Чем запомнился отрасли 2022 г.: глазами Neftegaz.RU

Москва, 31 дек - ИА Neftegaz.RU. Еще 2021 г. показал, что мировой ТЭК вступает в очень сложный период, но развитие событий в 2022 г. сложно было ожидать.
В первую очередь, речь идет о начале российской специальной военной операции на Украине (СВО) 24 февраля 2022 г., хотя ретроспективно намеки на ожидания крупного кризиса у западных границ России можно было увидеть.

Речь об отклоненных США и НАТО предложениях России по гарантиям безопасности, учениях и предпринятых мерах по обеспечению энергетической безопасности Калининградской области, но задним умом все крепки...

Начавшаяся 24 февраля 2022 г. СВО стала не просто конфликтом между Россией и Украиной, но и проявлением более глубинных конфликтов - между Россией и коллективным Западом, между потребителями и производителями энергоносителей, между либеральной и другими моделями экономики.

Энергетический кризис никуда не делся

В 2022 г. мировая экономика продолжила восстанавливаться после пандемии COVID-19, но темпы восстановления оказались существенно ниже 2021 г. и ожидавшихся.
МВФ оценивает рост мирового ВВП в 2022 г. на уровне 3,2% по сравнению с 6,0% в 2021 г., тогда как в конце 2021 г. прогнозировался рост на 4,9%.


Пока прогноз МВФ на 2023 г. указывает лишь на замедление роста мирового ВВП до 2,7%, учитывая начало выхода Китая из коронавирусных ограничений, этот прогноз может оказаться консервативным.

Соответственно, спрос на нефть тоже вырос меньше, чем ожидалось.
Если в конце 2021 г. различные прогнозы рисовали рост спроса в 2022 г. на 3,3-4,2 млн барр./сутки, то последние оценки ОПЕК и Международного энергетического агентства (МЭА) гораздо скромнее.

По данным ОПЕК, спрос на нефть в мире в 2022 г. может вырасти на 2,55 млн барр./сутки, до 99,56 млн барр./сутки, по данным МЭА - на 2,3 млн барр./сутки, до 99,9 млн барр./сутки.
В 2023 г. ОПЕК ждет роста спроса на нефть в мире на 2,25 млн барр./сутки, до 101,80 млн барр./сутки, МЭА - на 1,7 млн барр./сутки, до 101,6 млн барр./сутки.

Нефть, точнее нефтепродукты, а также уголь замещают собой природный газ, спрос на который в мире резко снизился, в условиях резкого роста цен.
Спрос на уголь в мире, по оценкам МЭА, в 2022 г. обновил рекорд и впервые в истории превысил 8 млрд т/год и рост потребления продолжится до 2025 г.
Параллельно спрос на газ сжимается - снижение в 2022 г. составит 32 млрд м³ (менее 1%), до 4,071 трлн м³, а в 2023 г. - даже небольшое восстановление, до 4,085 трлн м³.

Но общие цифры скрывают сильный региональный разброс, Европа снижает потребление газа, замещая его углем, что частично нивелируется динамикой в других регионах мира.
Причем эта тенденция просматривается уже 2^й год подряд.
Это напоминает о том, что энергетический кризис начал раскручиваться задолго до 24 февраля 2022 г.

Газпром дает более жесткую оценку динамике газового рынка - в 2022 г. мировой спрос на газ сократился на 65 млрд м³, из них 55 млрд м³ составил вклад ЕС.
Несмотря на сворачивание энергоемких производств и меры по сокращению спроса, МЭА прогнозирует ЕС дефицит газа в объеме 27 млрд м³ (это если меры ЕС сработают и генерация ГЭС и АЭС восстановится после вызванного засухой кризиса 2022 г., а если нет - 57 млрд м³).

Замещение газа нефтепродуктами и углем, по заявлениям европейских политиков не означает отказа от «зеленой» политики.
Несмотря на очевидные цифры, эта тенденция позиционируется как временное решение, более того, из этого кризиса ЕС рассчитывает выйти на новом технологическом, более «зеленом», уровне.

Однако принципиального решения проблемы прерывистой генерации из возобновляемых источников энергии (ВИЭ) не найдено.
«Зеленый» водород как средство накопления энергии от ВИЭ развивается не так быстро, как это виделось в ЕС ранее, а экономически эффективных мегаваттных накопителей электроэнергии по-прежнему не существует.

В то же время «зеленая» повестка продолжает давить на нефтегазовую отрасль, что создает порочный круг.
Нефтяные компании сосредоточены на возврате капитала инвесторам, выплачивая высокие дивиденды и проводя обратный выкуп акций, тогда как официальная политика США и ЕС, направленная на снижение потребности в ископаемом топливе, не способствуют росту инвестиций.

Масштабы недоинвестирования в нефтегазовую отрасль продолжают нарастать.
По данным Goldman Sachs, которые озвучил глава Роснефти И. Сечин на Веронском Евразийском экономическом форуме в г. Баку (так бывает), за предыдущие годы наблюдалось существенное недоинвестирование в нефтегазовую отрасль (с пика в 900 млрд долл. США/год до 300 млрд долл. США в 2020 г.)


Для ликвидации этого дефицита, требуется увеличивать инвестиции в традиционную энергетику в среднем на 100 млрд долл. США/год до 2030 г., в т.ч. в нефтяную отрасль - на 44 млрд долл. США/год.

Генсек ОПЕК Х. аль-Гайс оценил необходимые инвестиции в мировой нефтегазовый сектор в 12 трлн долл. США на период до 2045 г.
Однако стимулов для новых инвестиций развитые страны не создают, а мер, предпринимаемых добывающими странами, например, Саудовской Аравией, может оказаться недостаточно для преодоления потенциального дефицита в будущем.

Между тем, по прогнозам ОПЕК, нефть сохранит наибольшую долю в мировом энергобалансе в период до 2045 г., на 2^м месте будет газ, на 3^м - уголь, а доля ВИЭ в мировом энергобалансе лишь немного превысит 10%.

Борьба с кризисом и новые противостояния

После начала СВО, раскручивающийся с середины 2021 г. энергетический кризис получил на Западе новое обоснование.
Рост цен на энергоносители теперь объясняться «путинской агрессией», «путинским повышением цен» и т.п., но не собственными регуляторными просчетами и не системной проблемой либеральной модели рынка, которая хорошо работает только в бескризисных условиях.

В ситуации энергокризиса европейские биржи пошли вразнос - нефть Brent в моменте подскакивала до 139,13 долл. США/барр., газ на ключевом европейском хабе TTF - до 3622,5 долл. США/1000 м³.
Ситуация в США развивалась более благоприятно, но рекордные цены на бензин и дизельное топливо американские потребители увидели.

Ситуация с энергообеспеченностью в США существенно лучше, чем в ЕС, что обусловило разные подходы к решению сложившихся проблем.
США решили тушить пожар на своем топливном рынке нефтью, инициировав вывод нефти из стратегических резервов, как самостоятельно, так и заручившись поддержкой союзников.

Первый раунд вывода нефти из хранилищ стратегического резерва (SPR) США в объеме 50 млн барр. стартовал еще в ноябре 2021 г.
В марте 2022 г. последовал следующий раунд, где США уже выступили совместно со странами МЭА, взяв на себя 30 млн барр. из 60 млн барр., выводимых из стратегических резервов.

В апреле президент США Д. Байден запустил следующий раунд, в рамках которого из 120 млн барр. США вновь взяли на себя половину и еще 120 млн барр. накинули сверху самостоятельно, т.е. общий объем интервенций составил 240 млн барр., из них на США пришлось 180 млн барр.

Рынок спокойно переварил 1 млн барр./сутки, рынку понравилось, рынок даже не отказался бы от добавки, но китайская политика 0^вой терпимости к COVID-19 перебила аппетит, а когда Китай начал смягчать ограничения, банкет уже закончился.

Стремление сдержать рост цен на энергоносители толкнуло лидеров США и ЕС на Ближний Восток, где активно шли переговоры Саудовской Аравией и ОАЭ по нефти, а с Катаром - по газу.
Практически во всех случаях переговоры зашли в тупик.

Ближневосточные страны ОПЕК хорошо помнят 1 месяц 2020 г., когда мир жил без соглашения ОПЕК⁺, а нефтяные котировки уходили в минус.
Поэтому проще было скоординированно устроить рокировку экспортных потоков, когда российская нефть идет в Азию, а ближневосточная - в Европу.
Соответственно, никаких несогласованных действий от ОПЕК⁺ не последовало, а политика по-прежнему осталась за дверью.

До августа 2022 г. страны ОПЕК⁺ повышали разрешенный уровень добычи, пока формально не вернули на рынок все сокращенные в 2020 г. (на практике - нет, ибо недофинансирование, санкции, нестабильность, форс-мажоры и т.п.)

В октябре 2022 г., когда перспективы спроса на нефть стали неоднозначными под давлением рисков рецессии, сезонного снижения потребления и неоднозначных перспектив экономики Китая, ОПЕК⁺ пошла на серьезный шаг - снизила квоты на 2 млн барр./сутки, причем сразу до конца 2023 г., но с возможностью корректировки в случае необходимости.

Переговоры ЕС по газу с Катаром также принесли лишь ограниченный успех.
Во-первых, новые мощности по сжижению у Катара войдут в строй только после 2026 г., а то, что есть - на данный момент законтрактовано.
Во-вторых, у Катара крепкие традиционные ценности - долгосрочные контракты с нефтяной привязкой и конкретной точкой сдачи, ЕС же такую практику не приветствует, считая нерыночной.

В результате, первое и пока единственное соглашение о поставках сжиженного природного газа (СПГ) в Германию из Катара было подписано с абстрактной Германией, т.е. без указания конкретной компании-покупателя.


Помимо диверсификации, ЕС во главу угла поставил экономию, в первую очередь, газа и электроэнергии, дополнив его рядом мер, идущими вразрез с либеральными подходами к регулированию.
В дело пошли различного рода потолки цен, совместные закупки газа (картель поставщиков - плохо, а картель покупателей - хорошо), включающиеся по умолчанию механизмы солидарности (т.е. по факту принудительные), арест и изъятие активов.

Сложившаяся ситуация обострила противоречия между потребителями и производителями энергоресурсов.
Производители понимают, что ограничения, налагаемые странами-потребителями, могут коснуться и их продукции, причем не только энергоносителей, но и вообще любой другой, в которой возникнет потребность у Запада.
А проблемы в экономиках стран-потребителей будут решаться политическими методами и без учета интересов поставщиков.

Противоречия сложились и среди стран потребителей, когда первая экономика мира решает свои проблемы за счет более слабых экономик стран-союзников.
В США, где проблема цен на энергоносители тоже есть, просто она не такая жесткая, как в ЕС, периодически актуализируются обсуждения эмбарго на экспорт нефти и СПГ, но пока такой шаг рассматривается как недружественный по отношению к европейским партнерам.

Кроме того, в США 1 января 2023 г. вступит в силу закон о снижении инфляции (IRA), который в т.ч. предусматривает предоставление налоговых субсидий для покупателей электромобилей, собранных в Северной Америке и использующих произведенные в США батареи из материалов местного изготовления.

Такая поддержка дискриминирует аналогичную продукцию, импортируемую из других стран, в т.ч. из стран ЕС, а также негативно влияет на их промышленность, включая угрозу переманивания инвестиций.

Больше санкций, хороших и разных!

Но главным противостоянием уходящего года стало противостояние России и коллективного Запада.

Основным оружием Запада стали санкции, заморозка золотовалютных резервов, блокировка и изъятие активов, изоляция от мировой финансовой системы и т.п.
При этом классика торговый войн, когда каждый шаг тщательно взвешивается, просчитывается на предмет влияния на собственную экономику и его увязывание с мерами союзников, отошла на второй план.


США с конца февраля 2022 г. неоднократно вводили санкции против отдельных секторов российской экономики, конкретных компаний и физических лиц.
Ключевыми шагами, направленными против российского ТЭК, стало эмбарго, а также потолок цен, инициированный именно США и впоследствии поддержанный G7, ЕС, и еще рядом стран.

Эмбарго на поставки в США из России нефти, нефтепродуктов, СПГ и угля было анонсировано в марте 2022 г. и вступило в силу 22 апреля 2022 г.
Реальным объектом эмбарго стали нефтепродукты, а именно мазут, который американские компании импортировали из России наиболее активно.
Добываемая в США сланцевая нефть - легкая, из которой сложно производить нефтепродукты тяжелее керосина, поэтому ее смешивают с тяжелыми сортами нефти, темные нефтепродукты тоже подходят.

Против крупнейших производителей тяжелой нефти - Ирана и Венесуэлы - США в предыдущие годы ввели санкции, российский мазут тогда заместил для США выпавшие объемы.
Сейчас ситуация отзеркалилась - США начали договариваться с этими странами для замещения российского мазута.

США начали переговоры о восстановлении Совместного всеобъемлющего плана действий (СВПД) по иранской ядерной программе, но прогресса на данный момент так и не случилось.
С Венесуэлой прогресс оказался более заметным - Chevron получила лицензию на возобновление добычи нефти в Венесуэле для экспорта в США, но темпы восстановления добычи в стране, нефтяной сектор которой сильно просел за время санкций, вряд ли будут быстрыми.

ЕС ввел против России 9 пакетов санкций, из них начиная с 4^го пакета каждый в той или иной мере затрагивает энергетику или продукты переработки углеводородов:

• 4^й пакет - запрет на новые инвестиции в российский энергетический сектор за исключением ядерной энергетики, введены санкции против госкомпаний Роснефть, Транснефть, Газпром нефть, что сильно аукнулось Сербии.
• 5^й пакет - эмбарго на импорт российского угля, которое начало действовать с 10 августа, запрет на оказание услуг, связанных с морской перевозкой угля, а также технологические санкции против СПГ-сектора.
• 6^й пакет - эмбарго на морские поставки российской нефти в ЕС с 5 декабря 2022 г., нефтепродуктов - с 5 февраля 2023 г., а также запрет компаниям ЕС на предоставление услуг, необходимых для таких поставок. Эмбарго не затронуло поставки нефти по магистральному нефтепроводу (МНП) Дружба, на чем жестко настаивала и настояла Венгрия, а ряд стран получили отсрочки.
• 7^й пакет - промежуточный и даже смягчающий ограничения по поставкам нефти в третьи страны, но затрагивающий проведение платежей, что на несколько дней остановило поставки нефти по МНП Дружба через Украину.
• 8^й пакет - внедрил механизм потолка цен на поставляемые морем российскую нефть и нефтепродукты в законодательство ЕС, разрешив предоставление услуг, связанных с транспортировкой, если нефть была куплена по цене ниже потолочной.
• 9^й пакет - запретил инвестиции в энергетический и горнодобывающий сектор России, но допустил разморозку активов компаний и лиц, занимающихся торговлей удобрениями.

На надгосударственном уровне ключевой мерой давления на российский нефтегазовый сектор стали различные потолки цен.
Предварительно механизм потолка цен на российскую нефть, поставляемую по морю, лидеры стран G7 согласовали на июньском саммите в Германии.
В начале сентября 2022 г. страны G7 приняли принципиальное решение о введении потолка, но сам уровень потолка цен потом еще 2 месяца очень остро обсуждался, особенно в ЕС.

Польша настаивала на том, чтобы потолок был как можно ниже, Греция, Мальта и Кипр, чьи танкеры использовались для перевозки российской нефти, хотели потолок повыше, чтобы не потерять крупного клиента.

В итоге для начала, т.е. с 5 декабря, потолок был установлен на уровне 60 долл. США/барр. с пересмотром раз в 2 месяца, начиная с середины января 2023 г., чтобы обеспечить удержание ограничения цен минимум на 5% ниже среднерыночной цены.

Кипр в результате недосчитался 20% своего танкерного флота, Греция еще больше, а ЕК предстоит думать, как сохранить конкурентоспособность судоходной отрасли ЕС. А впереди еще потолок цен на нефтепродукты, который вступит в силу 5 февраля 2023 г., вместе с эмбарго ЕС.

Еще один потолок цен в ЕС был введен на газ, но эта мера не направлена конкретно против России или какого либо другого поставщика, а против биржевых спекулянтов (по крайней мере так это задумывалось).

Принятый ЕС механизм корректировки рынка будет автоматически включаться, если одновременно цена газа на месяц вперед на хабе TTF будет превышать 180 евро/МВтч (2000 долл. США/1000 м³) и если разница между ценами на TTF и ценами на СПГ превысит 35 евро/МВтч.
В силу механизм вступит 15 февраля 2023 г., его эффект пока сложно оценить, на первый взгляд это грозит снижением ликвидности на газовом рынке ЕС вообще и на TTF в частности, попытками участников рынка уходить на другие биржи и на внебиржевые сделки.


Над новым бенчмарком под СПГ ЕС еще поработает, а пока будет работать пакет антикризисных мер ЕК, включающий совместные закупки нероссийского газа, новые меры энергетической солидарности ЕС, ускоренное получение разрешений на проекты ВИЭ.
Об антирыночном характере этих мер и их противоречии либеральной модели рынка, пестуемой ЕК с далекого 2009 г., говорилось уже неоднократно.

До эмбарго на российский газ ЕС не дозрел (инициативы отдельных стран - не в счет), но ограничения сразу по нескольким маршрутом поставок газа привели к тому, что доля российского газа в импорте ЕС упала с 40% по итогам 2021 г. до 9% в сентябре 2022 г. (что не мешает, впрочем, обвинять Россию в манипулировании газовым рынком ЕС).

Частично выпадающие объемы удалось заместить за счет рекордного импорта СПГ, в т.ч. за счет перехвата поставок, предназначавшихся развивающимся странам, поставок трубопроводного газа от других поставщиков и за счет сокращения спроса.

Для наращивания поставок СПГ Европа обзавелась новыми регазификационными терминалами, построенными на базе плавучих регазификационных установок (FSRU).
Среди анонсированных и запущенных новых проектов - СПГ-терминалы в Германии, Италии, Нидерландах, а также в Финляндии на пару с Эстонией.

Другое дело, что свободного СПГ в мире немного (а для ЕС именно спотовый СПГ - правильный СПГ), потому и скачок цен выше 3500 долл. США/1000 м³ не привел к значительными притоку СПГ в ЕС (поэтому позволим себе не согласиться с футуристическим прогнозом зампреда Совбеза РФ Д. Медведва).


Для стабильного прохождения осенне-зимнего периода (ОЗП) 2022/2023 гг. Совет ЕС предписал заполнить подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС на 80% от их вместимости до начала сезона отбора.
План удалось перевыполнить - ПХГ были заполнены на 95,57%, но на руку ЕС сыграло совпадение целого ряд факторов, которые больше могут не совпасть.

Поставки российского трубопроводного газа были близки к нормальным уровням на протяжении большей части 1^го полугодия 2022 г., СПГ до ноября 2022 г. не пользовался спросом у Китая из-за локдаунов, плюс осень и начало зимы выдались очень мягкими, а ветряные электростанции для разнообразия хорошо себя показали, что позволило начать подъем газа из ПХГ на месяц позже обычного.

Насколько долго это везение будет длиться неизвестно, но уже сейчас понятно, что ПХГ в ЕС будут работать с повышенной нагрузкой, выступая не как инструмент для сглаживания скачков спроса, а как реальный запас газа.

Это создает риски в случае резких похолоданий конце зимы - начале весны 2023 г., когда возможности быстрого подъема газа из уже истощенных ПХГ будут ограничены. И однозначно будут сложности с подготовкой к ОЗП 2023/2024 гг.

Никто не в безопасности

Еще одним беспрецедентным событием 2022 г. стало разрушение линейной части магистральных газопроводов (МГП) Северный поток-1 и Северный поток-2.
Примечательно, что ни один из Северных потоков не осуществлял прокачку газа на момент инцидента.


Канада, в отличие от ЕС, ввела санкции против Газпрома и российского газотранспортного сектора, что создало проблемы с капремонтом турбин газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на головной компрессорной станции (КС) Портовая МГП Северный поток-1.

Одна из турбин Siemens оказалась заблокирована в Канаде, но после многочисленных просьб Германии была отпущена, однако отправилась не в Россию, как это было предусмотрено контрактом между Газпромом и британской дочкой Siemens, а в Германию, где ее распаковали и выставили на всеобщее обозрение.

Газпром схема возвращения турбины через Германию не устроила, поскольку потребовала учета санкционных режимов ЕС, Великобритании и Канады сразу, кроме того, документы на турбину были оформлены с ошибками (канадский пакет документов был не на ту дочку Siemens, с которой у Газпрома заключен контракт, а немецкий пакет хоть и выдан на Газпром трансгаз Санкт-Петербург, но его зачем-то назвали дочкой Газпром нефти).

Пока шло это разбирательство, вышли сроки межремонтной наработки еще у нескольких турбин, а у других обнаружились неисправности, в т.ч. утечки масла, несовместимые с безопасной эксплуатацией.

В результате прокачка газа по МГП Северный поток-1 последовательно снижалась (при плановом объеме 167 млн м³/сутки - до 100 млн м³/сутки с 13 июня, до 67 млн м³/сутки с 16 июня, до 33 млн м³/сутки с 27 июля).


Процесс сертификации оператора МГП Северный поток-2 в Германии, за неполные 2 месяца 2022 г. с места так и не сдвинулся.
После признания Россией ДНР и ЛНР 21 февраля 2022 г. власти Германии дали понять, что в обозримом будущем газопровод сертифицирован не будет.

Минэкономики ФРГ по распоряжению канцлера О. Шольца отозвало свое заключение о том, что сертификация оператора МГП Северный поток 2 в Германии не поставит под угрозу безопасность поставок газа в Германию и ЕС.
Спустя 2 дня США ввели санкции против Nord Stream 2 AG, но проходившая сертификацию в Германии G4E в санкционном списке не была указана (хотя правило 50% на нее распространяется).

Возможности для запуска МГП Северный поток-1 и Северный поток-2 были практически полностью перекрыты 26 сентября 2022 г.
Тогда произошло резкое падение давления в обеих нитках МГП Северный поток-1 и в одной из ниток (Line A) МГП Северный поток-2, а в исключительных экономических зонах (ИЭЗ) Швеции и Дании в районе о. Борнхольм были обнаружены 4 утечки газа.
Позже шведские сейсмологи уточнили, что зарегистрировали 2 взрыва, произошедших на трассах Северных потоков.

Расследование инцидентов начали Швеция, Дания и Германия, сначала сообща, но затем совместная следственная группа была распущена, поскольку Швеция отказалась делиться результатами расследования, посчитав это угрозой нацбезопасности.

Россия к участию в расследовании не допущена, но Nord Stream AG смогла провести обследование места происшествия в ИЭЗ Швеции, а позднее, получив разрешение от местных властей, и в ИЭЗ Дании.

Осмотр места аварии 1^й нитки МГП Северный поток-1 в ИЭЗ Швеции показал наличие на морском дне кратеров техногенного характера глубиной от 3 до 5 м на расстоянии около 248 м друг от друга.
Участок трубы между кратерами полностью разрушен, радиус разброса фрагментов трубы составляет не менее 250 м.

На Западе начали говорить о причастности России к инцидентам на Северных потоках, Россия в ответ возложила ответственность на США и их союзников, тем более, что повод был.
Д. Байден 7 февраля 2022 г. в ходе совместной пресс-конференции с О. Шольцем, заявил, что если российские войска вторгнутся на Украину, то США положат конец МГП Северный поток-2.
Впоследствии пресс-службе Белого дома пришлось пояснять, что президент не это имел в виду, а что-то другое...

Минобороны РФ в конце октября заявило о наличии информации об участии ВМС Великобритании в планировании, обеспечении и реализации подрыва МГП Северный поток-1 и Северный поток-2.

В начале ноября 2022 г. разразился скандал с SMS занимавшей на момент взрывов пост премьер-министра Великобритании Л. Трасс госсекретарю США Э. Блинкену о том, что «все сделано», отправленном сразу же после взрывов.

Технически восстановление МГП Северный поток-1 и Северный поток-2 возможно, но Газпром считает это нецелесообразным без гарантий востребованности газа и безопасности поставок со стороны ЕС и Германии.
Line B МГП Северный поток-2 могла остаться незатронутой, в ней снижено давление, Газпром ведет работу по ее обследованию.

Власти России и Газпром подтвердили готовность поставлять газ по неповрежденной нитке МГП Северный поток-2 в случае получения регуляторных разрешений.
В свою очередь, власти Германии не верят в то, что Line B МГП Северный поток-2 уцелела и поставки по ней могут быть безопасны.


Вопросы безопасности морских объектов сильно обеспокоили Норвегию, опасающуюся за свою добычную и транспортную инфраструктуру в Северном и Норвежском морях.
Это беспокойство разделяют Франция, Великобритания, Польша и др. приморские страны.

Возникшие риски могут привести к удорожанию любых морских проектов, а также со страхованием таких проектов, причем не только в Северо-Западной Европе, но и по миру в целом.

Российский ТЭК сохраняет стабильность

В связи с усилением давления на Россию, часть статистики по российскому ТЭК стала закрытой, в первую очередь, по направлениям экспорта нефти, что ожидаемо, поскольку некоторые вещи требуют тишины.
Но общие цифры в том или ином объеме доступны.

Добыча нефти в России в марте-апреле 2022 г. сократилась на 1,2 млн барр./сутки на фоне эмбарго США и добровольного отказа многих крупных трейдеров от работы с российской нефтью.
Но затем добыча начала восстанавливаться, достигнув в октябре 2022 г. 9,99 млн барр./сутки и сохранившись на этом уровне до декабря 2022 г.

Соответственно и улучшались прогнозы по добыче - сначала снижались ожидания падения, потом говорилось о сохранении уровня 2022 г., а затем о небольшом росте.

Тем не менее в начале 2023 г. в связи с эмбарго ЕС и потолком цен добыча нефти в России все-таки может сократиться на 5-8% (500-700 тыс. барр./сутки), т.е. не больше, чем весной 2022 г.

Хотя уже сейчас западные медиа сигнализируют, что в декабре экспорт российской нефти морским путем снизился на 22% по сравнению со средними показателями за текущий год, что не может не отразиться на добыче.

Падение добычи газа - неизбежная реальность в связи с ограничением экспортных возможностей по трубопроводному газу.
Помимо МГП Северный поток-1, у Газпрома выпали еще 2 экспортных газотранспортных маршрута.

Оператор ГТС Украины (ОГТСУ) 11 мая 2022 г. объявил форс-мажор по газоизмерительной станции (ГИС) Сохрановка, точке входа на Украину МГП Союз.
До этого в течение месяца ОГТСУ заявлял, что его беспокоит вмешательство представителей России и ЛНР транспортировку газа через ГИС Сохрановка, но с объявлением форс-мажора тянул.

Газпром таким действиям ОГТСУ удивился, форс-мажор назвал необоснованным, а от перевода выпадающих объемов газа с ГИС Сохрановка на ГИС Суджа (точка входа на Украину из России МГП Уренгой - Помары - Ужгород) отказался, сославшись на невозможность исходя из российской потоковой схемы.

Также с 11 мая 2022 г. для Газпрома стал недоступен польский участок МГП Ямал - Европа в связи с введением российских контрсанкций.
Периодическая работа 2^й нитки МГП Турецкий поток, ориентированной на рынок Юго-Восточной Европы, на сверхпроектном уровне и рост поставок газа в Китай по МГП Сила Сибири-1 это падение не компенсировало.

Производство СПГ в России выросло, за счет запуска КСПГ Портовая, сохранения работоспособности проекта Сахалин-2, рекордного производства на Ямал СПГ, в т.ч. благодаря стабильной работе 4^й линии, построенной по технологии Арктический каскад на российском оборудовании.

Экспортные поставки российского угля оказались под мощным давлением санкций ЕС, причем не столько самого эмбарго, сколько запрета на услуги, связанные с морской транспортировкой.

На это наложились задержки с расширением Восточного полигона РЖД, что ограничило возможности для провоза угля в направлении портов Дальнего Востока.
Президент РФ В. Путин признал, что прежнее решение не расширять БАМ и Транссиб было ошибочным из-за недооцененных объемов перевозок, прежде всего угля, на восточном направлении, но ситуация исправима.

После того как ЕС ослабил ограничения на транспортировку угля, морской экспорт российского угля вырос почти до уровня июня 2022 г., а итоги года оказались не такими печальными, как это ожидалось ранее.

Рост внутреннего спроса на уголь был ожидаем в связи с маловодьем в бассейне р. Енисей и его притоков, что привело к снижению выработки ГЭС в Сибири и вынудило сформировать повышенные запасы угля на ТЭЦ в регионе.


Этот список можно продолжать, другой вопрос, что реализация во многом идет на старом заделе и дальнейшем этот задел будет исчерпываться.
Та же ОПЕК, при всем ее достаточно сдержанном подходе к прогнозированию, ожидает падения добычи жидких углеводородов в России к 2027 г. на 6,5% по сравнению с 2021 г. в связи с санкциями, эмбарго, уходом ряда международных нефтяных компаний, прекращением трансфера технологий и ослаблением внутреннего спроса.

Россия отвечает...

Жесткие меры, предпринятые против России, потребовали симметричных ответов. И они были даны.


Самым сильным ходом стал президентский указ «газ за рубли», хотя схемы с созданием российских операторов Сахалинских соглашений о разделе продукции (СРП), а также с контрпотолочным указом, оказались также достаточно изящными.

Указ о новой схеме оплаты поставок российского трубопроводного газа в недружественные страны В. Путин подписал 31 марта 2022 г.
Платежи по новой схеме предполагают использование конвертируемых счетов покупателя газа в Газпромбанке - валютного и рублевого, конвертацией средств занимается Газпромбанк через биржу, а платеж считается осуществленным, когда средства с рублевого счета покупателя поступают на счет Газпрома, если этого не произошло в срок, то поставки газа прямо запрещены.

Данная схема решила несколько проблем - были нивелированы риски неполучения оплаты за поставки газа, с которыми Россия уже столкнулась из-за блокирования платежей со стороны ЕС, обеспечен стабильный приток валюты, а Газпромбанк стал неподсанкционным банком для ЕС и его союзников (разумеется если «союзники» будут продолжать учитывать интересы ЕС).

Из крупных европейских покупателей российского газа от работы по схеме «газ за рубли» отказались 6 - с 27 апреля 2022 г. болгарский Булгаргаз и польская PGNiG, с 21 мая - финская Gasum, c 31 мая нидерландская GasTerra и с 1 июня - датская Ørsted и Shell Energy Europe Limited по контракту на поставку газа в Германию.

На потолок цен на поставляемую морем российскую нефть, а в перспективе и нефтепродукты, Россия ответила просто.
Президентским указом запрещены поставки российских нефти и нефтепродуктов иностранным покупателям, если в контрактах прямо или косвенно заложено использование механизма фиксации предельной цены, причем запрет применяется на всех этапах поставок до конечного покупателя.

Контрпотолок цен на нефть вступает в силу с 1 февраля 2023 г. и действует до 1 июля 2023 г. (с возможностью продления), на нефтепродукты - позже, дату предстоит определить правительству РФ.

Сахалинские СРП были переведены из бермудско/багамской юрисдикции в российскую, при этом сами СРП сохранились.
Схема была опробована на проекте Сахалин-2, где Газпром был контролирующим акционером (50%+1 акция), а работоспособность была сохранена.
Указом президента был создан российский оператор проекта Сахалинская энергия, который заменил бермудскую Sakhalin Energy Investment Company Ltd, а акционеры последней получили возможность конвертировать свои доли участия в нового оператора.

Иностранным участникам Сахалина-2, не обравшимся за долей участия в Сахалинской энергии или получившим отказ правительства, должна быть выплачена компенсация из средств, вырученных от продажи этой доли участия российскому юрлицу.
Вырученные от продажи средства зачислятся на спецсчет и замораживаются до завершения аудита, задачей которого является установление размера ущерба, который акционер нанес проекту.

Затем сумма ущерба списывается со спецсчета и после этого бывший акционер может получить оставшиеся средства.
Японские Mitsui и Mitsubishi (12,5% и 10% соответственно) вошли в состав акционеров Сахалинской энергии, а Shell (27,5%-1 акция) отказалась.
Оценка стоимости Shell в проекте Сахалин-2 уже проведена, а вот процесс аудита ущерба пока завис.

Заменить Shell в проекте может НОВАТЭК, интерес у компании есть, но многое будет зависеть от результатов оценки характеристик проекта в экономическом, производственном и особенно геологическом плане, а также от того, устроит ли компанию цена.
Вопрос с геологией не праздный - месторождения проекта уже давно в разработке и новый оператор практически изменил стратегию работы на месторождениях, переходя от максимального отбора к рациональной разработке.

По проекту Сахалин-1 была применена аналогичная схема - вместо багамской Exxon Neftegaz Ltd, владевшей 30% в проекте и являвшейся оператором, был создан российский оператор с оригинальным названием Сахалин-1.
Роснефть получила 20% в проекте, ее дочка Сахалинморнефтегаз-Шельф на данный момент управляет проектом.

Иностранные участники проекта - японская SODECO (30%), индийская ONGC (20%) и ExxonMobil - получили возможность обратиться за долями участия в новой компании пропорционально участию в консорциуме и получить их после одобрения правительством РФ.

Японская и индийская компании выразили желание остаться и получили согласие от правительства РФ, а ExxonMobil заявила о полном уходе из России.
Действия ExxonMobil привели к печальным результатам - Сахалин-1 простаивал порядка 6 месяцев, а учитывая, что месторождения там тоже давно в эксплуатации, это могло привести к ухудшению качества запасов.
Также возникли проблемы с газоснабжением Хабаровского края, но на помощь пришел газ проекта Сахалин-2.

Этими шагами меры российских властей по защите ТЭК и его компаний не ограничились.
Были введены точечные контрсанкции, которые затронули компании, которые оказались экспроприированы властями своих стран или выступали проводниками недружественных действий властей своих стран.

Так, под контрсанкции попала взятая властями Германии под свое управление бывшая дочка Газпрома Gazprom Germania GmbH (ныне SEFE) и ее многочисленные дочки и СП, в основном трейдеры, сбытовые компании и операторы ПХГ, а также компания-владелец польского участка МГП Ямал - Европа - EuRoPol Gaz.

С компаниями, включенными в этот перечень, запрещено заключать сделки, исполнять обязательства по совершенным сделкам, проводить финансовые операции в их пользу, в т.ч. по заключенным внешнеторговым контрактам, совершать платежи и операции с ценными бумагами и пр.
Т.е., например, пользоваться польским участком МГП Ямал - Европа Газпром формально может, но платить за это - нет, что в принципе открывает возможности для решения проблемы с этим маршрутом с европейской стороны, было бы желание (как впрочем и с сертификацией МГП Северный поток-2).

Также у России появился свой потолок цен, но локальный.
Еще один президентский указ запретил Газпрому и его структурам приобретать природный газ и газовый конденсат, добываемый на совместных проектах с Wintershall Dea и OMV в Ямало-Ненецком автономном округе, дороже регулируемой цены.

Мера на первый взгляд нерыночная, но если вспомнить, что трейдеры перепродают газ с этих проектов Газпрому с наценкой и перераспределяют прибыль в пользу своих европейских владельцев, то все встает на места.
В нынешних условиях эта схема выглядела очень странно, тем более, что экспортная альтернатива, делавшая подобные продажи адекватными, сейчас стала ограниченной.

Еще одной мерой защиты стал запрет на выход иностранных акционеров из ключевых активов в российском ТЭК.
Запрет коснулся почти 2000 компаний из сфер энергетики, нефтепереработки, производства оборудования и сервисных услуг для ТЭК.
Сделки с иностранными долями участия в этих компаний можно проводить только по спецразрешению, некоторые из таких разрешений были даны.


Но в дальнейшем Минфин РФ обещал от нефтегазовой отрасли отстать и поискать новых доноров, что было бы очень желательно, ибо без инвестиций в развитие одна из ключевых отраслей российской экономики может перестать таковой быть, причем не за счет вытеснения высокими технологиями, а собственного схлопывания.

... но не закрывается

Несмотря на внешнее давление и всевозможные ограничения, Россия не оказалась задвинутой на периферию мирового развития и не пошла по пути самоизоляции и автаркии (впрочем, на полноценную автаркию ресурсов не хватало даже у СССР в лучшие годы).
Россия сохранила свое присутствие на ключевых мировых площадках экономического взаимодействия, вплоть до G20.
Также развивалось сотрудничество в региональном формате в рамках ШОС, БРИКС, ЕАЭС.
Более того, к экономическим союзам с участием России в 2022 г. выразили желание присоединиться многие страны.
Официальные заявки на вступление в БРИКС подали Аргентина, Иран и Алжир, об интересе к участию заявили Турция, Египет и СаудовскАя Аравия, к ШОС присоединился Иран, статус государств-партнеров по диалогу получили Египет и Катар.

В нефтегазовых вопросах Россия продолжила активно сотрудничать в форматах ОПЕК⁺ и ФСЭГ.
Несмотря на многочисленные вбросы в медиа, о том, что ОПЕК⁺ освободит Россию от обязательств в рамках соглашения, как это сделано в отношении Ирана, Ливии и Венесуэлы, не оправдались.
Сумев избежать обвала добычи нефти, Россия сохранила свой вес как партнера в ОПЕК⁺, ведь фактически весь «⁺» в этом объединении приходится именно на Россию, и без участия России как сильного игрока этот альянс для ОПЕК потерял бы смысл.
Россия, в свою очередь, сохранила возможность участвовать в балансировке рынка совместно с другими странами-участницами.

Прошедшая в октябре министерская встреча Форума стран - экспортеров газа (ФСЭГ) также прошла при активном участии России и показала общность стратегических интересов газодобывающих стран.
Так, подчеркивалось, что создание избыточных барьеров в свободном обмене энергоресурсами и сопутствующими технологиями противоречит интересам стран - экспортеров газа.
ФСЭГ нацелен на поддержание суверенитета стран-членов над своими природными ресурсами и их способности самостоятельно планировать и управлять разработкой и использованием ресурсов.
Эти ориентиры прямо противоречат всяким разным потолкам и другим попыткам диктата покупателей по отношению к поставщикам, т.е. не только Россия этим давлением озабочена.
Но в газовый ОПЕК ФСЭГ пока не превращается, хотя ранее на это ранее обтекаемо намекал А. Миллер.
Глобального рынка газа пока не сложилось, хотя СПГ все больше сшивает между собой крупные региональные рынки, что делает идею газового ОПЕК пока малоперспективной.
Тем более, что Катар, имеющий амбициозные планы по наращиванию производства СПГ, не заинтересован в по формате газового ОПЕК, т.е. в установлении скоординированных ориентиров по добыче.
Когда Катар занимает прокатарскую позицию, это нормально, хуже, когда ЕС занимает проамериканскую позицию.

В 2022 г. Россия последовательно развивала сотрудничество с дружественными странами и работала над снятием ограничений по логистике и проведению платежей.
Ключевыми странами-экономическими партнерами России все больше становятся Китай, Индия, страны Юго-Восточной Азии, Ближнего Востока, в первую очередь, Иран.
Разворот России на Юг и Восток начался задолго до 2022 г., но сейчас этот процесс активизировался.
Все более актуальным становится логистический мега-проект международного транспортного коридора (МТК) Север - Юг, который должен обеспечить транспортную связь между северо-западом России и Индией через порты Ирана.
Этот проект сейчас активизируется после нескольких лет в вялотекущем состоянии, а в случае стабилизации ситуации в Афганистане, возможно развитие логистических маршрутов в Индию из Средней Азии.
В спокойном Афганистане заинтересован и Китай, поэтому есть неслабые шансы на реализацию этих планов.

Также в фокусе развития логистических маршрутов - Северный морской путь (СМП) и Восточный полигон железных дорог.
Планы по превращению СМП в альтернативу маршруту через Суэцкий канал на текущий момент неактуальны, но его развитие необходимо самой России для реализации собственных арктических проектов.
Атомный ледокольный флот России в 2022 г. пополнился сразу 2 ледоколами проекта 22220 - Сибирь и Урал, строительство следующих ледоколов проекта продолжается.
По итогам 2022 г. грузооборот по СМП составил около 34 млн т, что выше плана, но меньше, чем в 2021 г. из-за резкого сокращения международного транзита.
Восточный полигон (БАМ и Транссиб) продолжает расширяться, но медленнее, чем это нужно экономике России.
В сентябре 2022 г. с отставанием на 5 лет, но все-таки был завершен 1^й этап развития Восточного полигона, в декабре - открыт 1^й участок в рамках 2^го этапа.

Развивается также независимая платежная инфраструктура в национальных валютах, хотя объем товарооборота с торговыми партерами по-прежнему считается в долларах США.
Доля российского рубля в международных расчетах по сравнению с декабрем 2021 г. выросла в 2 раза и составила ¹/₃, а вместе с валютами дружественных стран - превысила 50%.
Помимо указа «газ за рубли», этому способствовало развитие расчетов в нацвалютах в рамках ЕАЭС, с Китаем, с Турцией, странами Юго-Восточной Азии и т.д.
По пути отказа от доллара США во взаиморасчетах осторожно движутся Китай и Саудовская Аравия, процесс активно не афишируется, но ползучую дедолларизацию можно считать трендом на ближайшие годы.

Новые старые партнерства

Ключевыми рынками сбыта российских энергоносителей в 2022 г. стали Китай и Индия, а мощные энергетические связи устанавливаются с Турцией, Ираном и ближайшими странами Средней Азии.

Данные Vortexa показывают, что морской импорт российской нефти в Китай почти удвоился, увеличившись с 670 тыс. барр./сутки в феврале до примерно 1,1 млн барр./сутки в ноябре 2022 г.
В Турцию поставки выросли почти в 3 раза - с 110 тыс. барр./сутки до 327 тыс. барр./сутки.
Индия стала рекордсменом, увеличив импорт в 14 раз, до 959 тыс. барр./сутки.

В целом поставки нефти в Китай за 11 месяцев 2022 г. составили 79,778 млн т, что на 10,18% больше, чем за аналогичный период 2021 г.
Растут поставки газа по МГП Сила Сибири-1, причем в декабре 2022 г. Газпром по просьбе китайской стороны ведет поставки с превышением контрактных обязательств, регулярно обновляя рекорды.

Этому способствовал запуск Ковыктинского месторождения и участка Ковыкта - Чаянда МГП Сила Сибири-1, а также расширение принимающей инфраструктуры в Китае, которая даже масштабнее, чем российская часть проекта.
На проектную мощность в 38 млрд м³/год МГП Сила Сибири-1 должна выйти в 2025 г.
К тому же времени должен начать работать и Дальневосточный маршрут (МГП Сила Сибири-3), контракт по которому был подписан в феврале 2022 г., до начала СВО.

Мощность Дальневосточного маршрута составит 10 млрд м³/год газа, что в совокупности даст 48 млрд м³/год поставок газа в Китай.
Идет подготовка по Западному маршруту - МГП Сила Сибири-2 и его продолжению по территории Монголии проектной мощностью 50 млрд м³/год, хотя контракта еще нет.

Другой вопрос, что МГП Сила Сибири-2 нужна России не меньше, чем Китаю, поскольку обеспечит соединение ГТС западной и восточной частей России.
Таким образом, уже в обозримом будущем объемы трубопроводных поставок газа из России в Китай составят почти 100 млрд м³/год, а если вспомнить, что ранее озвучивалась возможность прокачки по МГП Сила Сибири-1 до 60 млрд м³/год, то эта цифра может вырасти до 120 млрд м³/год.


Поэтому с европейского направления Россия не уходит, инициировав проект Турецкого газового хаба, тем более, что запросы на поставки российского газа от европейских покупателей поступают.

Идею хаба в Турции В. Путин озвучил в октябре 2022 г., а уже в декабре А. Миллер сообщил, что Газпром уже приступил к его практической реализации.
Проект предусматривает создание электронной площадки, которая позволит обеспечить прозрачное и справедливое ценообразование, сделать это возможно в течение ближайших месяцев.

Другой вопрос с наполнением будущего хаба - часть обеспечат мощности существующих российских газопроводов (МГП Турецкий поток и Голубой поток), но также туда будет поступать газ других поставщиков (Алжир, Катар, Азербайджан, потенциально и Туркменистана), с которыми сейчас идут переговоры.

Также Россия рассматривает возможность строительства новых газопроводов в направлении Турции, причем документация по проекту уже есть, поскольку МГП Турецкий поток изначально планировался с 2-кратно большей мощностью (63 млрд м³/год).

Газпром заявляет, что технически готов построить газотранспортные мощности, но вопросы с трубоукладкой на больших глубинах Черного моря все-таки пока остается открытым.

На южном направлении также возможны интересные проекты с Ираном, Казахстаном и Узбекистаном.
Ключевыми направлениями взаимодействия с Ираном в нефтегазовой сфере являются своповые поставки нефти и газа, участие российских компаний в иранских добычных проектах и совместные проекты по переработке.

Своповые поставки нефтепродуктов Россия и Иран уже начали, прорабатывается вопрос своповых поставок газа, на первом этапе речь может идти о поставках 5 млн т/год нефти и до 10 млрд м³/год газа.
Также Россия и Иран инициировали ряд совместных проектов, включая реанимацию проекта по электрификации ж/д-линии Гармсар - Инче Бурун.

С Казахстаном и Узбекистаном обсуждается вопрос поставок газа, потенциальное партнерство получило неофициальное название «Тройственный газовый союз» и вызвало шквал негатива в узбекистанских медиа.

В условиях сильных холодов этой зимой Узбекистан столкнулся с сильным дефицитом газа и вынужденно прекратил его экспорт в Китай.
В перспективе дефицит газа в стране будет нарастать в связи с истощением собственных месторождений, планами по развитию переработки и строительству новых генерирующих мощностей, в т.ч. газовых.

Российский газ мог бы восполнить этот дефицит, тем более, что инфраструктура по большей части есть - МГП Средняя Азия - Центр (САЦ), по которому в свое время газ из Туркменистана через Узбекистан и Казахстан шел в центральные регионы России.

Сейчас этот газопровод мог бы обеспечить реверсные поставки в Узбекистан, но нужно провести расчеты, финансовые согласования, определить участие каждой страны в этих инвестициях, чем сейчас и занимаются.

Перспективы проекты шире, чем поставки газа в Узбекистан, поскольку отрывают возможности для газового свопа с Туркменистаном, что перспективно при актуализации проекта МГП Туркменистан - Афганистан - Пакистан - Индия (ТАПИ), но опять-таки нужна стабильность в Афганистане.
Также новые возможности могут открыться и для МГП Пакистанский поток, который пока продолжает пробуксовывать.

Вторая волна импортозамещения

К усилению внешнего давления и переориентированию логистических потоков на Юг и Восток Россия готовилась уже давно, МГП Сила Сибири-1 и МНП Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО) возникли не из воздуха 24 февраля 2022 г.

Однако подготовка прошла не в том объеме, каком это было необходимо, а по ряду направлений импортозамещение было откровенно провалено, что, впрочем, было ожидаемо, ибо объем работ, возложенный на Минпромторг, оказался огромным.
Поэтому в 2022 г. пошла 2^я волна импортозамещения, которая с легкой руки Д. Медведева получила название «достижение технологического суверенитета».

Однако от изменения формулировок ситуация не поменялась, возникло множество проблем, которые предстоит решать российским компаниям при участии властей.

В первую очередь, под удар попал экспорт угля, поскольку оказалось, что балкеров для перевозки угля в достаточном количестве нет (а высокого ледового класса нет совсем, что ставит под удар проект разработки Сырадасайского угольного месторождения на п-ве Таймыр).
К провозу угля с месторождений Кузбасса и др. угольных регионов в направлении восточных портов РЖД оказалась не готова.

Нехватка судов сказалась и на экспорте нефти.
Собственных танкеров крупнее Афрамаксов у России не оказалось (что в принципе было логично, поскольку для поставок в Европу крупных танкеров и не требуется), что при перестройке логистики оказало серьезное негативное влияние, поскольку с удлинением логистического плеча эффективнее использовать супертанкеры (VLCC, ULCC).

Это привело к резкому росту дисконта на нефть сорта Urals, который затем снизился, но все равно остался гораздо выше уровней, фиксируемых до СВО.
Также оказалось, что у России не выстроена экосистема услуг по морской транспортировке нефти, включая услуги страхования.
Эти проблемы решались оперативно, но полностью пока не решены.

Российские страховые компании, в первую очередь, Ингосстрах вместе с перестраховкой от Российской национальной перестраховочной компанией (РНПК), которая была докапитализована, смогли частично облегчить проблемы.
Турция признает российские страховки, Индия и Китай - по большей части, но не все.


Таким образом, на российское судостроение в ближайшие годы ложится значительная нагрузка.
К этому добавляется также необходимость строительства судов, которые раньше в России никогда не строились, в частности, танкеров-газовозов ледового класса Arc7.

Сдача головного танкера-газовоза для проекта Арктик СПГ-2, возможно, будет задержана, что потребует от НОВАТЭКа перестройки планов по сбыту СПГ, ориентируясь не азиатский рынок, а на европейский, что несет свои риски.

С самим проектом Арктик СПГ-2 рисков срыва сроков удалось избежать, но проекту потребовалась техническая реконфигурация.
В чем суть изменений не поясняется, технология сжижения на Арктик СПГ-2 осталась той же (Linde), а модули в Россию НОВАТЭКу протаскивать удается.
Не исключено, что речь идет об энергоснабжении - НОВАТЭК, возможно, закажет плавучую ТЭС для 1^й линии Арктик СПГ-2 у турецкой Karpowership, что позволит заместить недопоставленные турбины Baker Hughes.

Самое печальное, что ТЭС не газотурбинная, а газопоршневая, т.е. технологические возможности для строительства подобных ГТЭС у России формально есть, но все упирается в сроки и отсутствие стимулов к развитию подобных решений.
На перспективу НОВАТЭК настроен оптимистично и в 2023 г. готов думать о следующих проектах.

В целом по российским СПГ-проектам в ближайшее время ожидается рост производства до 64 млн т/год, а до 2035 г. - выход на 100 млн т/год.
Хотя статус СПГ-проекта в Усть-Луге остается неясным, Газпром ограничивается дежурными фразами о том, что комплекс строится.

Также чувствительной точкой оказались средне- и крупнотоннажные технологии сжижения.
Госпрограммы по локализации производства СПГ-оборудования в предыдущие годы не были подкреплены финансированием из-за чего российская СПГ-отрасль столкнулась с серьезными проблемами после введения технологических санкций Запада.

В 2022 г. правительство РФ распорядилось о выделении 6 млрд руб. на НИОКР по созданию отечественного СПГ-оборудования, а также производства различных товаров и продукции на основе химических технологий, но это в разы ниже запрашиваемых отраслью сумм.
Впрочем, многое уже сделано, в т.ч. благодаря активному участию Росатома.

На площадке НИИЭФА создан 3^й в мире стенд для тестирования средне- и крупнотоннажного оборудования для СПГ-проектов, на нем уже испытан крупнотоннажный криогенный СПГ-насос.

Атомэнергомаш создаст ключевое оборудование для крупнотоннажного производства СПГ - криогенные теплообменники.


С газовыми турбинами большой мощности (ГТБМ) - отдельная боль.
Проблемы обострились после выхода западных производителей из российских СП, где не было обеспечен достаточный уровень локализации, та же СТГТ, бывшее СП Силовых машин и Siemens, жаловалась, что не сможет своими силами достичь полной локализации турбин Siemens и нуждается в технологических партнерах.

Разработкой отечественных ГТБМ занимаются Силовые машины (модели ГТЭ-65 и ГТЭ-170) и входящая в Ростех Объединенная двигателестроительная корпорация (ГТД-110М), выпуск которых запланирован на 2024 г.
Однако мощности предприятий по выпуску ГТБМ сильно ограничены, в связи с чем ресурс ГТБМ приходится экономить и искать поставщиков и технологических партнеров.

В октябре 2022 г. появилась информация, что Иран и Россия подписали экспортное соглашение о поставке 40 газовых турбин в Россию, но впоследствии она не подтвердилась.
Сейчас Россия и Иран обсуждают сотрудничество в сфере передачи иранских газотурбинных технологий и налаживанию их совместного производства в России.

Neftegaz.RU: рост в сложных условиях

Сложным 2022 г. был и для Информационного агентства Neftegaz.RU, однако нам удалось не только пережить «турбулентность», сохранив при этом стабильность, но и показать заметный рост по ключевым показателям.

Так, за 2022 г. Neftegaz.RU набрал 7,87 млн посетителей и 16 млн просмотров.
Рост числа посетителей составил почти 20%, просмотров - 23%.
Максимальная посещаемость за сутки была зафиксирована 12 мая - 114,710 тыс., в момент нарастания санкционного давления на российский нефтегаз.
Минимальная посещаемость у нас была 1 января (7,5 тыс.), за что мы себя традиционно не виним.

Средняя посещаемость за месяц в 2022 г. составила 800 тыс., что в 1,5 раза выше, чем в 2021 г.




Автор: Е. Алифирова