Ранее мы с вами поговорили о вмешательстве политики в энергетику, энергетических и политических альянсах, страшных и не очень санкциях, перспективах рынка нефти и «войне прогнозов между ОПЕК и МЭА, уязвимости ТЭК в условиях обострения военных конфликтов. Сегодня мы продолжим подводить итоги года, сосредоточившись на газовых вопросах и положении дел в отечественном ТЭК.

Узел украинского транзита

С приближением конца года все более горячей становилась тема транзита энергоресурсов через территорию Украины. Первая серия случилась в июне 2024 г., когда Украина расширила санкции, запретив транспортировать нефть ЛУКОЙЛа по своему участку южной нитки магистрального нефтепровода (МНП) Дружба, что стало неприятным сюрпризом для венгерской MOL, владеющей нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ) в Венгрии и Словакии. Полностью транзит российской нефти через Украину по МНП Дружба не остановился, но нефть ЛУКОЙЛа временно замещалась нефтью других поставщиков. Венгерская MOL договорилась о переносе точки сдачи нефти с границы Украины с Венгрией на границу Белоруссии и Украины, т.е. по украинскому участку для транзита теперь поставляется нефть не ЛУКОЙЛа, а MOL. Схема поставок по измененным контрактам и с новой точкой сдачи начала работать в октябре 2024 г., никаких санкций она не нарушает.

Успешное решение вопроса с транзитом нефти подкинуло рабочую схему для продолжения транзита российского газа по газотранспортной системе (ГТС) Украины, но здесь ситуация сложнее. Последние часы действует 5-летний транзитный контракт, заключенный 31 декабря 2019 г. Газпромом, Оператором газотранспортной системы Украины (ОГТСУ) и Нафтогазом, выполняющим функцию агента Газпрома (как звучит-то - Нафтогаз - агент Газпрома!) по организации транзита.

Этот контракт позволял прокачивать по ГТС Украины 40 млрд м³/год (109,6 млн м³/сутки) газа в 2021-2024 гг. через 2 газоизмерительные станции (ГИС) - Суджа и Сохрановка. Фактические объемы прокачки были существенно ниже, поскольку ГИС Сохрановка еще в 2022 г. была заблокирована ОГТСУ, а через ГИС Суджа Газпром наращивать объемы прокачки не стал, сославшись на технологическую невозможность. В среднем в 2024 г. через ГИС Суджа проходило порядка 42 млн м³/сутки газа, а в целом за 2024 г., по предварительным оценкам, по ГТС Украины было прокачано 15,4 млрд м³ российского газа.

От продления транзитного контракта Украина отказалась, но для продолжения транзита контракт не является обязательным условием, а запрет В. Зеленского на ведение переговоров с Россией может быть обойден:

• по имплементированному на Украине законодательству ЕС, транзит может идти на основании результатов аукционов на бронирование газотранспортных мощностей,
• по аналогии с нефтью ЛУКОЙЛа, помог бы перенос точки сдачи газа, поставляемого европейским покупателям, с западной на восточную границы Украины, т.е. по ГТС Украины пойдет уже не российский газ, а словацкий или азербайджанский, турецкий, венгерский, да хоть марсианский (Россия не против такого переноса, но дала понять, что транзитные вопросы с Украиной должны решать европейские компании),
• возможна замена организатора транзита с Нафтогаза на компанию-посредника, тогда на западной границе Украины газ снова волшебным образом становился бы российским,
• межоператорское соглашение между Газпромом и ОГТСУ (подписано в рамках транзитного пакета в декабре 2019 г. и с 1 января 2025 г. истекает) при большом желании могли бы подписать швейцарские, нидерландские, кипрские дочки компаний при посредничестве юридических компаний с Каймановых островов где-нибудь на Багамских островах.

Россия готова продолжать поставки газа через ГИС Суджа, даже несмотря на то, что станция находится на территории Курской области, контролируемой ВСУ. Однако реализация подобных схем упирается в 2 больших "НО":

• в условиях объявленного ОГТСУ форс-мажора по ГИС Сохрановка Газпром не стал оплачивать транзитные услуги через эту точку (в контракт заложен принцип «качай или плати» по 2 ГИС, но форс-мажор по ГИС Сохрановка был объявлен украинской стороной). Нафтогаз начал требовать оплаты по обеим точкам, Газпром отказался, Нафтогаз пошел в Стокгольмский арбитраж, Газпром получил антиисковую защиту в российском суде. Эта коллизия привела к ситуации, когда средства за поставляемый Газпромом газ (даже при привлечении посредника, от имени которого будет идти прокачка российского газа по ГТС Украины) могут взыскиваться по решению международного арбитража в пользу Нафтогаза. Президент Украины В. Зеленский прямо дал понять о своем хитром плане, заявив, что можно подумать о продолжении транзита газа, но лишь при условии, что европейская страна не будет платить деньги за поставки России. Президент РФ В. Путин дал понять, что это неприемлемо для России, а Газпром потерю украинского транзита переживет (на фоне потери более 100 млрд м³/год на европейском направлении, 15 млрд м³/год погоды не делает; хотя потери будут меньше - порядка 5 млрд м³/год из этого объема может забрать 2^я нитка магистрального газопровода (МГП) Турецкий поток).
• у Газпрома с европейскими покупателями заключены долгосрочные контракты, в них четко прописана точка сдачи (в большинстве случаев это Центральноевропейский газовый хаб в Австрии, бывший Баумгартен), скорректировать эти контракты в сжатые сроки физически невозможно. По украинскому маршруту российский газ получают Словакия, Австрия (уже не напрямую от Газпром экспорта), Италия, Чехия и Венгрия (договорилась о полном переключении на поставки по МГП Турецкий поток), Молдова (получила предупреждение от Газпрома о прекращении поставок с 1 января 2025 г. из-за регулярного неисполнения платежных обязательств по действующему контракту) и Приднестровье. Флагманом переговорного стала по сохранению украинского транзита стала Словакия, собравшая коалицию импортеров газа и крупных промпотребителей в Центральной Европе (в т.ч. из Австрии, Венгрии и Италии), получив от России заверения о готовности продолжать транзит и проведя переговоры с украинской стороной. Словакия хотела бы добиться поставок в ее адрес и в адрес ее партнеров 15 млрд м³/год, что соответствует объему прокачки в 2024 г.

Немедленных результатов переговоры не дали и в 2025 г. мы входим без украинского транзита. Впрочем, это далеко не первый раз, когда ситуация с прокачкой газа по ГТС Украины оказывалась в подвешенном состоянии в начале года. Была серия кризисов 1992-2004 гг., были конфликты 2005/2006 гг. и 2008/2009 гг. В целом схема всегда была схожая - спор о цене газа, несанкционированный отбор Украиной газа из экспортного потока, снижение Газпромом прокачки в Европу на объем этого отбора, серия переговоров, урегулирование и возобновление прокачки. Так что это не первый сложный январь на украинском направлении и пространство для маневров остается.

Европейские покупатели газа, завязанные на получение газа из ГТС Украины, стремятся сохранить эти поставки, а Украина - транзитные платежи (хотя и декларируется обратное). Есть еще одна важная деталь - ГТС Украины исторически тесно связана с российской ГТС, для ее нормальной работы необходима прокачка газа с востока на запад. На западе Украины были созданы мощности для физического реверса газа с запада для закачки и подъема газа из украинских подземных хранилищ газа (ПХГ), но неясно, насколько готова украинская ГТС обеспечивать поддержание давления и снабжение крупных потребителей газа в подконтрольных Киеву районах на Востоке Украины.

Если схему с привлечением посредника для сохранения украинского транзита удастся реализовать, это будет иметь далеко идущие последствия:

• привлечение посредника из третьей страны делает прокачиваемый по ГТС Украины газ не российским, а газом компании из этой страны, т.е. план ЕС REPowerEU, предусматривающий отказ от импорта российского газа в 2027 г., умножается на 0 (той же самой цели служит и планируемый к запуску в 2025 г. Турецкий газовый хаб, через который будет проходить газ различных поставщиков, в т.ч. российский, тем самым обезличиваясь);
• перестает выглядеть безумной схема с покупкой американским инвестором С. Линчем оператора МГП Северный поток-2, одна из ниток которого пережила взрывы 26 сентября 2022 г. Если Nord Stream 2 AG и инфраструктура МГП Северный поток-2 станут американскими, а по газопроводу пойдет американский газ (газ настолько же американский, как и по украинской ГТС - словацкий), это «дерусифицирует» газопровод и решит вопросы с санкциями США и сертификацией МГП Северный поток-2 в ЕС. Технически схема реализуема, поскольку Nord Stream 2 проходит процедуру банкротства и ее активы могут быть выставлены на торги. Не исключено, что президент Сербии А. Вучич не так уж и далек от истины, говоря о том, что уцелевшая нитка МГП Северный поток-2 может быть продана инвесторам из США и запущена в течение 1 года.

Таким образом, 2025 г. обещает быть годом удивительным с точки зрения газовых схем на европейском рынке и преподнести множество сюрпризов, будет интересно наблюдать.

Пути российского газа

Не менее значительные события происходят и на ключевых для России газовых направлениях - в странах глобального Юга и Востока. На восточном направлении ключевым событием 2024 г. стал вывод суточных поставок газа в Китай по МГП Сила Сибири-1 (Восточный маршрут) на максимальный контрактный уровень - 38 млрд м³/год.

Сколько было разговоров, что российский газ Китаю не нужен, он не востребован, это чисто политическое решение, но факты говорят сами за себя - по просьбе китайской стороны вывод на контрактный уровень МГП Сила Сибири-1 произошел на месяц раньше запланированного, сам Китай достроил принимающую инфраструктуру с опережением графика на 7 месяцев, рекорды по суточным поставкам газа в Китай в 2024 г. Газпром ставил 9 раз, из них 2 декабрьских рекорда означали поставки на сверхконтрактом уровне.

План по поставкам в 2024 г. был превышен (в очередной раз), составив более 31 млрд м³ при плане в 30 млрд м³. Газпром не без оснований рассчитывает, что в 2025 г. поставки газа в Китай по Восточному маршруту превысят контрактные обязательства. Газпром и Китай обсуждают возможность увеличения прокачки до 44 млрд м³/год, а до того озвучивалась возможность транспортировки по газопроводу до 60 млрд м³/год газа.

Второй маршрут трубопроводных поставок газа в Китай - Дальневосточный маршрут (ранее проект МГП Сила Сибири-3) - сейчас активно строится. Его основу составляет действующий МГП Сахалин - Хабаровск - Владивосток (СХВ), от которого будет построено ответвление в Китай. Ресурсной базой Дальневосточного маршрута служат шельфовые месторождения о-ва Сахалин, что составляет для Газпрома определенную сложность, но Газпром уверенно заявляет, что начало поставок планируется в конце января 2027 г. Дальневосточный маршрут по контракту обеспечит поставку в Китай 10 млрд м³/год газа, но, как и в случае с Восточным маршрутом, там наверняка заложен резерв мощности.

По 2 маршрутам поставок трубопроводного газа в Китай - Восточный и Дальневосточный - вопросов нет, но есть и другие варианты, перспективы которых пока неоднозначны:

• Западный маршрут (МГП Сила Сибири-2 в России + МГП Союз Восток в Монголии) на 50 млрд м³/год экспортного газа остается в подвешенном состоянии, расхождения между Газпром и китайской стороной, в основном, касаются цены газа. Длительные обсуждения (а когда Китай был простым переговорщиком?) дало богатую почву для спекуляций на Западе - этот маршрут Китаю не нужен (мы это, кажется, уже слышали про Силу Сибири-1), что газ Китай хочет по очень низким ценам и выкручивает руки России (российский газ обходится Китаю дешевле центральноазиатского по естественной причине - все ценные компоненты из российского газа извлекаются на Амурском ГПЗ и в Китай идет фактически чистый метан, а центральноазиатский газ богат ценным сырьем для газохимии), что Монголия не включила МГП Союз Восток в свой план развития (а как включать-то, если контракта нет?). Большая часть МГП Сила Сибири-2 должна войти в состав масштабной системы МГП Восточная система газоснабжения (ВСГ), которая должна сначала соединить МГП Сила Сибири-1 и МГП СХВ (газопровод-перемычка Белогорск - Хабаровск уже строится и должен быть введен в эксплуатацию в 2026 г.), а затем соединить эти газопроводы с Единой системой газоснабжения (именно этот отрезок и будет составлять большая часть МГП Сила Сибири-2, которая пройдет от Томской области, по югу Красноярского края до Иркутской области, откуда возможно строительство отвода до госграницы России с Монголией в республике Бурятия). По поводу этого проекта Газпром осторожно заявляет, что он прорабатывается, а Красноярскому краю компания на текущем этапе предлагает автономную газификацию на базе СПГ);
• МГП Россия - Казахстан - Китай - этот проект Газпром и Казахстан обсуждают с 2022 г., связывая его с перспективой поставок российского газа для газификации северных и северо-восточных регионов Казахстана. Проект пока находится на ранней стадии проработки - ведутся расчеты, переговоры, технико-экономическое обоснование. Ориентировочная мощность по поставкам в Китай оценивается в 35 млрд м³/год, а еще 10 млрд м³/год газа по согласованной цене хотел бы получать Казахстан за предоставление землеотвода.

Пока неясно, какой из этих маршрутов будет реализован, какой станет приоритетным, а какой - альтернативным, а может и не альтернативным, а дополнительным. В обоих случаях просматривается значительная синергия с поставками нефти - МГП Россия - Казахстан - Китай может быть на значительном участке построен в коридоре МНП Казахстан - Китай, а в коридоре будущего МГП Союз Восток может быть проложена нитка нефтепровода. Поэтому будем с интересом следить за новостями по этим проектам, рассчитывая, что 2025 г. внесет хоть какую-то ясность... Но это не точно...

Не менее интересный газовый узел завязывается на Южном направлении. Газпром увеличил начавшиеся в 2023 г. поставки газа в Узбекистан транзитом через Казахстан, продолжая вместе с партнерами наращивать реверсные мощности системы МГП Средняя Азия - Центр (САЦ). Газпром подписал с Казахстаном договор о транспортировке газа через Казахстан в направлении Узбекистана и Кыргызстана в 2025-2040 гг., а с Кыргызстаном - 2 контракта на поставки газа. Поставки российского газа в Узбекистан за счет модернизации системы МГП в 2024-2030 гг. планируется увеличить в 3,6 раза и довести объем доступных мощностей до 32 млн м³/сутки (11,68 млрд м³/год). В Кыргызстан объем поставок российского газа может достичь 800 млн м³/год в течение 2 лет.

Но не это самое интересное. Газпром и Иран в уходящем году активно обсуждали поставки российского газа в Иран как для его внутреннего рынка, так и для реэкспорта, по заявлениям иранской стороны, речь может идти о фантастических 109 млрд м³/год (понятно, что это программа-максимум Ирана, а на начальном этапе, если все сложится, поставки будут кратно меньше). Маршрут потенциальных поставок пока неясен - через Азербайджан или через Казахстан, Узбекистан и Туркменистан. Азербайджанский маршрут фактически уже существует, но там ограничения на пропускную мощность, Центральноазиатский маршрут предполагает большее число стран-транзитеров, но инфраструктура тоже имеется - можно перевести в реверс и задействовать новые участки МГП САЦ, тем более, что она и так дотягивается до юга Туркменистана, а оттуда идет действующий газопровод в Иран и планируется новый. Далее еще интереснее - Иран практически достроил свою часть МГП Иран - Пакистан (Мир), правда Пакистан со своей частью все никак не определиться - строит ли он ее или не строит, а Иран - судится ли он с Пакистаном или не судится. Потенциальной конечной точкой создаваемой системы МГП может стать Индия - проект МГП Иран - Пакистан - Индия (ИПИ) также рассматривался, несмотря на сложные отношения между Пакистаном и Индией.

Между тем в 2024 г. начались подвижки по строительству МГП Туркменистан - Афганистан - Пакистан - Индия (ТАПИ). Туркменистан и Афганистан начали строительство афганского участка МГП ТАПИ (не в первый раз, но в этот раз, кажется, по-серьезному). Если в Афганистане строительство удастся завершить (здесь талибам, пока еще запрещенным в России, предстоит показать, насколько плотно они контролируют территорию страны), то МГП ТАПИ входит на территорию Пакистана, где уже несколько лет в подвешенном состоянии находится российский проект МГП Пакистанский поток (ранее Север - Юг). Проект стоит на паузе из-за неясности с ресурсной базой, в качестве которой рассматривался и СПГ и другие газопроводы, которыми могут быть МГП Мир, МГП ТАПИ). Т.е. все эти проекты не являются конкурирующими друг по отношению к другу, а выстраивающимися в мощное газовое кольцо в Центральной и Южной Азии. В принципе, такую же сверхнадежную радиально-кольцевую ГТС Газпром пытался создать в Европе, пытаясь дотянуться до австрийского хаба Баумгартен как сухопутными продолжениями МГП Северный поток-2, так и Южный/Турецкий поток, но не срослось... Сейчас подобная система может быть выстроена в перспективном азиатском регионе. Осталось только построить… и профинансировать… и обеспечить безопасность.

Предел прочности российского ТЭК

Масштабного подведения итогов российского ТЭК в 2024 г. пока не произошло. Большая часть официальной статистики в нефтегазовом секторе закрыта - еще с 2022 г. не публикуются данные по добыче нефти и газового конденсата, поставкам и экспорту нефти. В 2024 г. в связи с напряженностью на российском топливном рынке в мае была закрыта статистика по производству бензинов, а в августе - об объемах выпуска дизельного топлива, топочного мазута, СУГ, кокса и полукокса из каменного угля, не исключены дальнейшие ограничения. Приостановку публикации правительство позиционировало как меру против манипулирования рынком и повышению энергетической безопасности. Однако никакие манипуляции этот запрет не сдержал, западные СМИ продолжают публиковать данные по морскому экспорту нефти (вплоть до раскладки по портам и направлениям поставок), производстве нефтепродуктов, загрузке НПЗ и т.п. Отсутствие официальной статистики (в регуляторно установленных пределах) повышает нервозность на рынке и его чувствительность к инфоповодам, а также плодит все новые вбросы, которые экспертному сообществу нечем парировать.

Официальные лица, уполномоченные озвучивать официальную статистику, в конце года цифр практически не озвучили, возможно, какую-то статистику увидим в 1^м квартале 2025 г. На данный момент можно говорить о следующих результатах:

• добыча нефти и конденсата в 2024 г. - 518-521 млн т (снижение на 1,8-2,4% к 2023 г., что обусловлено условиями соглашения ОПЕК⁺),
• добыча газа (природного и попутного) за 11 месяцев 2024 г. - 620,1 млрд м³, (рост на 7,6% по сравнению с показателем за 11 месяцев 2023 г.), по году показатель можно оценить в 685 млрд м³, а с учетом газа, сжигаемого на факелах - в 700 млрд м³,
• добыча газа Газпрома в 2024 г. - 416 млрд м³ (рост на 17,2% после снижения на 13,1% в 2023 г.),
• трубопроводный экспорт газа (оценочно):
• в Китай по МГП Сила Сибири-1 - 31 млрд м³ (рост на 36,6% к 2023 г.),
• в европейские страны дальнего зарубежья (без Турции) - оценочно 31,7 млрд м³ (рост на 10,7% к 2023 г.), в т.ч. 15,4 млрд м³ через ГТС Украины (рост на 3,3%) и 16,2 млрд м³ через 2^ю нитку МГП Турецкий поток (рост на 18,7%),
• производство СПГ за 11 месяцев 2024 г. - 31,4 млн т (рост на 6% к аналогичному периоду 2023 г.), в целом по году оценочно - почти 33,9 млн т (рост на 5%), в т.ч. Ямал СПГ (с учетом Арктик СПГ-2) - 21,5 млн т (рост на 8%), Сахалин-2 - чуть меньше 10 млн т (снижение на 2,4%),
• экспорт СПГ в 2024 г. - около 33 млн т (рост на 2% к 2023 г.),
• добыча угля за 11 месяцев 2024 г. - 386 млн т. (снижение на 1,4% в годовом сравнении), по году ожидается -1%, до 434 млн т (оценочно), при этом в основном угольном регионе России - Кузбассе - из-за проблем с логистикой ожидается снижение на 8,4%, до 196 млн т,
• производство электроэнергии за 11 месяцев 2024 г. - рост на 2,9%, до 1094 млрд кВт∙ч.

По большинству показателей наблюдается негативная динамика, а наблюдаемый рост либо является восстановительным (как с добычей газа), либо закладывает основу для новых проблем (как со спросом на электроэнергию). Однако говорить о ситуации только в негативном ключе нельзя.

Технологический суверенитет перестал быть абстрактным лозунгом и начал приносить реальные плоды. В 2024 г. многие проекты, реализуемые в течение ряда лет, начали приносить плоды:

• на ТЭС Ударная в Краснодарском крае запущен энергоблок на базе первой отечественной газовой турбины большой мощности (ГТБМ) ГТД-110М,
• первый отечественный флот гидроразрыва пласта (ГРП) успешно прошел полевые испытания на нефтяных и газовых скважинах,
• тестируются образцы высокотехнологичного оборудования для строительства и исследования скважин, такого как роторно-управляемые системы и скважинные тракторы,
• создаются компоненты подводных добычных комплексов (ПДК),
• идет подготовка к производству компрессорных агрегатов большой мощности для крупнотоннажного СПГ, есть подвижки по криогенным емкостям,
• на ходовые испытания вышел танкер-газовоз ледового класса Arc7 Алексей Косыгин для проекта Арктик СПГ-2 - первое подобное судно, построенное в России,
• российский флаг поднят на атомном ледоколе Якутия, на воду спущен ледокол Чукотка,
• Росатом уверенно удерживает позиции глобального технологического лидера - реализуется проект Прорыв по замыканию ядерного топливного цикла, отрабатываются инструменты безопасного маневрирования мощностью АЭС, началась подготовка к строительству первой в мире наземной АЭС малой мощности (плавучую АСММ Росатом эксплуатирует уже 4 года), заключен первый в мире экспортный контракт на АСММ.

Повод для гордости, но не для самоуспокоения - технологии крупнотоннажного сжижения газа нужна была вчера (позавчера), но они пока на уровне патентов, судостроение пока слабо реагирует на попытки реанимации в виде передачи Объединенной судостроительной корпорации (ОСК) в управление ВТБ, Арктик СПГ-2, по всей видимости, так и не смог реализовать ни одной партии СПГ из-за санкций и ввод в строй первого танкера-газовоза для проекта вряд ли изменит ситуацию (тем более, что строительство серийных танкеров сейчас под вопросом, хотя подвижки все-таки есть), текущая ключевая ставка сдерживает развитие российской промышленности не хуже западных санкций.

Тревожные звоночки грозят стать набатом. Иностранное оборудование на НПЗ и электростанциях исчерпывает свой ресурс, возможности его ремонта и техобслуживания ограничены. Примеров достаточно - поломка установки каталитического крекинга на Нижегородском НПЗ, Сочинская и Джубгинская ТЭС, эксплуатация которых в текущей конфигурации станет невозможна после 2026 г. В целом запас прочности в российской энергосистеме, по всей видимости, близок к исчерпанию. Аномальная жара и отключение части генерирующих мощностей привели к серии масштабных сбоев в энергосистеме Юге, еще один громкий блэкаут произошел в Приморском крае. Вопрос с нехваткой мощностей в ОЭС Юга пришлось решать в ручном режиме, поскольку конкурс на их строительство оказался безрезультатным. На Дальнем Востоке, где динамика потребления электроэнергии выше среднероссийской, объемы генерации необходимо наращивать опережающими темпами. Ситуация сложная - мощностей для производства газовых турбин ГТД-110М в требуемом объеме недостаточно, запуск более мощной ГТБМ - ГТЭ-170 - откладывается, неожиданно всплыли проблемы по паросиловому оборудованию. И это только газовая генерация - важная, но небольшая часть электроэнергетики. А ведь есть еще и тепловая энергетика, от которой зависит жизнеобеспечение всех регионов России в зимний период, риски повторения массовых аварий января уходящего года далеко не нулевая.

В регуляторике российского ТЭК тоже все неоднозначно. Введенные в 2022-2023 гг. изменения показали свою работоспособность, хотя в законодательстве сохраняются откровенно неадекватные текущим условиям положения. Так, из расчета цены нефти для исчисления налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), основного для российского бюджета нефтегазового налога, была убрана схема с котиковой North Sea Dated (Brent, ряд других североморских сортов нефти и американская WTI) минус дисконт. Эта схема была введена в 2022 г. для защиты доходов российского бюджета в условиях западных санкций, но по факту ни разу не применялась, что указывает на достаточную гибкость системы налогообложения, при всех ее недостатках. Цена нефти для расчета НДПИ теперь берется только на основании котировок Urals в российских портах плюс условная стоимость транспортировки до Европы (в реальности таких поставок нет уже 2 года). Однако ожидаемого прорыва не случилось - применение индекса нефти СПбМТСБ вновь отложено.

На топливном рынке таких резких вмешательств властей, как в 2023 г., когда для стабилизации ситуации запрещался экспорт бензина и дизельного топлива, в уходящем году не понадобилось. Напряженная ситуация сложилась только только по бензину, да и то, в основном, по бензинам АИ-95 и выше. Проблемы были вызваны остановками оборудования НПЗ (в результате атак БПЛА, поломок или плановых ремонтов), периодом высокого спроса, дисбалансом в производстве основных марок бензина. Экспорт бензина пришлось вновь останавливать, но схема была уже отработана и все прошло гораздо мягче. На текущий момент экспорт бензина из России разрешен для производителей, а вывоз дизтоплива после снятия запрета в марте 2024 г. вообще больше не ограничивался.

В целом на текущий момент ситуация кажется сбалансированной, но есть вопросы к качеству этого баланса - удалось выстроить устойчивую систему с отдельными слабыми местами или мы имеем шаткое равновесие, которое может начать сыпаться в любой момент. 2025 г. обещает стать еще более серьезной проверкой на прочность для российского ТЭК, чем год уходящий.

Логистика, которая не складывается

Одним из сложнейших вопросов российского ТЭК остается логистика. Несмотря на многочисленные санкции США и их союзников против теневого флота танкеров, перевозящих российскую нефть, принудить Россию работать в рамках потолка цен не удалось. Россия контролирует более 65% теневого флота танкеров, обеспечивающих перевозки подсанкционной нефти, но на собственных танкерах из России экспортируется не более 10% нефти. Глубокий кризис судостроения в России не удается преодолеть уже который год:

• наблюдается нехватка современных судов большинства типов - танкеров, танкеров-газовозов, балкеров ледового класса, ледоколов, аварийно-спасательных судов,
• сдача судов задерживается на годы, с перерасходом финансовых средств,
• действующие верфи перегружены, а строительство новых, хоть и рассматривается, но это вопрос не одного года,
• финансовое состояние крупнейшего судостроителя, ОСК, близко к катастрофическому, эту ситуацию сейчас пытается исправить ВТБ,
• ССК Звезда, задуманная как суперсовременная верфь, оказалась в сложной ситуации после скандального ухода южнокорейского партнера, Роснефть и ВТБ обсуждают передачу ССК Звезда в состав ОСК.

Северный морской путь (СМП) в 2024 г. установил рекорд по грузоперевозкам - 37,3 млн т, что на 2,9% больше, чем в 2023 г. Но ни о каких 80 млн т/год грузоперевозок, которые должны были быть достигнуты в 2024 г., речи не шло (да вспоминать об этом уже как-то не принято).

Причины понятны - крупные проекты ключевых грузоотправителей сдвинуты вправо, среди них - Восток Ойл Роснефти (запуск 1^й очереди теперь ожидается в 2026 г.), Арктик СПГ-2, хоть и начал отгрузки СПГ, но нормальный экспорт СПГ, по-видимому, все-таки не начал, другие новые проекты НОВАТЭКа поставлены на паузу, Сырадасайское угольное месторождение на п-ве Таймыр будет запущено в 2025 г. Одновременно ощущается слабость развития инфраструктуры СМП - ледокольный флот пополняется как атомными, так и неатомными ледоколами, но остается недостаточным для организации круглогодичной навигации в восточной части СМП, строительство ледокола Лидер ССК Звезда продолжает, но когда завершит - неясно.

Острым становится вопрос обновления речного флота, что очень ясно показала катастрофа в Керченском проливе, где потерпели кораблекрушения 2 танкера Волгонефть-212 и Волгонефть-239. Отдельный вопрос в том, почему 2 танкера, под завязку груженые мазутом, оказались в 9-балльный шторм в неположенном месте, но факт остается фактом - погибшие танкеры перешагнули 50-летний рубеж. Последствия произошедшего очень тяжелые и долгосрочные - произошел масштабный разлив нефтепродуктов, причем ситуация может ухудшиться из-за повторных выбросов мазута из разломленных корпусов обоих танкеров и распространения загрязнения по причине повышения текучести мазута при потеплении. В. Путин поставил задачу максимально оперативно ликвидировать последствия крушения танкеров и минимизировать последствия, на это брошены значительные силы, но оценки сроков пока нет.

На место самого проблемного логистического звена, наряду с судоходством, претендуют Российские железные дороги. В последние годы качество эксплуатационной работы на сети РЖД значительно снизилось. Одной из ключевых проблем стало увеличение оборота вагонов вследствие просчетов в организации продвижения вагонопотоков, роста числа брошенных поездов, дефицита локомотивной тяги и локомотивных бригад. На линейных объектах наблюдается дефицит квалифицированных кадров, есть проблемы с работой на сортировочных станциях с местными вагонами, взаимодействие между операторами и перевозчиками не налажено на должном уровне. Текущая ситуация стала следствием исторических проблем, накопительный эффект от которых достиг критических значений.

Самый яркий пример - развитие Восточного полигона железных дорог, где складывается абсурдная ситуация:

• 2^й этап расширения Восточного полигона предполагает увеличение провозной способности до 180 млн т/год в 2024 г. со 158 млн т/год в 2022 г.,
• несмотря на расширение мощностей и востребованности этого направления, имеющиеся мощности используются не полностью,
• в 2023 г. при номинальной возможности Восточного полигона в 173 млн т/год было фактически перевезено 150,5 млн т грузов, в 2024 г. ожидается фактический вывоз грузов в объеме 161,7 млн т.

Ожидаемый, но очень неприятный результат - инвестпрограмма РЖД в 2025 г. может сократиться на 36,7% и составить 834 млрд руб., в т.ч. инвестиции в Восточный полигон предлагается сократить в 4,8 раза, до 75 млрд руб. (а какой смысл наращивать вложения в направление, мощности которого не удается освоить в полном объеме?) Основным пострадавшим стала угольная отрасль, а в 2025 г. ситуация может ухудшится - с 1 января вступают в силу правила, согласно которым уголь (как и нефтепродукты) лишаются приоритета и будут направляться по ж/д на общих основаниях. Соглашения по гарантированному вывозу угля на экспорт в восточном направлении на 2025 г. РЖД заключит только с Кузбассом, а утешением другим регионам станет обещание проработать оптимальную тарифную политику по вывозу угля.

Решение логистических проблем, как впрочем и других стоящих перед российским ТЭК проблем, простым быть не может, многие выработанные в прежние годы стратегии и сценарии реальность сейчас перечеркнула. Идет поиск новых решений и механизмов, используются прежние заделы и закладываются новые. Достаточны ли принимаемые меры, насколько они адекватным складывающимся обстоятельствам, покажет время.

Neftegaz.RU: ключевые показатели

2024^й стал очередным непростым годом для всех, но благодаря вашему интересу к Neftegaz.RU нам удается сохранять стабильность по ключевым показателям.

Так, за 2024 год Neftegaz.RU:

• набрал 8,62 млн посетителей и 16,9 млн просмотров (прирост составил 1,34 млн);
• максимальная посещаемость за сутки была зафиксирована 9 января - 254 331 тыс. визитов;
• минимальная посещаемость у нас была 1 января (12 885 тыс. визитов), что вполне ожидаемо;
• средняя посещаемость за месяц в 2024 г. составила 719 тыс. уникальных посетителей, что на 119 тыс. выше, чем в 2023 г.

Авторы: Е. Алифирова