"Роснефть" и ExxonMobil почти на 25% сократили стоимость строительства завода по сжижению газа "Дальневосточный СПГ", сообщил "Интерфакс" со ссылкой на отчет правительства о работе российских СРП. Прежде проект оценивался в $20,1 млрд, говорится в документе. Но сумму получилось снизить до $15,3 млрд "за счет текущих работ по оптимизации, изготовления модулей в сокращенные сроки и резервирования средств на непредвиденные расходы соразмерно уровню определенности объемов работ", цитирует документ "Интерфакс". Поставки на "Дальневосточный СПГ" — приоритетный вариант продажи газа, который может добывать "Салахин-1" на островном шельфе, говорится в документе. "Сахалин-1" — проект, который реализуется по соглашению о разделе продукции, его оператор — подконтрольный ExxonMobil (20% — у "Роснефти").

По данным ЦДУ ТЭК, ранее стоимость строительства "Дальневосточного СПГ" мощностью до 5 млн т в год оценивалась примерно в $12 млрд. Эта сумма включала в себя затраты на расширение газотранспортной системы на о. Сахалин. В конце сентября президент Exxon Neftegaz Стивен Батт сообщил, что консорциум высоко оценивает перспективы спроса на СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе, а в строительстве собственных мощностей видит возможность эффективно монетизировать запасы газа. Exxon Neftegaz рассматривает возможность строительства завода по сжижению газа рядом с пос. Де-Кастри (расположен на материке, на берегу Японского моря). Предполагаемая мощность "Дальневосточного СПГ" увеличилась почти на 25% до 6,2 млн т, сообщал Батт, но размер инвестиций не уточнял.

Связаны ли расхождения в оценке стоимости проекта с увеличением мощности завода, в российском представительстве ExxonMobil и "Роснефти" комментировать не стали. Представитель Минэнерго не ответил.

В 2016 г. "Сахалин-1" поставил покупателям 2,37 млрд куб. м газа. Для производства 6,2 млн т СПГ на "Дальневосточном СПГ" Exxon Neftegaz должен будет поставлять на завод еще чуть менее 10 млрд куб. м в год. Кроме того, часть добываемого газа необходимо закачивать обратно в пласт — для поддержания давления и объемов добычи нефти. Но даже с учетом этого собственных ресурсов, чтобы обеспечить завод сырьем, "Сахалину-1" должно хватить. Альтернатива строительству собственного завода — поставки оператору другого СРП-проекта, "Сахалину-2" (контролируется "Газпромом"), который уже построил две очереди собственного СПГ-завода (мощностью 9,6 млн т) и планирует строительство третьей очереди (5,5 млн т ). До 2014 г. ресурсной базой для расширения завода были Киринское и Южно-Киринское месторождения. Но после введения американских санкций разработка Южно-Киринского осложнилась.

Переговоры о возможности поставок газа "Сахалина-1" на завод "Сахалина-2" идут с 2015 г. В четверг Счетная палата сообщила, что переговоры о реализации газа на завершающем этапе. "Решение должно быть принято в конце 2017 — первой половине 2018 г.", — приводятся в сообщении слова аудитора Счетной палаты Александра Жданькова.

Если отталкиваться от цифр, приведенных в отчете правительства, инвестиции только в сжижение у "Дальневосточного СПГ" в пересчете на единицу мощности составят свыше $2400 за 1 т, говорит аналитик энергетического центра бизнес-школы "Сколково" Александр Собко. "Для сравнения: уровень затрат на американских проектах СПГ — только стоимость сжижения — составляет менее $800-900 за 1 т. Для "Ямал СПГ" "Новатэка" — $1600, для "Арктик СПГ-2" заявлялись на 30% ниже по сравнению с "Ямал СПГ", — говорит Собко. Мир знает и более дорогие проекты, например в Австралии. Возможно, оценка "Дальневосточного СПГ", приведенная в отчете правительства, включает в себя не только затраты на строительство, но и инвестиции в добычу, предполагает эксперт. Географическое положение у завода удачнее, чем у ямальских проектов, отмечает Собко. "Ключевой вопрос — удастся ли заметно снизить стоимость завода относительно заявленной. При ожидаемом избытке предложения СПГ продать его на азиатском рынке по ценам выше $8/MBTU, чтобы покрыть полную расчетную себестоимость СПГ, будет сложно. Поэтому в кратко- и среднесрочной перспективе расширение "Сахалина-2" было бы самым конкурентоспособным решением", — предполагает Собко.

Срок окупаемости "Дальневосточного СПГ" может быть довольно большим, соглашается директор отдела корпораций Fitch Дмитрий Маринченко. "Но конкурентоспособность — это не только стоимость строительства. От размера понесенных затрат стоимость СПГ зависеть не будет. "Сахалин-1" будет продавать его по той цене, по которой его будут готовы купить. А операционные расходы на производство у него скорее всего будут значительно ниже, чем у конкурентов. Низкая стоимость сырья и производства, а также короткое транспортное плечо позволят заводу стабильно генерировать хороший денежный поток", — считает Маринченко.

Исходя из оценки отработанной за 20 лет технологии строительства и последующей модернизации завода, затрат на его сооружение, логистики продаж СПГ, видимо, проще всего было бы построить третью очередь "Сахалина-2", считает старший научный сотрудник ИМЭМО РАН Михаил Субботин. "При условии строительства "Дальневосточного СПГ" именно в рамках СРП "Сахалин-1" возникают два завода — претендента на газ "Сахалина-1". Если речь идет о строительстве завода именно в рамках СРП "Сахалин-1", решение, по сути, останется за правительством России, а точнее, за наблюдательным советом проекта, половину которого составляют представители правительства", — напоминает Субботин.

Артур Топорков

Сейчас готовится крупнейшая международная сделка, которая, как сообщают СМИ, может оказать влияние и на российский энергетический рынок: финская корпорация Fortum собирается выкупить у немецкой E.On 46,65% акций энергокомпании Uniper за 3,8 млрд евро. По немецкому законодательству при покупке более 30% акций любой публичной компании должна быть сделана оферта остальным акционерам. Вслед за выкупом пакета E.On может последовать выкуп долей других акционеров, если они сочтут это выгодным для себя. Один из основных активов Uniper — энергокомпания "Юнипро", работающая на российском рынке. По оценкам прессы, если сделка состоится в полном объеме, Fortum может стать ключевым иностранным инвестором в российской энергетике.

Fortum через свою российскую структуру ПАО "Фортум" активно инвестирует средства в российскую энергетику, в том числе развивает новые технологии. Общая стоимость инвестиционной программы финского энергетического концерна Fortum в России по строительству новых энергогенерирующих мощностей в тепловой генерации составила 2,5 млрд евро, а общие инвестиции с 2008 года — более 5 млрд евро.

Эксперты оценивают положение "Фортум" на российском рынке электроэнергетики как очень устойчивое. По данным СМИ и официальных отчетов компании, бизнес "Фортум" в России демонстрирует хорошие показатели. Компания наращивает выручку за счет ввода новых мощностей и их эффективной эксплуатации. По итогам 2015 года выручка от продаж составила 54,1 млрд рублей, в 2016-м — 60,5 млрд рублей. Статус компании определяет и тот факт, что 50,8% акций принадлежит правительству Финляндии. На официальном открытии Няганской ГРЭС присутствовали президент России Владимир Путин и его финский коллега Саули Ниинистё. НГРЭС стал брендовым проектом в российской энергетике: станция более чем в 1300 мегаватт построена с "нуля", за последние 30 лет со времен пост-СССР подобные объекты в стране не возводились.

Что представляет собой "Фортум" в России? Восемь электростанций 4,5 ГВт установленной мощности по электроэнергии и около 10 — по теплу. У финской компании самый современный парк оборудования на действующих тепловых ТЭЦ и крупный портфель перспективных проектов в области возобновляемой энергетики. Уже сейчас в стадии завершения строительство первой в России ВЭС, мощности которой будут выводиться на оптовый рынок. Этот во многом пилотный проект — 14 ветроустановок суммарной мощностью в 35 МВт и стоимостью 65 млн евро — "Фортум" реализует в Ульяновской области.

Летом этого года "Фортум" в тандеме с "Роснано" заявили о создании инвестфонда по развитию ветроэнергетики. Доля участия "Фортум" в капитале фонда оценивается в 15 млрд руб. Созданный "Фортум" и "Роснано" союз позволил получить в проведенном тендере право на строительство 1 ГВт ветромощностей в течение 2018-2022 годов.

В сфере возобновляемой энергетики Uniper имеет проекты во Франции — ветряная и солнечная генерация, небольшой объем генерации на биомассе. Кстати, Fortum — одна из крупнейших компаний Евросоюза по генерации на биомассе, производству энергии на отходах. В этой сфере пересечений интересов двух крупных иностранных игроков на российском рынке нет. Зато в традиционной тепловой энергетике в случае сделки Fortum — Е.On может произойти перераспределение сил. По мнению аналитика Renaissance Capital Владимира Скляра, которого цитируют СМИ, консолидация активов "Фортум" и "Юнипро" позволит достичь синергии в снижении затрат, унификации закупочных процедур, управления топливными издержками. Это важное преимущество сделки.

ПАО "Юнипро", которая входит в Uniper, владеет 11,2 ГВт генерирующих мощностей в России. Ей принадлежат Березовская, Шатурская, Смоленская, Яйвинская ГРЭС и Сургутская ГРЭС-2. СМИ отмечали, что выручка компании за январь — июнь 2017 года снизилась на 4,6% по сравнению с аналогичным периодом 2016-го. Основным фактором, оказавшим влияние на финансовые показатели, как полагают эксперты, стало выбытие поврежденного в результате аварии энергоблока N 3 на Березовской ГРЭС мощностью 800 МВт, который в феврале прошлого года пострадал от пожара и с тех пор находится на аварийном ремонте. В конце прошлого года СМИ отмечали, что февральская авария на Березовской ГРЭС продолжает негативно влиять на финансовые результаты генератора. А в конце апреля этого года "Юнипро" сама сообщала, что выработка ее электростанций в I квартале снизилась на 12,2% — до 13,6 млрд кВт/ч. Перезапуск энергоблока планируется не раньше 2019 г., затраты на восстановление оцениваются в 39 млрд руб.

Аналитики обращают внимание на политику "Юнипро" в части выплаты дивидендов. Падающие доходы в России наложили негативный оттенок на стоимость ее акций, но компания продолжает привлекать акционеров и обещает по итогам 2017 года выплатить в виде дивиденда около 12 млрд руб. с учетом уже перечисленных средств за I квартал. В целом "Юнипро", как считают аналитики, намерена возвращать своим акционерам от 40 до 60% прибыли по международным стандартам и обещает поддерживать дивиденды на достигнутом уровне и даже привлечь краткосрочные займы для их выплаты. Возникают вопросы: не является ли подобная щедрость легальным способом вывести из оборота средства, которые могли быть направлены на развитие?

Прибыль в российском сегменте бизнеса "Фортум" реинвестируется, средства направляются на развитие. За десять лет компания ни разу не выплатила дивиденды, покрывая заработанными деньгами затраты на модернизацию своих ТЭЦ. В этом году выведено из эксплуатации старое оборудование Челябинской ГРЭС, построенной в 30-е годы, старые мощности замещены современными парогазовыми блоками в 750 МВт. Наращивание энергоэффективных мощностей позволяет формировать в России устойчивый центр прибыли, что поддерживает дивидендную политику материнской корпорации.

Более 60% продаваемой на рынке электроэнергии "Фортум" производит по современным парогазовым технологиям. Показатель загрузки мощностей, так называемый КИУМ, у "Фортум" превосходит позиции "Юнипро" в последнем рейтинге от НП "Совет рынка" на 18 пунктов. В публикуемом ренкинге за второй квартал 2017 года "Юнипро" по эффективности использования мощностей среди генерирующих компаний занимает 26-е место.

Аналитики задаются вопросом, что принесет возможная предстоящая сделка? В Fortum заявляют, что на данном этапе не ведут разговор о слиянии бизнеса, но видят себя долгосрочным акционером Uniper, подчеркивая, что у компаний есть общие пути для развития.

"Мы также развиваем технологии и услуги там, где это менее капиталоемко. Я думаю, важно быть открытым к изменениям энергосистемы, поскольку в 2020-2030 годах она будет значительно отличаться от нынешней, и многие вещи могут измениться. Чтобы быстро реагировать на изменения, нужно обладать стратегической гибкостью, — заявил СМИ, комментируя будущую сделку, глава Fortum Пекка Лундмарк. — Мы надеемся на конструктивный диалог с менеджментом Uniper в будущем".

Никита Иванов

Нефтекомпании в последние месяцы существенно снизили поставки дизельного топлива на рынок из-за ремонта нескольких нефтеперерабатывающих заводов. В итоге  в октябре стоимость дизеля на заправках выросла на 25-30% по отношению к октябрю  прошлого года. Об этом свидетельствует статистика Росстата и данные нефтетрейдеров, с которыми ознакомились "Известия". Федеральная антимонопольная служба (ФАС) уже посоветовала нефтяникам увеличить продажи топлива на бирже, чтобы к концу года цены стабилизировались. Об этом изданию рассказал источник, близкий к службе, информацию подтвердил представитель ФАС.

Обычно осенью цены на бензин и дизель вслед за спросом демонстрируют снижение. Но в этом году российские НПЗ уводят в ремонт более значительные мощности, чем в прошлом. Как подсчитали для "Известий" в агентстве "Аналитика товарных рынков", суммарный простой мощностей составит 7,3 млн т, тогда как год назад за тот же период он составил не более 5,7 млн т. Простой на НПЗ неизбежно приводит к появлению дефицита топлива.

За ценами на него пристально следит ФАС, стремящаяся удержать их рост в пределах инфляции.

— Мы обсудили ситуацию с компаниями, они в ответ указали, что уже увеличивают поставки, — рассказал "Известиям" начальник управления контроля ТЭК ФАС Дмитрий Махонин. — Относительно дизеля ФАС не видит предпосылок для дальнейшего роста цен, они уже падают, к примеру, на межсезонное топливо.

Как рассказал "Известиям" близкий к ФАС источник, служба недавно  рекомендовала  крупнейшим нефтяным компаниям ("Роснефть", "Газпром нефть", "Лукойл", "Сургутнефтегаз", "Татнефть") увеличить продажи дизеля на бирже, чтобы насытить рынок и стабилизировать цены.

Если розничные цены на бензин выросли незначительно (с октября прошлого года в среднем на 13-14%), то дизель подорожал сильнее — на 25-30%. Как свидетельствуют данные Росстата, если в октябре этого года средняя стоимость дизельного топлива была около 40 рублей за литр, то год назад литр дизеля стоил 32-33 рубля. Такой резкий рост был спровоцирован нефтяниками, резко снизившими поставки топлива на бирже в августе-сентябре этого года.

На российском рынке сложился дефицит морозостойких сортов дизельного топлива, отметил в разговоре с "Известиями" гендиректор агентства "Аналитика товарных рынков" Михаил Турукалов.

— Спрос находится как минимум на уровне прошлого года, но при этом в августе-октябре на бирже реализуется существенно меньше морозостойких марок дизтоплива, чем в этот же период 2016 года. Недостающие объемы частично покрывались за счет запасов и заменителей дизтоплива, — рассказал он.

Производители топлива не намерены действовать вразрез с логикой рынка и в дальнейшем безосновательно повышать цены.

Ценовая политика Группы компаний "Новый Поток" (объединяет Антипинский и Марийский НПЗ) является гибкой и будет формироваться исходя из конъюнктуры внутреннего рынка грядущего квартала, сообщил "Известиям" представитель группы. Представители "Лукойла", "Сургутнефтегаза", "Татнефти" и "Газпром нефти" не ответили на запросы, в "Роснефти" отказались от комментариев.

По мнению экспертов, до конца года биржевые цены на дизельное топливо могут снизиться.

— Сейчас российский рынок является приоритетным для производителей — товар выгоднее продавать внутри страны, чем экспортировать. Если будет должный контроль со стороны регуляторов, есть надежда, что оптовые цены на топливо вскоре снизятся за счет роста объемов продаж на бирже. Тем не менее, несмотря на попытки ФАС исправить эту ситуацию, мы видим, что отдельные нефтяные компании продолжают сушить рынок дизтоплива, — считает Михаил Турукалов.

Нефтяникам приходится отрабатывать акцизную нагрузку, которая растет вопреки обещаниям правительства, рассказал руководитель аналитического управления Фонда национальной энергетической безопасности Александр Пасечник.

— Влияют и мировые цены на нефть, которые сейчас растут. Если тренд на удорожание нефти продолжится, в этом году топливные цены могут не удержаться в рамках инфляции, — предупреждает аналитик.

Нефть будет и дальше повышаться в цене. По прогнозам Международного энергетического агентства, к концу года спрос вырастет до 98 млн баррелей в сутки. Как пояснил "Известиям" Дмитрий Махонин, по итогам года рост розничных цен всё же останется в пределах инфляции, которая ожидается в районе 4%.

Арсений Погосян

К 2030 году электромобили могут лишить нефтяную отрасль $2 трлн потенциальных ежегодных доходов, из них больше $850 млрд могут потерять бюджеты государств. Но в России угрозы пока не признают.

Три сценария

Аналитики Goldman Sachs оценили, как развитие производства электромобилей повлияет на доходы нефтяных компаний в долгосрочной перспективе — до 2030 года. В отчете банка, имеющемся в распоряжении РБК, они рассмотрели три варианта развития событий: базовый, "гиперсценарий" и сценарий "два градуса по Цельсию", который учитывает потепление климата на два градуса к 2100 году (вероятность — 50%, об этом сценарии говорило Международное энергетическое агентство). В трех сценариях количество электромобилей составит 6,5, 10 и 15% от общемирового парка соответственно. При этом цена электрокаров станет конкурентоспособной по сравнению с традиционными автомобилями, если цена батареи упадет ниже $100 за 1 кВт·ч, в этом случае электрокар окупается за три года, указывают аналитики. Сейчас стоимость батарей для электрокаров — $220 за 1 кВт·ч, но в базовом сценарии Goldman Sachs она упадет до $165 за 1 кВт·ч к 2020 году, в гиперсценарии цена батареи к 2020 году упадет до $110 за 1 кВт·ч, а к 2030 году — до $73 за 1 кВт·ч.

Во всех трех сценариях развитие производства электрокаров серьезно влияет на спрос на нефть, указывают аналитики. К 2030 году спрос на нефть снизится на 2 млн, 3 млн или 4 млн барр. в сутки в зависимости от сценария. Но эффект для цен на это сырье будет незначительным и проявится только к 2030 году: баррель может подешеветь на $1-4.

В целом к 2030 году потенциальные ежегодные доходы нефтяного бизнеса и государства могут сократиться на $1,9 трлн. Из них $896 млрд придется на бизнес по добыче (доходы до уплаты налогов).

Перерабатывающий бизнес, пишут аналитики Goldman Sachs, пострадает раньше и больше всех. Уже к 2025 году загрузка заводов пробьет "критический уровень" в 81% (который позволяет им зарабатывать), указывают они. К 2026-2029 годам перерабатывающие компании потеряют больше 6-8% рынка и $93 млрд потенциальных доходов в год; для сравнения: это больше 10% EBITDA крупных нефтяных компаний США в 2017 году. Из них $50 млрд в год уже к 2026 году может потерять розничный бизнес (владельцы АЗС).

Развитие электрокаров ударит и по бюджетам государств: к 2030 году они могут не досчитаться $850 млрд налогов, которые платятся с доходов от продажи топлива (например, акцизные сборы в России), в бюджетах некоторых стран могут образоваться дыры. Для сравнения: европейские страны в 2018 году получат $350 млрд налогов от продажи бензина и дизеля, это 5% всех налоговых поступлений европейских государств. У США при этом будут минимальные потери: меньше 2% налоговых поступлений в бюджет государства.

Россия электрокаров не боится

Но все три сценария имеют оговорки и риски неисполнения, пишут аналитики Goldman Sachs. Во-первых, полный переход на электрокары потребует огромных вложений в инфраструктуру в $6 трлн, и неясно, кто возьмет на себя эти инвестиции. Во-вторых, остается непонятным, упадет ли цена на батареи. Наконец, госполитика в отношении развития рынка электрокаров может измениться. Пока большинство государств поддерживает этот сегмент, но не стоит забывать об угрозе потери нефтяных налогов, заключают аналитики.

Российские политики и нефтяники пока не считают электромобили серьезной угрозой. В начале октября на Российской энергетической неделе президент Владимир Путин заявил, что газомоторное топливо гораздо более экологично, нежели электромобили, и в будущем на мировом рынке в основном будет сохраняться текущий энергобаланс. "Сегодня в мире первичным источником номер один является даже не нефть, а уголь. Конечно, надо двигаться к тому, чтобы возобновляемые источники энергии выходили на первое место в системе генерации, но это будет не раньше, чем на рубеже после 30 лет, и пока мы не знаем, как это будет", — заявил президент.

В июне главный исполнительный директор "Роснефти" Игорь Сечин уделил большое внимание электромобилям в своем докладе на международном экономическом форуме в Санкт-Петербурге. Доля продаж электромобилей в разных странах мира незначительная; например, в США, Европе и КНР — не больше 2%, рассказывал Сечин, напомнив, что только в Норвегии продажи составили 24%, но тут "дело в значительных субсидиях со стороны государства". Есть и другие важные "детали": заряжать электрокары долго и неудобно, производители альтернативной энергии в основном получают дотации, в то время как нефтяники платят акцизы и налоги, а в суровом климате электрокары сложно использовать: аккумуляторы быстро разряжаются, объяснил глава "Роснефти". В заключение Сечин выразил сомнение и в эффективности бизнес-модели компании Tesla, указав, что, по мнению ряда инвестбанков, текущая капитализация компании почти в два раза превышает ее фундаментальные показатели.

Развитие электромобилей затронет и Россию, так как для нашей нефтегазовой отрасли внутренний рынок не является основным: мы экспортируем примерно половину добываемой нефти и производимых нефтепродуктов, говорит старший консультант Vygon Consulting Александр Былкин. Сейчас доля электрокаров в мировом парке не превышает 1%, и их влияние на нефтяную отрасль минимально, напоминает он. Пока неизвестно, смогут ли производители удешевить стоимость электрокаров настолько, чтобы они стали конкурентоспособны по цене с традиционными автомобилями, заключает эксперт.

Алина Фадеева