Global Innovation 1000 – в двадцатке крупнейших мировых спонсоров НИОКР нет ни одной компании, представляющей ТЭК. Как подсчитали аналитики, из $532 млрд, вложенных в науку в 2008 году, на ТЭК приходится менее 1%. С большим отрывом лидируют здравоохранение, высокие технологии и оборонка.

Структура мировых энергетических инноваций также говорит о том, что одними нефтяниками и газовиками модернизацию экономики не провести. Последняя статистика Международного энергетического агентства (МЭА) свидетельствует, что в ископаемое топливо крупнейшие страны мира сейчас инвестируют мало – около 12% средств. При этом по ряду модных сегодня направлений в этой области, например сланцевому газу, СПГ или работе на шельфе, у российских компаний компетенции практически отсутствуют. Быстро приобрести их вряд ли получится, сколько денег ни трать.

В обзоре Еврокомиссии по списку электроэнергетических компаний вполне логично лидируют французские AREVA и Electricite de France, специализирующиеся на атомной генерации. В процентах от выручки первая легко даст фору Royal Dutch Shell, вкладывая в инновации чуть ли не каждый двадцатый доллар. Около $900 млн в науку в 2008 году вложили японские компании, где атом тоже в большом почете. По данным МЭА, атомная энергетика сегодня является главным получателем научных инвестиций – 39% всех вложений. По этому показателю ей уступает даже тема энергетической эффективности и возобновляемых источников энергии (включая водородные топливные элементы), которая является одним из приоритетов и для России. На нее приходится около трети вложений.

Учитывая риски, связанные с ядерными технологиями, большую часть средств на инновации в этом секторе придется дать государству, а не компаниям. В начале февраля российское правительство утвердило федеральную целевую программу «Ядерные энерготехнологии нового поколения на период 2010–2015 годов и на перспективу до 2020 года», которая будет на 85% финансироваться из бюджета. Деньги пойдут на создание двух с половиной десятков новых ядерных технологий, работа над которыми будет сопровождаться ростом числа научных публикаций и патентных заявок. Возможно, именно атомное направление сможет кардинально улучшить научный имидж России.

Tags: , , ,

Leave a comment

Автор: Филипп Рябов

Особенный завод

Государственная нефтяная компания «Роснефть» построит в Китае нефтеперерабатывающий завод. Это будет не просто первый построенный россиянами за рубежом НПЗ – в самой России такие заводы не строились уже больше 30 лет

«Роснефть» подписала-таки с крупнейшей китайской нефтегазовой корпорацией CNPC соглашение о принципах совместного строительства нефтеперерабатывающего завода на территории Китая. Для российской стороны это означает выход на стратегически важный рынок, поскольку нефтеперерабатывающие мощности в Китае уже имеют все крупнейшие нефтяные компании мира. Китай, по сравнению с европейскими и американскими стандартами, имеет очень низкую обеспеченность населения автомобилями. Поэтому, как прогнозирует Мировое энергетическое агентство, местный автопарк и потребление бензина в ближайшие десятилетия будут расти очень высокими темпами. Застолбить за собой место на этом рынке для российских нефтяников было принципиально важно.

НПЗ будет построен на территории промышленной зоны Линьган на севере Китая, около города Тяньцзинь, который объявлен правительством национальной базой развития нефтяной промышленности КНР. Помимо завода и нефтехимического комплекса там будет построено нефтехранилище. Завод сможет перерабатывать 15 млн тонн нефти ежегодно и может быть введен в эксплуатацию в 2012 году.

Поставлять на него будут как российское, так и китайское сырье. Возводить НПЗ «Роснефть» будет совместно с CNPC. Для этого проекта еще в прошлом году компании зарегистрировали совместное предприятие дочерней структуры CNPC – PetroChina (ей в СП принадлежит доля в 51%) и «Роснефти» (49%) под названием «Российско-китайская восточная нефтехимическая компания».

Для сбыта нефтепродуктов, которые будет производить завод, компании договорились создать внушительную сеть автозаправочных станций – она будет включать в себя от 300 до 500 автозаправок на территории Китая. Строить (или покупать) их партнеры будут также совместно.

Переговоры с CNPC по этому проекту «Роснефть» ведет с 2006 года. Разработка технико-экономического обоснования проекта строительства завода завершена, говорил еще в сентябре президент «Роснефти» Сергей Богданчиков. Согласно более ранним заявлениям Богданчикова, рентабельность проекта минимум в 20% была одним из главных условий участия в нем российской стороны. А судя по тому, что Богданчиков удовлетворен получившимся в результате проектом, это условие соблюдено.

Все согласования документа с российской стороны получены. А вот заключения государственной экспертизы со стороны Китая не было до последнего момента – вплоть до приезда Путина в Китай, что заставило понервничать российских участников переговоров. Хотя по ряду вопросов, включая финансирование проекта, у сторон до сих пор «разные мнения», рассказывают чиновники Минэнерго, близкие к переговорам.

На первых этапах переговоров предполагалось, что совместное предприятие «Роснефти» и CNPC будет финансировать строительство завода на 35%, а оставшееся предоставят китайские банки. Но в какой-то момент Китай предложил увеличить расходы, которые приходятся на долю совместного предприятия (т.е. вложить побольше собственных средств, а не заемных).

Разница между партнерами состоит в том, что «Роснефть» по уши в долгах, чего не скажешь о CNPC (ее активы оцениваются в $93 млрд, при этом долговая нагрузка минимальна). А стоимость строительства нефтехимического комплекса в Китае – недешевое удовольствие, хотя и оценивалась очень по-разному: разброс оценок был от $3 млрд до $7 млрд. Разработанное в итоге технико-экономическое обоснование проекта строительства НПЗ предусматривает затраты вообще на уровне $9 млрд.

Окупятся ли такие гигантские вложения? Сам по себе НПЗ в Китае, как мы уже отмечали, будет выгоден «Роснефти» как минимум с точки зрения выхода на стратегически важный рынок. Если в проект действительно заложена 20%-ная рентабельность, его экономическая обоснованность тоже не вызывает сомнений. Строительство или приобретение сети АЗС обойдется партнерам (в зависимости от количества входящих в нее автозаправок) в сравнительно небольшие деньги – от $200 млн до $350 млн. А поставки нефтепродуктов с собственного НПЗ, конечно, сделают проект еще более рентабельным, поскольку позволят получать дополнительную маржу от розничных продаж.

Проект может быть еще более выгодным, если Китай наконец решится на постепенную либерализацию рынка нефтепродуктов. Пока что цены на нефтепродукты в Китае регулируются государством. Это приводит к тому, что цена бензина в этой стране примерно на 15% ниже, чем в России (сейчас розничные цены на высокооктановый бензин составляют около $0,65 за литр).

Переговоры о деталях строительства совместного НПЗ в Китае продолжаются. В ноябре российская делегация, включая руководителей правительства, вновь посетит Китай. Разногласия еще остаются. Например, Китай не устраивает продвижение совместного проекта по добыче сырья и геологоразведке в России – в 2006 году «Роснефть» и CNPC учредили для этих целей совместное предприятие «Восток Энерджи», но с тех пор в его копилке оказалось лишь два участка в Иркутской области.

Но у «Роснефти» есть сильный козырь – «зеркальный» проект по строительству НПЗ в России совместно с другой крупнейшей китайской корпорацией Sinopec. Проект НПЗ рассчитан на переработку 20 млн тонн нефти в год и стоит $22 млрд. Он тоже пока на стадии обсуждения. Но CNPC воспринимает его как конкурирующий, поэтому для «Роснефти» это весомый аргумент в переговорах.

Tags: , ,

Leave a comment

Чем нам запомнился 2009 год. 15 главных событий в энергетике

 Обвал цен на нефть
 
Новый 2009 год Россия встретила с ценой нефти $38,4 за баррель. После непрерывного роста цен, длившегося восемь лет, пережить это было непросто. Ведь всего за полгода до этого, 11 июля 2008-го, на торгах в Нью-Йорке западнотехасский сорт нефти установил исторический рекорд – $147,27 за баррель. В те дни даже прогноз в $200 за баррель не казался фантастическим. Но уже через неделю после пикового подорожания случился обвал: с летнего максимума к декабрю нефть подешевела в четыре раза.

Рекордная капитализация, которой так гордились российские нефтегазовые компании, рухнула. К началу 2009 года «Газпром» стоил $85 млрд, хотя за полгода до этого председатель правления «Газпрома» Алексей Миллер заявил, что через 10 лет концерн будет стоить $1 трлн. Президент «Роснефти» Сергей Богданчиков ставил на среднесрочную перспективу цель в $200 млрд. Но в начале этого года капитализация его компании снизилась до $40,7 млрд.

Нефтяники стали в длинную общую очередь за деньгами госбанков. «Роснефть» первой получила деньги ВЭБа. Очень помог и китайский кредит на $25 млрд, который в феврале получили «Роснефть» и «Транснефть».

Под Новый год правительство подарило нефтяникам новую методику расчета экспортной пошлины – теперь ставка пересматривается раз в месяц. Был снижен и налог на добычу полезных ископаемых. Появилось много надеж на дружбу с ОПЕК. Казалось, что Россия вот-вот в нее вступит. Но – не сложилось.

Нефтекомпании затянули пояса: «Лукойл» снизил капзатраты на 55%, «Газпром нефть» – на 35%, ТНК-ВР – на 25%. Непрерывный с 1998 года рост добычи нефти закончился: по итогам 2008-го она упала на 1,4%.

К счастью, заканчивается 2009 год более радостно – баррель нефти стоит уже около $78. С весны нефтяники приободрились и начали скупать зарубежные активы, сильно подешевевшие из-за кризиса.

 Газовая война с Украиной

 Несмотря на интенсивные переговоры, «Нафтогаз Украины» и российский «Газпром» в декабре 2008 года так и не смогли подписать прямой контракт о поставке газа на Украину – а это главный транзитный путь в Европу (свыше 70% экспорта). Спорных вопросов было три: цена газа для Украины, тариф на транзит российского газа в Европу и долг «Нафтогаза» перед «Газпромом».

В результате Россия 1 января 2009 года перекрыла Украине газ, а та – прервала транзитные поставки в Европу. Когда 13 января «Газпром» начал пробную прокачку газа в сторону Балкан и Словакии, Украина не открыла кран со своей стороны. Затем последовал новый раунд интенсивных переговоров. В результате газ пошел к европейским потребителям только 20 января.

Своей главной победой «Газпром» считает высокую цену на газ для Украины. Отныне и до 2019 года базовая цена установлена в размере $450 за 1000 куб. м, но будет корректироваться раз в квартал в зависимости от динамики цен на мазут и дизтопливо за предыдущие девять месяцев. Правда, плата за транзит российского газа по территории Украины тоже будет измеряться по европейским меркам. Кроме того, в результате газовой войны был устранен газовый посредник между Россией и Украиной – компания Rosukrenergo.

Прямые убытки «Газпрома» в ходе конфликта, по его оценке, превысили $2 млрд. Стратегические потери гораздо больше – сразу же после возобновления поставок страны Евросоюза начали обсуждать альтернативных поставщиков топлива и маршруты его доставки в обход России.

 Спор о газопроводе в Европу
 
Чем ближе следующий новый год, тем сильнее нарастает обеспокоенность европейцев газовыми проблемами. Официальная российская позиция состоит в том, что в отключениях был виноват транзитер – Украина. И в целях минимизации «украинского» риска мы построим два новых газопровода – Nord Stream и «Южный поток».

Согласование обоих проектов в последнее время сильно продвинулось. В октябре и ноябре согласие предоставить свои территориальные воды для Nord Stream дали Дания и Швеция, ожидается согласие Финляндии. К «Южному потоку» недавно присоединилась Словения, закрыв сухопутный участок газопровода (ранее согласие на строительство газопровода дали Болгария, Сербия, Венгрия и Греция). Осталось получить добро от Турции на строительство морского участка.

То есть Европа, немного поупиравшись, вроде бы согласилась на российский вариант диверсификации поставок газа, поставив под сомнение проект газопровода Nabucco.

Но это с какой стороны посмотреть: летом межправительственное соглашение о строительстве газопровода Nabucco подписали представители Турции, Австрии, Венгрии, Болгарии и Румынии. О согласии пустить свой газ в Nabucco заявила Туркмения, власти Ирака также предположили, что какое-то количество газа они могут отдать Nabucco.

Соотношение сил может меняться и в дальнейшем. А конкуренция «Южного потока» и Nabucco позволяет странам-транзитерам играть на этом соревновании проектов с выгодой для себя.

 Первая зима без РАО ЕЭС

 Прошлая зима была особенной: энергетическая система страны встретила ее в радикально обновленном состоянии. Впервые не было РАО ЕЭС и привычной системы производственных отношений. Даже осенью 2008-го никто не мог точно сказать, как в условиях холодов будет функционировать энергетическая система, состоящая не из одного, а из нескольких сотен производителей и поставщиков. Условия задачи сильно усложнил финансовый кризис, нарушивший инвестиционные планы энергетических компаний.

Для обеспечения надежного энергоснабжения впервые были созданы правительственная Комиссия по надежному энергоснабжению (Федеральный штаб) и в каждом из субъектов – региональные штабы. Все боялись аварий и веерных отключений.

Но был фактор, который помог электроэнергетике противостоять всем проблемам, – это аномально теплая зима. К тому же из-за кризиса и замедления роста экономики сильно снизилась потребность в электроэнергии, поскольку компании сворачивали производственные планы и капитальные стройки. Поэтому опыт выживания в новых условиях энергетики получили в относительно щадящем режиме.

В апреле министр энергетики Сергей Шматко провел Всероссийское совещание по итогам прохождения субъектами электроэнергетики осенне-зимнего периода 2008–2009 годов. Где сообщил, что «серьезная озабоченность руководства страны о прохождении осенне-зимнего периода без РАО ЕЭС снята». Ни серьезных аварий, ни крупномасштабных отключений потребителей не случилось. Даже в условиях кризиса не было и обвала неплатежей. Все получилось.

 Авария на Саяно-Шушенской ГЭС
 
В августе 2009 года в России произошла масштабная техногенная катастрофа. Из-за запредельных нагрузок взорвался второй гидроагрегат Саяно-Шушенской ГЭС. Три из 10 генерирующих гидроагрегатов ГЭС были полностью уничтожены, а все остальные повреждены. Трагедия сопровождалась многочисленными человеческими жертвами: на момент катастрофы на территории ГЭС находилось около 300 человек, включая ремонтный и привлеченный персонал. В итоге авария унесла 75 жизней.

Причины аварии параллельно расследовали комиссия Ростехнадзора, прокуратура и парламентская комиссия. Коротко их выводы сводятся к тому, что износившееся и неисправное оборудование станции работало с запредельной нагрузкой – авария была неизбежна.

Виновниками аварии Ростехнадзор считает бывшего главу РАО ЕЭС Анатолия Чубайса и его команду. Согласно тексту доклада парламентской комиссии, причастными к аварии признано руководство компании «РусГидро», генеральный директор СШ ГЭС, главный инженер станции, его заместители, руководитель техслужбы ГЭС, частичную ответственность несет и компания «Ракурс» (компания устанавливала систему автоматической защиты второго гидроагрегата ГЭС).

Восстановление станции оценивается в 40 млрд руб. Оно займет несколько лет. Все это время недовыработку энергии придется компенсировать выработкой региональных угольных теплоэлектростанций.

Катастрофа на Саяно-Шушенской ГЭС поставила вопрос о системе обеспечения безопасности на всех гидроэлектростанциях страны.

 Китайский нефтяной кредит
 
Беспрецедентный кредит от Китайского банка развития получили в 2009 году российские «Роснефть» и «Транснефть». Китайская сторона предоставила им $25 млрд в обмен на гарантии поставки 15 млн тонн нефти в Китай в течение 20 лет.

Из этой суммы $15 млрд предоставлены «Роснефти», а $10 млрд – «Транснефти». Часть этих денег предназначена для строительства ответвления на Китай от нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан». Стройка уже началась, закончится в следующем году. Мощность отвода составит 15 млн тонн нефти в год, но не исключен рост до 30 млн тонн.

По сумме и срокам это рекорд для России: 20-летних контрактов на поставку в общей сложности 300 млн тонн нефти у нас еще не было. Ставка по кредиту вполне приемлемая – около 6% годовых. Проблема только в том, как выполнить обещание, данное китайцам.

Нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан» даже если и заработает в срок, столкнется с тем, что его нечем заполнять. На новых месторождениях Восточной Сибири в следующем году добыча в лучшем случае выйдет на 18 млн тонн. Поэтому нефть в Китай пока будет перегоняться из Западной Сибири.

 Борьба за Арктику

Россия обозначила свои амбиции по одному из важнейших направлений развития нашей страны – северному. Наша страна считает своими 18% территории Арктики – а это без малого 3,8 млн кв. км. Осталось лишь закрепить все это официально. Бороться есть за что: Северный Ледовитый океан хранит более 90 млрд баррелей нефти и 47 трлн кубометров газа.

По международным правилам прибрежное государство обладает суверенными правами на разведку, разработку и охрану природных и минеральных ресурсов на шельфе. Конвенция ООН указывает, что его территория не может простираться дальше 350 миль (650 км) от границы территориального моря, но допускает исключения. Если подводные горы или плато, отдаленные от материка более чем на 350 миль, являются его продолжением, граница шельфа устанавливается в 100 милях от изобаты (линии, соединяющей равные глубины) 2500 м. Полярная экспедиция на атомном ледоколе «Россия» летом 2007 года, по мнению ее участников, доказала, что хребет Ломоносова, заканчивающийся ближе чем в 300 милях от Гренландии, и хребет Менделеева, почти достигающий полюса, – продолжение Сибирской платформы.

Но у исследователей дна есть разные мнения – не исключено, что хребты могут оказаться перешейками, соединяющими части древнего материка, который некогда объединял Евразию и Северную Америку. Датские и канадские ученые могут объявить их частью своего шельфа. Этот спор точно надолго. Переговоры об освоении Штокмановского газоконденсатного месторождения, находящегося на бесспорно российском шельфе Баренцева моря, начались в середине 1990-х, а компания по освоению создана только в 2008 году.

 Усиление Сечина

В минувшем году вице-премьер Игорь Сечин, курирующий ТЭК, стал фигурой номер один в правительстве – конечно, после Владимира Путина. Еще год назад его называли серым кардиналом, но в уходящем году он закрепил за собой статус главного переговорщика от России по энергетическим вопросам.

Если до сих пор под его влиянием была только нефтяная отрасль, в этом году он стал принимать ключевые решения в электроэнергетике и влиять на дела «Газпрома».

Сечин возглавляет совет директоров компании «Интер РАО», крупнейшей энергетической компании, оставшейся после расформирования РАО ЕЭС. В 2009 году эта компания стала центром новой консолидации в энергетике, в нее понемногу вливаются бывшие активы РАО ЕЭС. «Интер РАО» уже стала вторым после «Газпрома» игроком на энергетическом рынке.

Расследование аварии на Саяно-Шушенской ГЭС тоже оказалось на руку Сечину. Вице-премьер возглавил комиссию по ликвидации последствий, и она пришла к выводу, что главные виновники – Анатолий Чубайс и его команда. В результате руководить «РусГидро» стал дружественный Сечину человек.

Подводя итоги года на недавней встрече с президентом Медведевым, Сечин не упустил возможности подчеркнуть, что эффективны только те отрасли, которыми он руководит лично, а в остальных провал. План доходов от сырьевого экспорта, говорил он, перевыполнен на 31%, но только за счет нефтянки (особенно постарались «Роснефть» и «Сургутнефтегаз»). А вот газовый экспорт снизился на 10%.

 Замена плана ГОЭЛРО

 Правительство скорректировало план ввода новых мощностей в электроэнергетике на 2009–2011 годы. В апреле прошло заседание кабинета министров по вопросам развития электроэнергетики, после которого стало ясно: правительство разделяет опасения энергетиков относительно возможного образования излишков мощностей и, как следствие, неокупаемости инвестиций в новые станции.

Генеральная схема размещения энергообъектов до 2020 года была пересмотрена. Сроки ввода мощностей частными компаниями сдвинуты, а новые стройки будут вестись в первую очередь в энергодефицитных регионах.

Объем мощностей, которые частным генерирующим компаниям нужно ввести в строй в 2009-м, сокращен на 65%, государственным – на 2%. Согласно скорректированному прогнозу, в текущем году будет введено 3,6 ГВт новых мощностей (из них 1,6 ГВт придется на долю частных генерирующих компаний). За три года будет введено около 5,8 ГВт, для этого потребуется порядка 1,8 трлн руб. инвестиций.

Составители Генеральной схемы казались чрезмерными оптимистами даже до кризиса. Ведь согласно этому документу, в 2006–2010 годах предполагалось построить 36,1–46,8 ГВт новых мощностей, потратив на это 6,7 трлн руб. За 15 лет планировалось ввести в строй (с учетом вывода старых мощностей) 186 ГВт, или по 12,4 ГВт в год.

Неудивительно, что план ввода новых мощностей не выполнялся с самого начала, а усилилось отставание в 2008 году, когда изменилась система управления отраслью и грянул кризис.

 Энергостратегия-2030
 
Энергетическую стратегию России до 2030 года Минэнерго готовило больше года, правительство согласовало ее в августе, а утвердило в середине ноября.

Кризис не спутал чиновникам карты – производство энергоносителей будет расти. Согласно документу, до 2030 года развитие ТЭКа потребует $2,4–2,8 трлн инвестиций (в ценах 2007-го), или в среднем по $108–126 млрд в год.

Лидер по будущим затратам – энергетика и ЖКХ: на них приходится почти половина всех инвестиций в ТЭКе ($1,1–1,5 трлн до 2030 года). Ведь, согласно Энергостратегии-2030, спрос на электричество будет неизменно расти, а ЖКХ требует серьезной модернизации. За 22 года установленная мощность российских электростанций должна вырасти вдвое до 355–445 ГВт, т.е. по 6–10 ГВт ежегодно. Производство электроэнергии к 2030 году также вырастет в два раза.

Для производителей нефти и газа тоже прогнозируется рост, но далеко не такими темпами. Добыча нефти за 22 года прибавит всего 9–10% к уровню 2008 года, газа – 33–42%. В среднем ежегодный рост по нефти запланирован на уровне 0,4%, по газу – 1,3–1,6%.

Новая Энергостратегия отличается от предыдущих не только уточненными расчетами, прогнозами и балансами. Энергостратегия-2020 представляла собой набор пожеланий относительно того, что надо бы сделать для усовершенствования условий развития ТЭКа до 2020 года, но не давала инструментария для решения этой задачи. Новая стратегия дает широкий набор инструментов государственной экономической политики, объясняя, как применять их в каждом конкретном случае – через налоговую политику, государственную поддержку инвестиций, структурные реформы и т.д.

 Приватизация «Роснефти»

 Дефицит бюджета привел правительство к мысли возобновить масштабную приватизацию госсобственности. В числе активов, которые могли пойти «с молотка», вице-премьер Игорь Шувалов назвал «Роснефть». Какую долю акций предполагалось продать, он не уточнил (сейчас через «Роснефтегаз» государству принадлежит 75,16% акций). Оценить возможные доходы государства от приватизации нескольких госкомпаний, в том числе «Роснефти», было поручено Росимуществу.

Между тем в проекте программы приватизации на 2010–2013 годы «Роснефти» не оказалось. Хотя интрига сохраняется – программа все еще не утверждена и постоянно корректируется. В правительстве явно нет согласия по этому вопросу.

За продажу «Роснефти» выступает вице-премьер Игорь Шувалов. Он еще в 2006 году, сразу после IPO «Роснефти», заявил, что «через три года в России появится полностью частная нефтяная компания с добычей более 100 млн т и капитализацией под $100 млрд». Шувалов предлагал и дальше продавать акции госкомпании через биржу, не давая в одни руки больше 10%. 100 млн т «Роснефть» добыла в 2007 году, купив активы ЮКОСа, а дороже $100 млрд последний раз стоила в августе 2008-го.

Продавать такой весомый актив во время спада на рынке – не самая лучшая идея, говорят аналитики. В будущем, по мере восстановления рынков, сделать это можно будет гораздо дороже. Да и «Роснефть» сейчас в привлечении средств не нуждается. Но возможно, приватизация отложена по другой причине. Говорят, что против продажи «Роснефти» выступает вице-премьер Игорь Сечин, который возглавляет ее совет директоров. Сам он от комментариев на эту тему отказывается.

Очевидно, что вопрос о приватизации «Роснефти» окончательно не решен и в новом году вокруг нее будет сломано немало копий.

 Соглашение по климату
 
Угроза всемирного потепления становится реальностью, и человечество пытается ей противостоять. На согласование итогового международного документа по климату – на смену истекающему в 2012-м Киотскому протоколу – в декабре в Копенгаген съехались руководители 193 стран.

Суть Киотского протокола состоит в том, что страны-участницы распределяют между собой квоты на допустимые объемы выбросов парниковых газов в окружающую среду. Те государства, которые не выбирают свою квоту, могут продать излишки тем, которые хотели бы норму превысить. Инвестиции в обмен на проекты по энергосбережению – еще одна форма реализации Киотского протокола.

В «Копенгагенском соглашении» страны договорились добиваться удержания роста мировой температуры в пределах двух градусов по Цельсию, но без указания единого параметра по сокращениям выбросов парниковых газов. По расчетам ученых, для достижения заявленной цели к 2050 году необходимо сократить выбросы на 50% от уровня 1990-го. Россия готова пойти на сокращения выбросов на 10–15% от уровня 1990 года и выделить на финансирование проектов в развивающихся странах $200 млн.

В соглашении вопрос финансирования борьбы с изменениями климата изложен обтекаемо: «Развитые страны ставят цель совместной мобилизации $100 млрд ежегодно к 2020 году на нужды развивающихся стран». Эта цифра была обозначена Всемирным банком. Пока что развитые страны согласились выделить бедным странам $30 млрд на период 2010–2012 годов.

 Атомный союз

 На мировом атомном рынке большая перестановка – германский концерн Siemens создает совместное предприятие с российской госкорпорацией «Росатом». Полномасштабное ядерное сотрудничество будет осуществляться как на рынках России и Германии, так и в третьих странах, где новая транснациональная корпорация займется строительством атомных электростанций «под ключ».

Сейчас стороны находятся в завершающей стадии согласовании документов для создания СП. Окончательно стратегическое партнерство будет оформлено к 1 марта 2010 года. «Росатом» может получить мажоритарный пакет акций.

Договоренности Siemens и «Росатома» могут существенно изменить ситуацию на глобальном ядерном рынке, где до последнего времени действовали четыре крупнейших игрока – Areva NP, консорциум японской Toshiba Corporation и американской Westinghouse, консорциум General Electric и Hitachi, а также «Росатом».

На ядерном рынке Siemens работал в рамках совместного предприятия с французской компанией Areva – Areva NP. Но в январе 2009-го руководство концерна решило выйти из этого проекта, поскольку Siemens не был удовлетворен ролью младшего партнера, а возможностей усилить свои позиции в СП практически не имел.

Areva очень недовольна предстоящей сделкой, поскольку считает, что соглашение Siemens с «Росатомом» противоречит договору 2001 года, условия которого запрещают Siemens вступать в конкуренцию с Areva.

 Поход в Венесуэлу

 Политика венесуэльского президента Уго Чавеса привела к тому, что страну покинули многие мировые нефтегазовые корпорации. Им на смену приходят российские.

Венесуэла владеет крупнейшими запасами нефти и газа в Латинской Америке – ее недра хранят 5,2 трлн куб. м газа и 142,3 млрд баррелей нефти (второе место в мире). Дружба России с Венесуэлой базируется главным образом на продаже оружия. Но в уходящем году ее также укрепляли российские нефтяники и газовики.

Пять крупнейших российских нефтегазовых компаний – «Роснефть», «Лукойл», ТНК-BP, «Сургутнефтегаз» и «Газпром» – создали консорциум с венесуэльской государственной компанией PDVSA. У каждой компании по 20%, руководители будут меняться.

«Роснефть» хочет развивать и самостоятельный проект в Венесуэле – ей интересен блок Дельта-Сентро в дельте реки Ориноко, ресурсы нефти там составляют около 100 млн тонн.

А «Газпром» пришел в Венесуэлу раньше остальных. Он уже начал бурить поисковые скважины на одном из блоков в Венесуэльском заливе – Урумако-1. По разным оценкам, ресурсы блоков Урумако достигают 80–190 млрд кубометров газа. Тридцатилетнюю лицензию на блоки Урумако «Газпром» выиграл на тендере в 2005 году за $40 млн.

 Первый завод СПГ

 Компания Sakhalin Energy в феврале открыла первый в России завод по производству сжиженного природного газа (СПГ). Завод строился шесть лет, на него ушло $3,9 млрд инвестиций. Запуск несколько раз откладывался. На проектную мощность – 9,6 млн т – завод выйдет уже в 2010 году. Это около 7% от японского импорта (один из крупнейших покупателей СПГ в мире).

Проблем со сбытом у нового предприятия явно не будет. Большая часть продукции уже законтрактована на 20 лет вперед. Около 65% газа с нового завода пойдет по долгосрочным контрактам в Японию, остальное – в Корею и Северную Америку.

С новым заводом Россия становится 11-м по величине экспортером СПГ. Следующий подобный завод может появиться только через пять лет.
 

Tags: , , ,

1 comment or Leave a comment
Автор: Дарья Ермолова

Союз дракона и медведя

Китайская экономика остро нуждается в российских нефти и газе. А российская – в китайских инвестициях и перспективном рынке. Почему же совместные энергетические проекты тормозятся столько лет.

От Москвы до Пекина пассажирский поезд едет целую неделю, а самолет летит семь часов. Жителю европейской части России кажется, что Китай очень далеко. Но, несмотря на расстояния, экономические связи между нашими двумя странами вроде бы должны становиться все крепче – благополучие России основано на торговле энергоресурсами, а Китаю они нужны как воздух. Взаимный интерес очевиден.

Экономика Китая вступает в период ресурсного голода. С 1998 года в стране наблюдается очень быстрый рост потребления нефти – 90% за 10 лет. Даже мировой кризис не стал помехой для экономического роста мощного азиатского дракона – в то время как ВВП большинства стран рухнул, китайская экономика в уходящем году продолжала наращивать обороты, снизив темпы роста «всего лишь» до 6% ВВП. Впрочем, уже с III квартала 2009-го Китай вновь начал ускорять темпы экономического роста. И первым в ответ на это ускорение вырос импорт энергоресурсов.

 Нефтегазовая воронка

 В течение многих десятилетий Китай обходился собственными природными запасами нефти, но в 1990-е страна была вынуждена начать покрывать дефицит сырья за счет импорта. Китай уже является третьим крупнейшим импортером нефти в мире после США и Японии, обеспечивая 8,4% мировой торговли нефтью. В 2008 году объем импорта сырой нефти Китаем достиг 179,3 млн тонн. При этом разрыв между добычей внутри страны и потреблением становится все более ощутимым (в 2008-м китайская экономика потребила 375,7 млн тонн нефти). По оценкам Международного энергетического агентства, импорт нефти Китаем вырастет с 4,3 млн баррелей нефти в сутки в 2008 году до 13,1 млн в 2030-м. Страна будет обеспечивать за счет импорта около 70% внутреннего нефтяного спроса.

То же самое скоро начнется в области природного газа. В прошлом году Китай впервые потребил газа больше, чем добыл. А значит, совсем скоро он станет одним из ведущих мировых импортеров газа. В 2010-м объем спроса на природный газ в Китае достигнет 100 млрд куб. м, при этом объем производства газа должен составить 80 млрд куб. м – иными словами, КНР в следующем году импортирует около 20 млрд куб. м голубого топлива.

В дальнейшем разрыв между добычей и потреблением будет расти еще более стремительно. Национальная комиссия развития и реформ прогнозирует, что к 2020 году внутреннее потребление газа в Китае достигнет 210 млрд куб. м в год. По оценке одной из крупнейших нефтегазовых компаний China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), потребление природного газа в Китае к 2030-му составит 320–380 млрд куб. м в год. Поэтому сейчас Китай лихорадочно ищет возможности для получения дополнительных объемов энергоресурсов из других стран.

Средства у Поднебесной есть. Огромные золотовалютные резервы КНР (около $2 трлн) дают возможность финансировать крупные зарубежные инфраструктурные проекты и нефтегазовые контракты. Если раньше Китай большую часть своих резервов тратил на покупку гособлигаций США, то после кризиса он сделал вывод, что гораздо оптимальнее раздавать эти деньги добывающим странам под обязательства будущих поставок ресурсов.

КНР пытается обеспечить себе прямой доступ к ресурсам по всему миру – с помощью разработки месторождений силами китайских корпораций или участия в акционерном капитале местных компаний, в собственности которых находятся месторождения. А в случае невозможности первых двух вариантов – путем заключения прямых долгосрочных контрактов.

Экспансия на зарубежные сырьевые рынки нередко осуществляется на условиях «кредиты в обмен на льготные поставки». «Предоставление кредитов иностранным нефтегазовым компаниям на условиях льготных поставок» и «расширение участия китайских компаний в освоении нефтегазовых ресурсов за рубежом» названы приоритетными направлениями государственной энергетической стратегии КНР. Главные направления китайской сырьевой экспансии – Ближний Восток, Средняя Азия, Африка и Россия.

К примеру, в ноябре 2009 года бразильская государственная нефтяная компания Petroleo Brasileiro SA и China Development Bank подписали соглашение о предоставлении китайской стороной кредита в размере $10 млрд. Эти средства Petrobras использует для финансирования своей программы развития до 2013 года. Кредит будет выдан несколькими траншами, в обмен на него бразильская компания в течение 10 лет будет поставлять нефть китайской компании Sinopec. В первый год предусмотрена ежедневная поставка 150 000 барр., в последующие девять лет она увеличится до 200 000 барр. в день.

К крупнейшая в КНР нефтегазовая корпорация China National Petroleum Corp. (CNPC) сейчас ведет переговоры о покупке 75% в аргентинской YPF (дочернее предприятие испанской Repsol), приобретает добывающие активы казахстанского АО «Мангистаумунайгаз».

В сентябре CNPC объявила о получении кредита от China Development Bank на $30 млрд. Эти средства компания намерена направить на финансирование дальнейших сделок по приобретению нефтяных активов за пределами Китая. Как заявил президент CNPC Цзян Цзэминь, кредит поможет компании «реализовать ее зарубежную стратегию и укрепить энергетическую безопасность страны». Вице-президент CNPC Чжоу Цзипин отметил, что покупка зарубежных активов «будет ключевой стратегией компании в текущем году», поскольку сейчас их стоимость невелика. Общие инвестиции китайских энергокомпаний за рубежом составили в 2009 году $12 млрд и по сравнению с тем же периодом прошлого года выросли на 80%.

 Деньги Востока

Часть инвестиций направляется традиционным поставщикам. Львиную долю нефти Китай сейчас закупает в странах Ближнего Востока. Основные его поставщики – Саудовская Аравия и Иран, вместе с Анголой они обеспечивают около 48% импорта нефти. В 2008 году Иран обошел Саудовскую Аравию и стал крупнейшим ближневосточным поставщиком Китая. Но тот не останавливается на достигнутом и продолжает вкладывать большие средства в иранские месторождения. В январе 2009-го Пекин и Тегеран подписали соглашение об освоении компанией CNPC иранского нефтяного месторождения Северный Азадеган. Его запасы оцениваются в 6 млрд барр., а ежедневный объем извлекаемой нефти может составить от 75 000 до 150 000 барр. в день. Сумма сделки составила $1,76 млрд.

Стратегия, которую использует Китай, чтобы завоевывать зарубежные ресурсы, ярче всего проявляется в Африке. Когда в середине 1990-х китайское правительство впервые заинтересовалось африканскими ресурсами, объем торговли Китая со всем Черным континентом был на уровне $5–6 млрд в год. В 2003 году эта цифра выросла до $18 млрд, а к 2008-му достигла $100 млрд.

Сегодня практически во всех африканских странах отмечается заметное экономическое присутствие Китая. Он получает треть своего импорта из Африки, при этом крупнейшие поставщики – Ангола, Экваториальная Гвинея и Судан. Кроме того, нефть в КНР идет с месторождений Чада, Нигерии, Алжира и Габона.

Особенность китайской экспансии – в отсутствие со стороны Пекина неудобных вопросов о правах человека, реформах и демократии, чего требуют от своих африканских партнеров компании из стран Европы или США. Судан, который по политическим причинам на протяжении десятилетий находится вне зоны доступа западных нефтяных компаний, стал одним из ключевых поставщиков нефти на китайский рынок – каждый день в КНР отгружается 600 000 барр. суданской нефти.

Еще один пример – Гвинея. В то время как на Западе с ужасом смотрели на подавление гвинейской хунтой демонстраций протеста, КНР объявила, что планирует усилить свое экономическое присутствие в этой стране. Через зарегистрированный в Гонконге China International Fund китайские власти намерены вложить как минимум $4,4 млрд (в будущем эта цифра может вырасти до $7 млрд) в строительство портов, железных дорог, электростанций, недорогого жилья и даже нового делового центра в столице страны Конакри. В обмен на эти инвестиции Гвинея создаст национальную горнодобывающую корпорацию, которая пригласит китайские компании в качестве «стратегических партнеров». Сделка с военной хунтой подразумевает, что китайские компании получат доступ к природным ресурсам Гвинеи, включая перспективные нефтяные месторождения.

Важнейшим потенциальным источником углеводородов для Китая выступает Средняя Азия – прежде всего Казахстан и Туркменистан. В 2009 году CNPC купила 48% «Мангистаумунайгаза», пятого по объемам добычи в стране. А в октябре китайский фонд China Investment Corp. приобрел за $939 млн 11% компании «Разведка и добыча Казмунайгаз», производственной «дочки» национальной нефтяной компании Казахстана. В целом на сегодняшний день китайцы контролируют уже 23% нефтедобычи Казахстана.

По итогам первого полугодия 2009 года Китай, ранее занимавший 9-е место среди стран – источников инвестиций в Казахстан, вырвался на первое место. Денежный поток из КНР за полгода более чем утроился (по сравнению с первым полугодием 2008-го) и достиг $4,9 млрд.

Большая часть этих денег идет на строительство инфраструктуры для транспортировки углеводородов – в частности, на возведение газопровода Туркменистан – Китай (Среднеазиатский трубопровод), часть которого проходит по территории Казахстана. Стоимость проекта оценивается в $20 млрд, из которых на строительство казахстанского участка приходится $6,5 млрд.

Протяженность газопровода превышает 9000 км. Он пройдет из Восточного Туркменистана по территории Узбекистана и Казахстана в Синьцзян-Уйгурский автономный район Китая, где будет соединен с газотранспортной системой «Запад – Восток». Строительство северной ветки газопровода, идущей от китайско-казахстанской границы до Шанхая, должно завершиться к концу 2009 года, южной ветки, идущей до Гуанчжоу, – к 2011 году.

После сдачи в эксплуатацию Среднеазиатского трубопровода Туркменистан будет в течение 30 лет поставлять в КНР до 40 млрд куб. м газа ежегодно. Сырьевой базой для нового газопровода будут месторождения Правобережья Амударьи с оценочными ресурсами в 1,7 трлн куб. м газа.

Китайские чиновники сейчас изучают и возможность строительства отдельного газопровода из Казахстана в Китай пропускной способностью 10 млрд куб. м в год (с возможностью расширения до 30 млрд куб. м в год). А из Туркмении КНР собирается не только перекачивать покупной газ, но и добывать топливо собственными силами. Минувшим летом China Development Bank и Туркменистан подписали кредитное соглашение на $4 млрд. Средства будут вложены в нефтегазовое туркменское месторождение Южный Иолотань, которое по объему запасов занимает четвертое место в мире.

Еще один потенциальный поставщик углеводородов в Китай – Венесуэла. Китай вкладывает $2 млрд в разработку нефтяного «Пояса Ориноко» и в месторождения Зумано. Если в 2004 году Венесуэла продавала Китаю 12 000 барр. нефти в день, то в 2006 году – уже 200 000, а к 2011-му стороны планируют довести эту цифру до 500 000 барр. Эта нефть будет поставляться в Китай на новые нефтеперерабатывающие заводы, строящиеся специально под венесуэльскую тяжелую нефть. Чтобы застолбить за собой Венесуэлу, Пекин, согласно подписанным в 2005 году соглашениям, инвестирует $9 млрд в развитие венесуэльской инфраструктуры, а также в горнодобывающую, сельскохозяйственную и телекоммуникационные отрасли.

 Отстающая Сибирь

 Россия в этом длинном списке энергетических партнеров Китая пока занимает далеко не первое место. До сих пор в КНР поставляется совсем немного нефти (на российскую нефть приходится лишь 6,5% нефтяного импорта Китая) и вообще не поставляется газ. Не парадокс ли это?

Ведь недалеко от границы с Китаем находятся огромные запасы российских углеводородов – по последним оценкам, суммарные извлекаемые запасы нефти восточносибирских месторождений по категории АВС1 составляют 595 млн тонн, текущие газовые запасы по категориям АВС1 – 3,82 трлн куб м. А прогнозные запасы оцениваются вообще в 36,6 трлн куб. м газа. Ясно также, что освоение Восточной Сибири требует грандиозных затрат и отечественному бизнесу эти затраты не под силу.

С другой стороны, есть Китай, для которого доступ к источникам сырья – вопрос выживания. А российские нефть и газ – наиболее оптимальный и взаимовыгодный вариант удовлетворения его возрастающих потребностей. Не только потому, что российские запасы сырья находятся вне конкуренции с другими странами по своим объемам. У нас с Китаем еще и общая граница, и мы не сталкиваемся с необходимостью возить энергоресурсы по морю и договариваться со странами-транзитерами, как это происходит в случае с Европейским союзом.

Почему же тогда так медленно развиваются совместные проекты? Отчасти ответ на этот вопрос находится в политической сфере. Наше общество с дореволюционных времен слышит предостережения о «китайской угрозе». По этой причине наращивание торгово-экономических связей с Китаем у части российской политической элиты до сих пор вызывает тревогу. Кроме того, наша национальная гордость долго не давала признать тот факт, что Китай рассматривает Россию главным образом как поставщика сырья и строить сотрудничество с ним нужно, исходя из этого.

Но если взглянуть на статистику внешней торговли, все иллюзии рассеиваются: мы для Поднебесной давно уже являемся в основном поставщиками сырья. По данным Минэкономразвития, в поставках из России в Китай в первом полугодии 2009 года на долю минерального сырья приходилось 47%, древесины и целлюлозно-бумажных изделий – 17,7%, продукции химпрома – 12,9%, металлов – 12%. В импорте России из Китая машины, оборудование и транспортные средства занимают 44,8%. Изменить такой расклад сил в торговом обмене крайне сложно.

Сырьевой характер российского экспорта в Китай будет только нарастать. Согласно «Энергетической стратегии до 2030 года», доля восточного рынка в экспорте российской нефти возрастет с нынешних 6% до 20–25%, в экспорте газа – с 0% до 20%. Иными словами, к 2030 году 82 млн тонн нефти и 73,5 млрд куб. м газа будет ежегодно направляться в Юго-Восточную Азию.

 Нефть в обмен на…

 На пути расширения сырьевого потока из России в Китай стоят два препятствия – отсутствие нефте- и газопроводов и соглашения о цене, которая бы устраивала обе стороны.

Первая проблема решается: «Транснефть» возводит нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан». Труба длиной 2757 км и мощностью 30 млн тонн в год проходит от Тайшета (Иркутская область) до Сковородино (Амурская область). Этот участок, называемый первой очередью ВСТО, должен быть запущен уже в декабре 2009 года. Предусмотрено также строительство нефтеналивного терминала в тихоокеанской бухте Козьмино. Вторая очередь ВСТО – от Сковородино до Козьмино – планируется длиной 1963 км и мощностью 30 млн тонн в год с расширением до 50 млн тонн (и соответственно, с расширением мощности всего нефтепровода до плановых 80 млн т).

Окончание строительства нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий океан» намечено на конец 2013 – начало 2014 года. В сентябре 2009-го трубопровод начал работать в реверсном режиме на участке 1105 км от Талакана до Тайшета. Но сроки запуска нефтепровода уже несколько раз переносились.

В 2009 году Россия и Китай договорились о том, что на китайские деньги будет построено ответвление от ВСТО до китайской границы Сковородино – Мохэ длиной 65 км и пропускной способностью 15 млн тонн нефти в год. А дальше, по территории Китая, нефтепровод будет продолжен до Дацина (протяженность трубы составит около 1000 км). Строительство ответвления уже ведется. Первые поставки нефти из системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» в Китай должны начаться в 2011 году.

Договоренность о строительстве «китайского» ответвления ВСТО – часть знаменитого нефтяного соглашения между Китаем и Россией. В феврале 2009 года «Роснефть» и «Транснефть» взяли у Китая $25 млрд в кредит под обязательства поставок 300 млн тонн нефти в течение 20 лет. Хотя за эти годы только «Роснефти» придется заплатить китайцам почти $11 млрд в виде процентов, кредитные ставки вполне приемлемые (около 6% годовых). Вопрос только в том, как будут потрачены кредитные деньги. Было бы логично, если бы китайские инвестиции пошли на восточносибирские проекты. Но пока происходит ровно наоборот.

Добыча в России падает: в январе – сентябре 2009 года рост добычи нефти и конденсата составил всего 0,6%. В этих условиях дополнительные поставки в Китай будут означать снятие объемов с европейского направления. Ведь даже по самым оптимистичным прогнозам, добыча нефти в Восточной Сибири выйдет в следующем году на 18 млн тонн в лучшем случае.

Уже официально объявлено, что на первом этапе нефтепровод «Восточная Сибирь – Тихий океан», в том числе и ответвление на Китай, придется заполнять нефтью с месторождений Западной Сибири. Более того, сейчас строится не только ВСТО, но и система, которая должна связать Западную Сибирь с китайскими потребителями. В Китай пойдет нефть как раз с тех восточносибирских месторождений, с которых вполне можно вести поставки в Европу.

Например, уже началось строительство трубы Пурпе – Самотлор протяженностью около 400 км, которая затем будет соединена с системой «Восточная Сибирь – Тихий океан». Это позволит перекачивать 25 млн тонн нефти из Западной Сибири в восточном направлении. Стоимость строительства нефтепровода оценивается в 38 млрд руб.

Также с Пурпе планируется соединить Ванкорское месторождение через собственный трубопровод «Роснефти» Ванкор – Пурпе (протяженность 556 км, мощность – 33 млн тонн). «Роснефть» уже объявила огромную стоимость этого проекта – около 120 млрд руб. Сейчас ведутся переговоры о передаче трубы Ванкор – Пурпе «Транснефти», что будет означать дальнейшее расширение ее мощности, включая и подключение к ней месторождений других компаний (например, Русского месторождения ТНК-ВР).

Перекачивать в Китай нефть из Западной Сибири при нынешних тарифах на прокачку нерентабельно. Но выполнять соглашение с китайцами придется. Если же тариф на прокачку с западных месторождений отменить, то государство будет терять на этом огромные деньги – около $9 млрд каждый год. Складывается впечатление, что после долгих лет торпедирования совместных проектов мы ударились в другую крайность и стремимся расширить поставки нефти в Китай любой ценой, даже за счет собственных потерь.

Правительство выдало нефтяникам беспрецедентный набор налоговых льгот – для европейского и китайского направлений предусмотрены разные пошлины (нефть в Китай будет экспортировать дешевле). Для восточносибирской нефти на три года вообще предусмотрено освобождение от экспортных пошлин. Кроме того, нефтяники получат ускоренный возврат НДС на импортное оборудование и государственные гарантии для инвестиционных проектов по глубокой переработке нефти. Льготы предусмотрены и на поставку стройматериалов и оборудования, необходимых для строительства нефтепровода в Китай.

Все это означает, что экспорт на Восток в реальности будет дотироваться за счет поставок на Запад.

 Газовый узел

 С газом мы можем попасть в ту же ловушку. Можно и в этом случае взять «предоплату» за будущие поставки по льготной (для Китая) цене, соблазнившись перспективным газовым рынком. Но последствия могут оказаться тяжелыми. К примеру, китайцы хотели бы видеть главной ресурсной базой для транспортировки российского газа Ковыктинское месторождение.

Это месторождение – одно из немногих в Восточной Сибири, относительно которого у специалистов есть понимание, какова будет цена добытого там газа. А она, скорее всего, будет одной из самых низких в Восточной Сибири. Неслучайно Китай несколько лет назад предлагал для определения экспортной стоимости газа на границе отталкиваться от себестоимости добычи на Ковыктинском месторождении. Но газ, добытый там, гораздо рентабельнее поставлять в Европу, а не в Китай.

Цена газа – один из самых главных камней преткновения между Россией и Китаем. Первое рамочное соглашение о газовых поставках стороны заключили еще в 2004 году, но переговоры о цене длятся до сих пор. Россия настаивает на равновыгодных ценах с Европой или хотя бы приближенных к ним. Китай хотел бы льготную цену – на уровне $100–150 за тысячу кубометров газа, что почти в четыре раза ниже цены европейского экспорта.

Во время визита премьера Владимира Путина в Китай в октябре 2009 года «Газпром» и китайская CNPC подписали новое «Рамочное соглашение об основных условиях поставок природного газа из России в Китай». Суммарный объем поставок может составить 60 млрд куб. м в год. Это примерно половина всего газового экспорта России, запланированного на 2009-й, и вдвое больше, чем прошлогодние поставки газа в Германию, которая сейчас является крупнейшим покупателем российского газа.

Главная новость – цена газа. Согласно документу, она будет определяться по формуле, привязанной к стоимости корзины нефтепродуктов в Японии. Правда, пока в соглашении будет прописана только эта привязка, а не сама формула. Полноценный контракт по газу с четко определенными формулой цены, объемами поставок и обязательствами сторон может появиться в начале следующего года. Важная победа российских переговорщиков – уход от китайской формулы цены (по этой формуле цена газа была привязана к стоимости угля, в результате чего и получались смешные цифры $100–150 за тысячу кубометров).

Но считать переговоры близкими к завершающей стадии преждевременно. Помимо цены сторонам еще предстоит договориться о ресурсной базе будущих поставок, объемам, гарантиям спроса на перспективу. Прежде чем по всем этим вопросам будут достигнуты соглашения, серьезно говорить о начале строительства инфраструктуры нельзя. «Газпром» неоднократно заявлял, что не будет строить новые газопроводы, пока не получит гарантий сбыта газа по приемлемым для себя ценам. И его позиция обоснованна.

Однако в рамочном соглашении между «Газпромом» и CNPC мы опять видим ту же тенденцию, что и с нефтяными российско-китайскими контрактами. По соглашению «Газпром» должен построить соединительный трубопровод на Алтае и газопровод Хабаровск – Владивосток (как вариант – с веткой на Харбин), которые позволят поставлять газ Западной Сибири и Сахалина в систему китайских газопроводов. Начаться эти поставки должны уже в 2015 году. Перспективы разработки газовых месторождений Восточной Сибири и строительства магистрального газопровода в этом регионе остаются туманными.

Китайцы в отношениях с Россией реализуют ту же стратегию, что и с другими странами – поставщиками сырья. Большие деньги сейчас в обмен на льготные поставки энергоносителей в будущем – вот принцип Китая. В этом есть много выигрышных позиций и для российской стороны. Развивать экономическое сотрудничество с Поднебесной нужно. Но оно должно быть разумным и выгодным для нас. Китаю нужно предлагать поставки с тех месторождений, которые действительно выгоднее разрабатывать с расчетом на китайский рынок. А искусственно привязывать Китай к своей ресурсной базе, тем более ценой серьезных денежных потерь – не самый разумный и довольно опасный путь.

 Совместные проекты в энергетике

 В России:

В 2006 году китайская CNPC (49%) и российская «Роснефть» (51%) создали совместное предприятие «Восток-Энерджи». В 2007-м СП «Восток-Энерджи» приобрело лицензии на Западно-Чонский и Верхнеичерский лицензионные участки в Иркутской области. Планируется проведение комплекса геологоразведочных работ и добыча углеводородов на лицензионных участках.

В 2006 году китайская Sinopec и «Роснефть» вместе стали акционерами «Удмуртнефти». Эта компания ежегодно добывает около 6 млн тонн нефти на территории России.

В марте 2007 года Sinopec и «Роснефть» заключили соглашение о разведке и освоении Венинского блока месторождений на шельфе Сахалина (проект «Сахалин-3»). Доли участия сторон распределены следующим образом: «Роснефть» – 74,9%, Sinopec – 25,1%.

В Китае:

В январе 2005 года был подписан пятилетний контракт между «Роснефтью» и CNPC на поставку нефти по железной дороге в Китай. Законтрактованный объем поставок составляет 48,4 млн тонн. Российская нефть в Китай поставляется также по трубопроводу Атасу – Алашанькоу.

В 2007 году «Роснефть» (49%) и CNPC (51%) организовали СП «Китайско-российская восточная химическая компания» для строительства НПЗ в Тяньцзине и организации сбытовой сети нефтепродуктов, включающей 300–500 АЗС.

Рассматривается возможность участия компании «Роснефть» совместно с Sinopec в модернизации НПЗ в г. Шицзячжуан и строительстве НПЗ в г. Цаофэйдянь.

«Атомстройэкспорт» в 2007 году сдал в эксплуатацию два энергоблока Тяньваньской АЭС в провинции Цзянсу мощностью 2,0 ГВт.

Восточная энергетическая компания поставляет электроэнергию китайской государственной корпорации State Power Grid Company. Экспорт электроэнергии из России в Китай на 2009–2011 годы запланирован в годовом объеме 3,6–4,5 млрд кВт.ч, на 2012–2015 годы – в объеме 18 млрд кВт.ч, после 2015-го – 38 млрд кВт.ч.

Российская угольная компания СУЭК осуществляет поставки угля в Китай. На 2009 год законтрактован 1 млн тонн.


Tags: , , , , , ,

Leave a comment

Автор: Олег Пуля

Водяная мощь России (часть II)

В годы Великой Отечественной Войны  сильней всего пострадало гироэлектроэнергетическое хозяйство оккупированной части страны, а на востоке создавались новые станции.

К концу 1930-х, неимоверным напряжением сил выполнив первые два пятилетних плана, Советский Союз уверенно вошел в число ведущих индустриальных держав. В 1937 году, с завершением второй пятилетки, по суммарному производству промышленной продукции он занимал первое место в Европе и второе в мире. Это позволило почти полностью отказаться от импорта во всех областях экономики и обеспечивало оборонно-стратегическую самодостаточность – военный паритет со странами Западной Европы позволял теперь общаться с ними на равных. Такие успехи окрыляли, и еще более амбициозный третий пятилетний план (1938–1942) потребовал практически удвоить производство промышленной продукции – намечалось, что его прирост превысит суммарный прирост, достигнутый за две первых пятилетки. И основой для очередного невиданного рывка советской экономики должна была стать электроэнергетика.

К этому времени уже были сформированы крупнейшие энергетические системы – Московская, Ленинградская, Днепровская, Горьковская и Уральская, на энергоснабжение Ленинграда работала не только Волховская, но и Нижнесвирская ГЭС, на Кольском полуострове – Нивская-2 и Нижнетуломская гидростанции, на Украине – крупнейшая в Европе Днепровская ГЭС, гидростанции канала им. Москвы – Сходненская, Иваньковская, Карамышевская и Перервинская, построены гидростанции в Средней Азии, на Северном Кавказе, в Грузии и Армении. За несколько месяцев до войны были пущены в эксплуатацию первые два агрегата Угличской ГЭС с самыми мощными в мире турбинами Каплана (ЛМЗ), строилась Рыбинская ГЭС. Успехи, в том числе и в гидроэнергетическом строительстве, были очевидны, но с 1937 года темпы ввода новых мощностей начали заметно отставать от запланированных. Замедление развития энергетики вызывало явное беспокойство руководства страны, и прошедший в середине марта 1939-го XVIII съезд ВКП(б) потребовал «в области электрохозяйства ликвидировать имеющуюся частичную диспропорцию между большим ростом промышленности и недостаточным увеличением мощностей электростанций, с тем чтобы рост электростанций не только опережал рост промышленности, но и обеспечивал создание значительных резервов электрических мощностей».

Исходя из осложнившейся международной обстановки и военно-стратегических интересов СССР были скорректированы планы строительства электростанций. Вместо тепловых и гидроэнергетических гигантов, возведение которых требовало времени и огромных материальных и финансовых ресурсов, решено было сосредоточиться на сооружении средних и мелких ТЭС и ГЭС мощностью до 25 МВт в центре и на востоке европейской части СССР, в Сибири, на Урале и в Средней Азии. Поворот в сторону строительства малых электростанций был заведомо экономически неэффективным шагом, который к тому же усугубил крайне напряженную проблему с темпами ввода новых мощностей, – но, похоже, в сложившейся стратегической обстановке другого выхода не оставалось.

Глава Совнаркома Вячеслав Молотов на том же XVIII съезде ВКП(б) заметил: «Недавно товарищ Сталин специально поставил вопрос <…> о строительстве ряда гидростанций в Донбассе и на Урале. Донбасс крайне нуждается в дополнительной энергии. Почему бы не использовать для этой цели реку Донец, построив на ней одну или две гидростанции не гигантского масштаба, но таких, которые могут дать немало электроэнергии? Не хватает электроэнергии в Свердловске и Челябинске. Почему бы не использовать реки Исеть, Чусовую, Миас, сосредоточив и здесь гидростанции? Этим была бы оказана значительная помощь Уралу в электроснабжении».

Между тем с конца 1939 года руководству электроэнергетического хозяйства страны стала поступать информация «сверху» об осложнении положения на западных границах СССР и о возможном развитии событий по военному сценарию. А к началу лета 1941-го, когда неизбежность скорой войны с Германией не вызывала сомнений, подготовка к переводу энергетики на военные рельсы уже шла полным ходом. Основное внимание уделялось энергосистемам Москвы и Ленинграда, а также объектам на западе европейской части страны. Электростанции и подстанции камуфлировались для защиты от налетов бомбардировочной авиации, обеспечивалась их светомаскировка, формировались аварийные резервы оборудования и запчастей, уязвимые части зданий и энергоагрегатов прикрывались от взрывной волны и осколков, строились убежища и медицинские пункты для персонала, разрабатывались меры по бесперебойному энергоснабжению стратегических и промышленных объектов.

Разумеется, времени и сил катастрофически не хватало и далеко не все эти мероприятия удалось завершить до начала войны, но советские электроэнергетики во многом сумели смягчить удар, который фашистская Германия нанесла по СССР 22 июня 1941 года…

 Эвакуация

Уже 30 июня 1941-го был образован Государственный Комитет Обороны (ГКО) – высший орган управления, наделенный всей полнотой власти в СССР на время чрезвычайных военных обстоятельств. Одной из основных его задач стала экстренная эвакуация из западных областей страны главных объектов народного хозяйства и промышленности, оказавшихся под угрозой уничтожения или захвата немецкой армией. И, разумеется, необходимо было эвакуировать оборудование и обслуживающий персонал электростанций – именно энергетикам предстояло сыграть важнейшую роль в быстром наращивании промышленного потенциала восточных регионов СССР, без чего не удалось бы противостоять мощному натиску военной машины Германии.

Эвакуацией на восток энергетической техники и обслуживающего ее персонала занимался Наркомат электростанций, который с апреля 1940-го возглавлял Андрей Летков, а общий контроль осуществлял Михаил Первухин, с апреля 1940-го зампредседателя Совнаркома, до этого руководивший Наркоматом электростанций и электропромышленности. Работая на износ, в крайне тяжелых условиях первых месяцев войны, под бомбежками и артобстрелами, энергетики смогли демонтировать и перевезти значительную часть основного и вспомогательного оборудования электростанций, эвакуировать специалистов, а главное – буквально «с колес» развернуть работу спасенных энергетических предприятий на Урале и в Сибири. При малейшей возможности проводился полный демонтаж всего оборудования, и оно отправлялось в тыл железнодорожными составами в комплектном виде, включая кабель и запасные части, что позволяло так же быстро смонтировать и запустить оборудование в тылу. Но линия фронта в конце лета и осенью первого года войны неудержимо сдвигалась на восток, и часто эвакуация происходила, когда бои шли буквально рядом с электростанциями, – тогда вывозились только главные агрегаты: турбины, генераторы, трансформаторы. Но случалось, что времени не хватало и для этого…

Наиболее сложным оказался демонтаж уникального оборудования крупных ГЭС. Поэтому в случае непосредственной угрозы захвата электростанций противником приходилось в спешном порядке взрывать их и выводить из строя оборудование. Именно с этим связана, пожалуй, самая тяжелая трагедия советской гидроэнергетики военных лет.

 Трагедия ДнепроГЭСа

К началу августа 1941 года боевые действия дошли до районов Днепра. Красноармейским частям Юго-Западного фронта был дан приказ укрепиться на рубеже реки и задерживать противника до последней возможности, а в крайнем случае – взорвать плотину Днепровской гидростанции, чтобы не дать немецким войскам с ходу переправиться на левый берег и занять стратегически важный промышленный центр.

При этом стало ясно, что из-за стремительно меняющейся обстановки на фронте провести демонтаж и эвакуацию девяти гидроагрегатов ДнепроГЭСа не удастся, было решено важнейшее оборудование станции уничтожить, а плотину взорвать.

Между тем передовые немецкие отряды XIV моторизованного армейского корпуса и 1-й танковой группы генерал-полковника фон Клейста подошли вплотную к Днепру. Накануне рокового 18 августа, когда пришлось взорвать плотину, город Запорожье атаковали немецкие бомбардировщики, но зенитки не позволили прицельно бомбить электростанцию и плотину. Правда, при этом по мосту через старое русло Днепра немцы прошли на южную часть острова Хортица в 3 км от плотины и теперь вели оттуда постоянный огонь из пушек и минометов. Стало ясно, что долго удерживать ДнепроГЭС не удастся. К этому времени у представителей военного командования на ДнепроГЭСе уже была телеграмма главкома войск Юго-Западного направления маршала Буденного, разрешавшая подрыв плотины в случае опасности захвата ее немцами. Тем не менее еще за две недели до этого командование Южного фронта исключало саму возможность сознательного разрушения ДнепроГЭСа, к тому же в штабе фронта и теперь никто не хотел брать на себя персональную ответственность за отдание такого приказа. Конец колебаниям положил начальник инженерного управления фронта полковник Шифрин – он заранее запросил по спецсвязи Главное военно-инженерное управление и на следующий день получил из Москвы шифровку за подписями Сталина и начальника Генштаба Шапошникова. Ему разрешалось в случае крайней необходимости произвести разрушение ДнепроГЭСа, причем указывалось, что взорвать надо мост, тело плотины в двух местах, а также шлюз и мост через него. Затем два тяжелых бомбардировщика ТБ-3 доставили из Москвы заказанные Шифриным 12 тонн тола, и на одном из них прилетел специалист-подрывник подполковник Эпов, который на пару с подполковником Петровским из инженерного управления фронта и занялся непосредственной подготовкой взрыва. Интересно, что вся операция готовилось фактически втайне от командования фронта – обстановка вокруг ДнепроГЭСа ухудшалась с каждой минутой, и получать официальную санкцию Военного совета фронта было некогда. Мудрить с расположением взрывчатки времени тоже не нашлось, и грузовики с толом попросту загнали в верхнюю потерну – туннель в теле плотины, соединяющий правый и левый берега.

Проблема была в том, что практического опыта таких взрывов ни у кого не имелось, а разрушить плотину следовало с ювелирной точностью – взрыв должен был надолго помешать немцам перебрасывать на другой берег Днепра пехоту и технику, но при этом требовалось оставить возможность быстрого восстановления ГЭС после окончания войны. По прикидкам, имеющихся 12 тонн тола должно было хватить. Место закладки взрывчатки в потерне хотели заложить с обеих сторон мешками с песком, чтобы взрывная волна пошла в нужном направлении, разрушив только несколько пролетов сливной части плотины и мостовой переход. Но саперы попали под шквал минометного огня, и уложить мешки получилось лишь с одной стороны. Между тем бой шел уже в непосредственной близости от плотины – солдаты 157-го полка НКВД, охранявшего ДнепроГЭС, подбили бутылками с зажигательной смесью четыре немецких танка и перебрались по потерне на левый берег Днепра, тут же наверху плотины показались первые немцы. Ждать далее было невозможно, подполковник Эпов поджег бикфордов шнур, и все бросились бежать из туннеля. Огромной силы взрыв прогремел около 20 часов, но все пошло не так, как планировалось… Напор воды сбросил глыбы расколотого взрывом бетона в нижнюю часть плотины, и вместо пролома в 35 метров, как рассчитывали подрывники, в плотине возникла брешь в 165 метров. Произошел прорыв огромных масс воды, и вниз по руслу Днепра, подобно цунами, хлынула чудовищная волна высотой 25–30 метров. Водяной поток уничтожил прибрежные села, затопил и разрушил всю нижнюю часть города Запорожье со складами, где хранились большие запасы промышленного оборудования, военного снаряжения и тысячи тонн продуктов. Разумеется, были сметены и передовые отряды немцев, но главный удар пришелся по отступавшим красноармейским частям – двум общевойсковым армиям и кавалерийскому корпусу. Все переправы оказались разрушены, и те, кто выжил, вынуждены были, бросив тяжелое вооружение, переправляться на левый берег Днепра на подручных средствах. Кроме того, в плавнях и на берегу погибло большое количество гражданского населения, десятки тысяч голов скота. О планируемом взрыве плотины ДнепроГЭСа не было предупреждено ни население города Запорожье (10–12 км от вниз по течению Днепра), ни армейские части, хотя телефонная связь на левом берегу работала прекрасно. Несогласованность действий при подрыве плотины привела к огромной по масштабам трагедии – по приблизительным подсчетам, погибло около 20 000 красноармейцев и мирных жителей.

Последние работники ДнепроГЭСа, покидая машинный зал, успели переключить генераторы ГЭС на самосожжение. Вот что говорится об этом в мемуарах Альберта Шпеера, с февраля 1942 года – министра вооружений и военной промышленности Третьего рейха: «Посетил я и взорванную русскими электростанцию в Запорожье. На ней, после того как крупная строительная часть сумела заделать брешь в плотине, были установлены немецкие турбины. При своем отступлении русские вывели из строя оборудование очень простым и примечательным образом – переключением распределителя смазки при полном режиме работы турбин. Лишенные смазки, машины раскалились и буквально пожрали сами себя, превратившись в груду непригодного металлолома. Весьма эффективное средство разрушения – и всего простым поворотом рукоятки одним человеком!»

 База на востоке

 Уже к декабрю 1941-го в результате потери значительных территорий, оккупированных Германией, энергетическая база СССР ощутимо сократилась. Было повреждено или полностью разрушено более 60 крупных и средних электростанций и более 10 000 км высоковольтных ЛЭП, выведено из строя не менее 5 ГВт мощностей. По выработке электроэнергии и установленной мощности электростанций страна фактически оказалась отброшена к уровню конца 1920-х годов.

Главная проблема была в том, что катастрофическая нехватка генерирующих мощностей сдерживала расширение оборонной промышленности. Предстояло в крайне сжатые сроки запустить эвакуированные на восток заводы и фабрики, а также форсировать работы по завершению начатого в довоенные годы строительства новых электростанций – включая и те, что находились в пределах досягаемости немецкой авиации. Ярким примером здесь будет возведение Рыбинской ГЭС.

ГЭС достраивалась поздней осенью 1941 года, строительно-монтажные работы велись в поистине тяжелейших условиях – при нехватке питания и полной бытовой неустроенности, по 16 часов в сутки, под вражескими бомбежками, на ледяных волжских ветрах, когда из-за постоянных дождей в грязи увязали машины и телеги со стройматериалами и оборудованием. Стоит добавить, что главной рабочей силой на стройке были десятки тысяч заключенных Волголага, работавших «по линии» НКВД. При этом над станцией висела еще одна угроза – на случай прорыва немцев Москва дала приказ взорвать ГЭС, для этого в теле плотины были предусмотрены ниши для взрывчатки.

Сложной задачей стала переброска через Волгу ЛЭП 220 кВ для электроснабжения столицы. При установке гигантской опоры на правом берегу, когда ее с помощью тросов и лебедок подняли в воздух, пикирующие бомбардировщики с воем обрушили на станцию тонны бомб. Но зенитные батареи, защищавшие ГЭС, так и не позволили немецким самолетам нанести существенный урон, и к вечеру работа была закончена. Уже 18 ноября 1941 года первый гидроагрегат мощностью 55 МВт дал промышленный ток в Московскую энергосистему, изменив к лучшему ситуацию с энергоснабжением столицы.

По мере роста оккупированных немцами территорий расширялась и география энергетического строительства в тылу. В соответствии с постановлением Совнаркома и ЦК ВКП(б) «О военно-хозяйственном плане обороны страны» была принята программа возведения электростанций на Урале, в Западной Сибири, Поволжье, Казахстане и Средней Азии – так, в IV квартале 1941-го ввод мощностей электростанций должен был составить 298 МВт, а в 1942 году – 1088 МВт.

Конечно, одного только завершения строительства не законченных до войны электростанций было недостаточно для полноценного энергоснабжения разворачивающейся оборонной промышленности – предстояло ввести в строй эвакуированные электростанции. И тут объем работы тоже был немаленьким – за первые месяцы войны на восток ушло более 10 000 вагонов с демонтированным оборудованием ГЭС и ТЭС, в том числе 14 гидротурбин. Проблема осложнялась тем, что далеко не все оборудование прибыло к месту назначения – часть его была уничтожена в поездах вражескими бомбардировщиками, часть утеряна в пути. С января 1942 года всеми вопросами эвакуации занимался новый глава Наркомата электростанций Дмитрий Жимерин. В центре внимания был Урал, ставший промышленным центром страны, и новый нарком должен был координировать работу отрасли, разрываясь между Челябинском, Свердловском и Куйбышевым, куда был эвакуирован Совнарком, а с 1943 года к этому прибавилась задача скорейшего восстановления электроэнергетического хозяйства на освобожденных от оккупации территориях. При этом работавшая на пределе возможностей энергосистема Урала не в силах была обеспечить лимиты отпуска электричества на промышленные объекты, происходило падение частоты до критических величин – так, осенью 1942 года частота в системе постоянно падала ниже 45 Гц, а в отдельные моменты даже до 41 Гц, при пиковых нагрузках утром и вечером начинались неизбежные сбои в энергоснабжении. К тому же работа при таком уровне частоты и, соответственно, низком напряжении в сети влекла нарушения устойчивости параллельной работы электростанций – что однажды и произошло. «Рассыпалась» вся Уральская энергосистема от Магнитогорска до Соликамска – вышли из параллельной работы электростанции, остались без энергии заводы, транспорт и города. Поскольку вся деятельность Наркомата электростанций находилась в центре внимания Совнаркома и лично Сталина, это было чревато применением ко всем «виновным» самых жестких мер военного времени. На экстренном заседании в Кремле с участием членов ЦК и руководства Совнаркома Сталин в ультимативной форме потребовал от Жимерина объяснений, а после слов наркома о том, что необходимо разгрузить турбины и снизить лимиты отпуска электроэнергии, верховный главнокомандующий и председатель ГКО угрожающе-тихо произнес страшную фразу: «Вы предлагаете остановить уральские заводы?» В полнейшей тишине Жимерин четко и твердо сумел объяснить, что достаточно изменить график работы оборонных предприятий, равномерно распределив нагрузку по всем 24 часам, включая ночь, и тогда можно обойтись 15%-ным снижением лимитов нагрузки для промышленных наркоматов. Доводы оказались настолько убедительными, что на следующий день было подготовлено постановление ГКО о мерах по снижению энергонагрузки и улучшению снабжения электричеством оборонно-промышленных объектов.

Началось форсированное возведение ГЭС средней и малой мощности на Урале (Широковская, Верхотурская, Алапаевская, Белоярская и др.), в Средней Азии (Аккавакские, Саларская, Фархадская, Нижнебуэсуйские и др.), на Северном Кавказе (Краснополянская, Майкопская, Орджоникидзевская), в Азербайджане (Мингечаурская), в Армении (Гюмушская) и Грузии (Читахевская), готовилось строительство Камской ГЭС, строились также крупные ТЭС. Резкое увеличение выработки электроэнергии потребовало расширения электросетевого хозяйства – например, на Среднем и Южном Урале были созданы три высоковольтных кольца, для диспетчеризации управления электростанциями образовано «Главуралэнерго», и благодаря максимальным усилиям проектных, строительных, эксплуатационных и ремонтных предприятий отрасли уже к концу 1944 года установленные мощности и выработка электроэнергии вдвое превысили довоенный уровень, а к концу войны Уральская энергосистема превратилась в самую мощную энергосистему СССР!

 Война идет на запад

 С осени 1941-го по октябрь 1943 года немцы прилагали немалые усилия, чтобы наладить на оккупированных территориях работу промышленных предприятий и, разумеется, электростанций. Гражданские и военные специалисты из Германии неоднократно осматривали электростанции, строили планы их восстановления и усиленно искали энергетиков – но даже те, кто по тем или иным причинам не успел эвакуироваться, уклонялись от сотрудничества, а разрушения на станциях оказались слишком велики. В результате за все это время оккупационным властям не удалось запустить ни одну из крупных электростанций, оборудование которых было эвакуировано или уничтожено.

Наибольший интерес в этом смысле представляет попытка восстановления ДнепроГЭСа. Без его энергии Германия не могла в полную силу эксплуатировать промышленность Запорожья, и подряд на восстановление был отдан компании AEG. Практически все восстановительные работы на ДнепроГЭСе велись силами советских военнопленных, и условия их труда были поистине жуткими – достаточно сказать, что из 3000 пленных в живых остались лишь 17 человек. К октябрю 1943-го немцам удалось восстановить аванкамерный мост, бычки плотины и плотинный мост, планировался пуск третьего агрегата. Но торжественная церемония так и не состоялась – в час, когда представители немецкого командования, AEG и военно-строительной Организации Тодта собрались в машинном зале ГЭС у банкетных столов, подпольщики открыли люк спиральной камеры, и воды Днепра хлынули не на турбину, а в машзал, смывая готовую насладиться банкетом публику…

Ну а дальше стало не до банкетов – фронт стремительно покатился обратно на запад, и вместо ремонта электростанций отступающим немцам пришлось взрывать их, оставляя за собой только руины. ДнепроГЭС методично, по частям взрывали в ноябре – декабре 1943-го: из 49 бычков было разрушено 32, из 47 сливных пролетов – 33. Под конец планировалось полное уничтожение станции – в тело плотины были заложены сотни тяжелых авиабомб, десятки тонн динамита, мин и снарядов. И хотя наши разведчики, саперы и водолазы смогли перерезать кабели и предотвратить подрыв основных зарядов, все же немцам удалось взорвать гидростанцию, аванкамерный мост и проезжую часть плотины. Последними, в 17 часов 28 декабря 1943 года, взлетели на воздух щитовая стенка и сопрягающий устой на правом берегу. Отступая, немцы увезли с собой даже весь архив чертежей ДнепроГЭСа – он был найден только в 1945 году под Прагой.

Интересно, что с самого начала войны на захваченных территориях действовали спецотряды немецких инженерных войск, которые, в случае если захваченная ГЭС или ТЭС не подходила для ремонта и запуска, должны были демонтировать все оборудование и вывезти его в Германию. Таким образом, за два-три года оккупации из Советского Союза было вывезено около 1400 турбин, столько же котлов, 11 300 генераторов, огромное количество приборов измерения и защиты, электромоторов и трансформаторов, силового и телефонного кабеля. При вывозе оборудования шло просчитанное и планомерное уничтожение энергетической инфраструктуры – это было частью плана по разрушению экономики СССР…

 Возрождение отрасли

Восстановление электроэнергетического хозяйства страны началось сразу же вслед за освобождением занятых врагом территорий. Перед советскими энергетиками стояли масштабные задачи по возрождению отрасли.

Самой первой восстановленной гидростанцией стала Волховская. В сентябре – октябре 1941 года, когда немецкие войска подошли к Ленинграду и ГЭС, все оборудование с нее по решению ГКО было демонтировано и вывезено, а сама станция подготовлена к взрыву. Но поскольку оказавшийся в блокаде Ленинград испытывал острейший дефицит энергии, в конце декабря ГКО принял решение о восстановлении Волховской ГЭС – несмотря на то что в районе станции шли бои и она подвергалась бомбежкам и артобстрелам. В феврале 1942-го в Волхов с Урала и из Средней Азии прибыли эшелоны с оборудованием станции, и уже 30 апреля был пущен в эксплуатацию первый гидроагрегат. А 23 сентября 1942 года в обход фронта по воздушным линиям 60 кВ и специальному кабелю 10 кВ, проложенному по дну Ладожского озера, волховское электричество пошло в осажденный город. В октябре 1944-го на ГЭС были установлены восемь главных гидроагрегатов общей мощностью 64 МВт, а полностью восстановление ГЭС было завершено в 1945-м.

Отступая, немецкие войска взрывали самые крупные, самые современные электростанции – в частности, Днепровскую, Свирскую, Кегумскую ГЭС. Были уничтожены также крупнейшие гидроузлы Северного Кавказа – Гизельдонская и Баксанская ГЭС, – но, несмотря на большие повреждения, первые агрегаты обеих станций были запущены к концу 1943 года.

В 1943–1944 годах развернулись работы по восстановлению Донбасской, Днепровской, Киевской, Ростовской, Харьковской, Брянской, Воронежской и других энергосистем. Причем особое внимание было уделено возрождению гордости советской гидроэнергетики – Днепровской ГЭС. В декабре 1944 года ГКО принял специальное постановление о восстановлении станции, и, несмотря на громадные разрушения, ДнепроГЭС был полностью восстановлен за шесть лет – первый промышленный ток гидростанция дала 3 марта 1947 года, а 26 июня 1950-го был пущен последний агрегат возрожденной Днепровской гидроэлектростанции.

Героическими усилиями советских энергетиков установленная мощность электростанций в победном 1945 году практически достигла довоенного уровня, составив 11 193 МВт. Мощность всех ГЭС Советского Союза, включая восстановленные, к концу 1945-го составила 1250 МВт, а годовая выработка электроэнергии – 4,8 млрд кВт.ч.

Продолжение – в следующем номере

Tags: , , , ,

1 comment or Leave a comment