Журнал ТЭК 6-2012

ТЭКИ

нф

ор

ма

ци

он

но

-ан

ал

ити

че

ск

ий

жур

на

лТЭКАВГУСТ–СЕНТЯБРЬ №6 (19) 2012

стратегии развитияТЭК

Освоение шельфаТема номера

оценка

инвестиции

партнерство

Профессиональные стандарты

Рекорды «Варандея»

Газовые надежды

В последнее воскресенье августа вот уже в 65-й раз Россия отметила

День шахтера, отдавая должное самоотверженному труду многотысяч-

ной армии горняков. Для всех «угольных» городов это, пожалуй, самый

главный праздник, который приходит практически в каждый дом.

В нашей стране труд шахтера традиционно пользуется заслуженным

уважением. Ведь эта профессия требует от человека не только специ-

альных знаний, но и крепкого физического здоровья, большого само-

обладания, терпения и силы воли.

Поздравляя в этом году работников угольной промышленности,

министр энергетики Александр Новак особо отметил: «Сегодня можно

с уверенностью сказать, что угольная отрасль России имеет надежную

и стабильную перспективу. На многих предприятиях широко внедря-

ются новые технологии и современная техника. Планы российской

энергетики связаны с увеличением доли угля в энергобалансе страны.

Приняты необходимые решения, которые делают конкурентоспособным

использование угля в электроэнергетике, что открывает перед

отраслью долгосрочные перспективы роста».

Буквально через семь дней, 2 сентября, в России чествуют всех тех,

кто на трудовой вахте бурит скважины, добывает нефть и газ, кто про-

ектирует и строит, кто занят переработкой углеводородного сырья,

транспортом нефтепродуктов. Нефтегазовый комплекс по праву зани-

мает особое место в экономике – от его работы зависят бесперебой-

ное функционирование многих отраслей, качество жизни россиян.

Только в 2011 году он принес в федеральный бюджет 49 процентов

доходов, 5,5 триллиона рублей. При этом доля ТЭК в ВВП страны

составила 30 процентов.

«Сплоченный коллектив российских нефтяников и газовиков – это

богатые традиции и уникальный опыт, передающиеся из поколения

в поколение, высочайший профессионализм, мужество и преданность

стране. Хочу выразить всем труженикам нефтегазового комплекса

искреннюю благодарность за отличную работу, требующую порой боль-

шой выдержки и самоотверженности! Уверен, что и впредь ваши опыт

и знания будут служить делу развития и укрепления нефтегазового

комплекса на благо России». Эти слова министра энергетики

Российской Федерации – дань уважения людям, в чьих руках будущее

страны, ее процветание и могущество.

26 августа – День шахтера

2 сентября – День работников нефтяной и газовой промышленности

Александр НОВАК,

министр энергетики

Российской Федерации

ТЭКСТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯТЭК

СОДЕРЖАНИЕ

КРУПНЫМ ПЛАНОМСвет олимпийских надежд 4

Новый газопровод и Адлерскую ТЭС уже можно

назвать олимпийскими достижениями, их по

достоинству сможет оценить каждый житель Сочи

АКТУАЛЬНООтраслевой подход к кадровой проблеме 12

Минэнерго России разрабатывает профессиональные

стандарты

СОБЫТИЯ & ТЕНДЕНЦИИМЕЖДУНАРОДНОЕ СОТРУДНИЧЕСТВО

ВТО: лучше поздно, чем никогда 18

Беспрецедентная эпопея присоединения России

к Всемирной торговой организации завершилась

ВНУТРЕННЯЯ ПОЛИТИКА

Месяц шахтера 21

На торжественном приеме в Кремле президент

Владимир Путин подтвердил незыблемость

программы реструктуризации угольной отрасли

ДОКУМЕНТЫ 24

КАЛЕНДАРЬ ТЭК 27

НАЗНАЧЕНИЯ 29

ВЫСТАВКИ И КОНФЕРЕНЦИИ

Курс на инновационное развитие 30

Х Российский Нефтегазовый конгресс (RPGC)

Будущее за кластерами 31

Конференция «Кластерное развитие газонефтехимии»

Весь мир светотехники 32

Ведущая светотехническая выставка в России

и СНГ – Interlight Moscow powered by Light+Building

АКЦЕНТ

Лучшим стать совсем не просто 34

В Тверской области прошел финальный этап

межрегионального конкурса «Лучший по профессии»

– 2012 среди сотрудников сбытовых предприятий

«Газпром нефти»

В фокусе внимания – малая энергетика 36

Комитеты по энергетике Госдумы и Российского Союза

строителей подписали Соглашение о сотрудничестве

ТЕМА НОМЕРАОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФАРывок по плану 40

Работа над Программой разведки континентального

шельфа и разработки его минеральных ресурсов

продолжается

Нефтегазодобыча в Мировом океане

и потенциал российского шельфа 44

Заместитель директора по научной работе Института

проблем нефти и газа РАН Василий Богоявленский

представляет подробную «нефтегазовую» картину

шельфа

Верная оценка – залог эффективного

управления 54

Доктор геолого-минералогических наук Владимир

Пороскун: Во главу угла новой классификации

минерально-сырьевой базы мы поставили прежде

всего интересы государства

Дело общее 58

Все участники разработки арктического шельфа

России считают точкой роста установление

партнерских отношений

ФОТООТЧЕТБудни «Варандея» 62

Как работает стационарный морской ледостойкий

отгрузочный причал в Заполярье

АНАЛИТИКА И ПРОГНОЗЫСбудутся ли газовые надежды 68

Чтобы успешно работать на европейском рынке,

России придется разрабатывать принципиально новую

стратегию

АВГУСТ–СЕНТЯБРЬ №6 (19) 2012

РЫНОК ТЕХНОЛОГИЙУголь вместо нефти 76

Широкомасштабное производство

высококачественных энергоносителей на основе

глубокой переработки угля имеет стратегическое

значение для экономики страны

Атомное опреснение воды:

перспективный вектор 80

У России есть возможности существенно укрепить

позиции отечественной атомной энергетики на

мировом рынке

ПАРТНЕРЫВысокие технологии для энергетиков 84

Генеральный директор Холдинга «РОТЕК» Михаил

Лифшиц: Локализация высокотехнологичного

производства – наша основная задача

Оборудование для «Южного коридора»:

только лучшее 86

Новая концепция бизнеса ОАО «Сатурн – Газовые

турбины»

СОЗИДАТЕЛИЧеловек угля 88

Борис Братченко – министр золотого века

советской угольной промышленности

УчредительМинистерство энергетики Российской Федерации

ИздательООО «ТЭК. Стратегии развития»

Главный редакторТатьяна Кляйн

Арт-директорАлександр Архутик

Шеф-редакторЛюбовь Пешкунова

Заместитель главного редактораЮлия Сафонкина

Литредактор-корректорНаталья Переяслова

Pre-pressАлексей Колганов

Генеральный директорЗинаида Горелова+7 (915) 104 9479

Финансовый директорЕлена Колганова

Адрес редакции111141, Москва, ул. Плеханова, д. 15, стр. 2

Телефоны редакции+7 (495) 631 9721+7 (916) 175 7650

Журнал «ТЭК. Стратегии развития» – дипломант Национального

конкурса корпоративных медийных ресурсов «Серебряные нити»

в номинации «За успешный проект создания отраслевого журнала»

Ин фор ма ци он но-ана ли ти че ский жур нал

ТЭКстратегии развитияТЭК[email protected]В оформлении обложки,

а также стр. 3, 39–42,

58–60 использованы

спутниковые снимки SPOT

4, предоставленные ИТЦ

«СКАНЭКС»

(© SpotImage, ИТЦ «СКАНЭКС»).

Фото на обложке: побережье

и шельф Каспийского моря

Свидетельство

о регистрации издания

ПИ №ФС77-43243

Редакция не несет

ответственности за достовер-

ность информации,

опубликованной в рекламных

объявлениях

При перепечатке материалов

ссылка на журнал обязательна

Материалы, отмеченные знач-

ком ®, публикуются

на коммерческой основе

Отпечатано в типографии

ООО «БОГЕНПРИНТ»

© ТЭК. Стратегии развития, 2012


4 КРУПНЫМ ПЛАНОМ

Юлия САФОНКИНА

Фото автора

В иллюминаторе голубое

небо сменилось синим морем.

Самолет накренился и пошел

на второй круг. Тем, что сиде-

ли слева, не повезло – закат-

ное солнце било в глаза. А под

правым крылом показалась

Имеретинская долина, и на ней –

ряд недостроенных гости-

ниц и лес кранов над чашей

Центрального олимпийского ста-

диона. Вот блеснул внизу глад-

кий серебряный бок Большого

ледового дворца, мелькнули

полосатые красно-белые трубы

Адлерской ТЭС – самой совре-

менной российской электростан-

ции, «с нуля» построенной в пол-

ном соответствии со строгими

требованиями Международного

олимпийского комитета. Через

несколько минут огромный «Ил»

покатился по взлетно-посадоч-

ной полосе сочинского аэропор-

та. Пилот поздравил пассажиров

с прибытием в будущую столицу

зимней Олимпиады-2014.

Свет олимпийских надежд

ФО

ТО:

ГАЗ

ПР

ОМ


5

Здание нового сочинского аэропорта напоминает огромное металлическое насекомое,

внутри – просторно, по-европейски светло и чисто


Путешественники, сохранившие память о советском прош-

лом главного черноморского курорта, вероятно, испытыва-

ют в нынешнем Сочи странные чувства: горы и море вроде

бы те же, по-прежнему узки и круты адлерские дороги и

прекрасны цветущие магнолии, а на вечерней набережной

все так же торгуют сладким вином и копеечными чере-

пашками из ракушек. Но это, конечно, уже совсем другой

город.

На выезде из нового аэропорта, может быть, излишне

брутального снаружи, но чистого и просторного внутри,

мы встали в глухую пробку. Трафик здесь жесткий даже по

столичным меркам: строят много и везде, и дорог не хва-

тает. Зато олимпийской символики в Сочи в избытке. Она

встречается иногда в самых неожиданных местах – при-

званная, надо полагать, напоминать местным жителям и

отдыхающим, ради чего они терпят разнообразные неудоб-

ства. Новенькая развязка, на которой пришлось провести

почти полтора часа, украшена огромными разноцветными

бетонными кольцами, правда, не переплетенными, как на

придуманной Кубертеном эмблеме, а разбросанными по

разные стороны дорожного полотна.

Впрочем, перемены, охватившие Сочи, не ограничи-

ваются перекопанными дорогами и экзотическими, по-

московски сияющими стеклом новостройками. Год назад

«Газпром» запустил здесь в эксплуатацию газопровод

«Джубга – Лазаревское – Сочи», который помимо обслу-

живания спортивных объектов должен закрыть вопрос

газификации Туапсинского и Адлерского районов горо-

да и Красной Поляны. В этом году должна заработать и

Адлерская ТЭС, благодаря которой сочинцы раз и навсегда

забудут о привычных перебоях с электричеством. Тестовые

испытания и набор электрической мощности первой газо-

турбинной установки проведены 28 июня, а 24 июля состо-

ялся пробный пуск третьей ГТУ, которая входит в состав

второго энергоблока станции.

ТРИ ГОДА ДО ПУСКАРазрешение на строительство ТЭС «Газпром» получил три

года назад. Площадку для возведения станции определили

на возвышенности, неподалеку от будущего Олимпийского

парка. Инвестором стало ООО «Газпром инвестпроект», в

качестве застройщика и генерального подрядчика высту-

пило ОАО «ТЭК Мосэнерго», инженер заказчика в этом

проекте – ЗАО «СВЕКО Союз Инжиниринг».

6 КРУПНЫМ ПЛАНОМ

От станции открывается вид на Большой ледовый дворец


7

Об объемах выполненной за три года работы красно-

речиво свидетельствует статистика: с территории стан-

ции площадью 10 гектаров вывезено около 150 тысяч

кубометров грунта, на объектах ТЭС смонтировано почти

13 тысяч тонн оборудования и более 15 тысяч тонн метал-

локонструкций, уложено свыше 1000 километров кабеля.

На нынешнем, завершающем этапе на строительстве заня-

то 1100 человек. Они доводят станцию до ума: готовят к

пуску оборудование, благоустраивают территорию.

При подъезде к ТЭС видны мощные опоры высоко-

вольтных линий: по ним адлерское электричество пойдет

в систему сочинского энергоузла. Как позже рассказал

Сергей Ленёв, директор филиала управления по строи-

тельству Адлерской ТЭС ОАО «ТЭК Мосэнерго», на станции

введен в работу автотрансформатор, который позволяет

осуществлять выдачу электроэнергии как в сеть 110 кВ,

так и в линии 220 кВ на подстанции «Дагомыс» и «Псоу».

Первая остановка в границах ТЭС – дожимная ком-

прессорная станция, состоящая из четырех компрессор-

ных установок и блочного пункта подготовки газа. В ком-

прессорных пунктах газ сжимается, в блочном – осушается

и очищается. Отсюда полностью готовый для сжигания

Со временем Адлерская ТЭС станет одним из красивейших уголков Сочи

ФО

ТО:

ГАЗ

ПР

ОМ

Есть отметка «65»!

Адлерская ТЭС дала Сочи

первое электричество

Сейчас на строительстве трудятся больше тысячи человек,

среди них специалисты из Краснодара, Смоленска, Петербурга,

Калининграда


8

газ поступает на турбины. Приборы

учета фиксируют необходимое дав-

ление: ТЭС снабжается топливом по

двум газопроводам, но основной его

объем поступает по нитке «Джубга –

Лазаревское – Сочи».

ИДЕАЛЬНАЯ «ВЕЩЬ В СЕБЕ»Использование в работе станции

парогазового цикла во многом про-

диктовано высокими экологическими

требованиями, которые предъявля-

ются международными организаци-

ями к олимпийскому строительству в

Сочи. Обеспечение энергоснабжения

всемирных соревнований не должно

повлечь за собой увеличения выбро-

сов в атмосферу, и Адлерская ТЭС в

этом смысле объект идеальный: паро-

газовый цикл позволяет минимизи-

ровать удельные расходы топлива, да

и сам газ на сегодняшний день счи-

тается самым экологически чистым

энергоресурсом. Кроме того, по сло-

вам первого заместителя генераль-

ного директора ООО «Газпром инвест-

проект» Александра Федорусенко, на

КРУПНЫМ ПЛАНОМ

Все готово к началу тестирования. Пробный пуск должен

вывести парогазовую турбину на номинальную мощность

65 мегаватт

Сергей Ленёв, Александр Федорусенко и Дмитрий Птах

уверены, что станция будет сдана в срок –

в четвертом квартале 2012 года

Дожимная компрессорная станция обрабатывает газ, который приходит на станцию

по газопроводу «Джубга – Лазаревское – Сочи»


9

станции применены такие технические решения, благо-

даря которым большинство технологических процессов

замкнуто внутри ТЭС.

Речь идет, в частности, о потреблении воды, которая

задействована в работе паровых турбин. На станции два

энергоблока, каждый из которых состоит из двух газовых

турбин и одной паровой. В газовые подается газ с дожим-

ных установок. Он сгорает, вращая турбину и ротор, и

вырабатывает электроэнергию. Отработанный газ темпе-

ратурой примерно 588 градусов идет в котел-утилизатор,

где нагревает специально подготовленную воду. Вода,

вскипая до 540 градусов, испаряется и под большим дав-

лением направляется на паровую турбину, которая также

вырабатывает электроэнергию. Далее этот пар нагревает

воду в теплообменниках и тем самым обеспечивает тепло-

снабжение – Адлерская ТЭС будет отапливать сочинский

микрорайон Блиново и Имеретинскую долину, где разме-

щены главные олимпийские объекты. Отработанный пар

попадает в специальный конденсатор, где снова превра-

щается в воду, та охлаждается в градирне и опять поступает

в котел.

Важный момент. Если бы вода охлаждалась в так назы-

ваемых мокрых градирнях – огромных бетонных башнях,

то ее потери при испарении были бы колоссальны: пример-

но половина всего водопотребления Сочи приходилась бы

на станцию. Проектировщики Адлерской ТЭС пошли другим

путем. На станции построили сухую вентиляторную градир-

ню, которая позволяет использовать воду в замкнутом

цикле, а значит, исключает возникновение парникового

эффекта. Строители уверяют, что работа станции никак не

повлияет на уникальный микроклимат курорта.

Мне показали это грандиозное сооружение: 130-метро-

вый корпус с огромными вентиляторами, которые вклю-

чаются при температуре воздуха выше 25 градусов. Вода

поступает из конденсатора в нижние коллекторы градирни,

поднимается на высоту 30 метров и охлаждается, циркули-

руя по трубам. Подобной конструкции нет пока ни на одной

другой российской станции. Градирня работала в тестовом

режиме, лопасти вентиляторов едва вращались, но и этого

было достаточно, чтобы почувствовать себя так, словно я

неожиданно очутилась внутри гигантской вытяжки.

МОМЕНТ ИСТИНЫВ пункте управления главного корпуса, куда всех собрав-

шихся пригласили на церемонию пробного пуска первого

блока, на большие экраны выведены схема работы паро-

турбинной установки и счетчик набранной мощности. Мы

становимся свидетелями важного этапа в строительстве

Когда температура превышает 25 градусов, в градирне включаются мощные вентиляторы


10

станции: сегодняшние результаты покажут, успеют ли стро-

ители сдать объект в срок – в четвертом квартале этого

года.

В Сочи действительно очень ждут этого события.

Черноморское побережье считается энергозависимым

районом. Существующие здесь электростанции лишь на

четверть обеспечивают потребности Сочи в тепло- и элек-

троэнергии. Остальное электричество приходит в город по

высоковольтным ЛЭП, проложенным через горы. Аварии

на линии – обычное дело.

С пуском Адлерской ТЭС «темные ночи города Сочи»

должны уйти в прошлое. Станция мощностью 360 МВт ста-

нет крупнейшим энергетическим объектом в Сочинском

регионе. Она сможет покрыть более трети прогнозиру-

емой пиковой нагрузки во время проведения зимних

Олимпийских игр, а затем – в совокупности с Сочинской

ТЭС и Краснополянской ГЭС – обеспечить стабильное

энергоснабжение города.

Между тем Александр Федорусенко дает команду при-

ступить к пуску и набору номинальной нагрузки первой

газовой турбины Адлерской ТЭС. Несколько секунд, кажет-

ся, никто не дышит – только на мониторах пульта управ-

ления с бешеной скоростью мелькают цифры. Наконец,

начинается набор мощности. Когда на экране появляется

отметка «65 МВт» – раздаются аплодисменты.

– Шестьдесят пять мегаватт – номинальная мощность

турбины. Все прошло в штатном режиме, – комментирует

Федорусенко. – Первая электроэнергия поступает в систе-

му региона.

Во время импровизированного брифинга, устроенного

сразу после запуска турбины, выясня-

ются замечательные подробности из

биографии новой станции. Например,

то, что при проектировании учитыва-

лось соседство станции с сочинским

аэропортом: из-за близости к поса-

дочной глиссаде на ТЭС установили

сравнительно низкие трубы.

Или вот такой удивительный факт:

трудно представить, но обслуживаю-

щая крупнейший в регионе энергети-

ческий объект смена будет состоять

всего из 15 специалистов – большин-

ство процессов здесь полностью авто-

матизировано.

А еще директор ТЭС Дмитрий Птах

сообщил, что станция скоро превра-

тится в райский зеленый уголок: по

проекту на ее территории должно быть

высажено более тысячи деревьев и

кустарников.

СОЧИ ЖДЕТ ПЕРЕМЕНС высоты главного корпуса Адлерской ТЭС открывается

вид на большую стройку в Имеретинской долине, за кото-

рой темнеет синяя полоса моря. Электростанция – лишь

один из объектов, которые «Газпром» готовит к 2014 году.

Сейчас компания – крупнейший «олимпийский» инвестор в

Краснодарском крае и в районе Большого Сочи. По проекту

«Газпром-2014» в конце прошлого года на хребте Псехако

недалеко от Красной Поляны введен в строй биатлонный

стадион, где уже прошли первые соревнования. Сейчас

рядом со строящимся лыжно-биатлонным комплексом воз-

водятся гостиничные корпуса, которые станут частью олим-

пийской деревни. В скором времени планируется открыть

вторую линию магистральной канатной дороги, которая

будет доставлять спортсменов и отдыхающих к трассам и

горнолыжным спускам. Продолжаются работы на одной

из самых протяженных в мире трехканатной дороге: пять

с лишним километров – от железнодорожной станции

Альпика-Сервис до вершины хребта, каждая кабина смо-

жет одновременно перевозить до 30 человек.

Рассказывая об этих грандиозных стройках, начальник

отдела специальных проектов и исследований департамен-

та по информационной политике «Газпрома» Матвей Геллер

не раз повторил: «Для нас очень важно, что в ре зультате

нашей работы повысится уровень жизни самих сочинцев».

В самом деле, до Олимпиады еще далеко, но уже сейчас оче-

видно, что новый газопровод и Адлерская ТЭС станут одни-

ми из главных олимпийских достижений. Во всяком случае,

их по достоинству сможет оценить каждый житель Сочи.

КРУПНЫМ ПЛАНОМ

При подъезде к станции видны опоры линий электропередачи: ТЭС уже подключена

к сочинской энергосистеме через заходы на линию 220 кВ «Псоу – Дагомыс»


11


12 АКТУАЛЬНО

МОСТ К РЫНКУ ТРУДАОтсутствие национальной системы квалификаций, по мне-

нию Минэнерго, стало одной из главных причин несоот-

ветствия объема и уровня подготовки кадров требовани-

ям времени. Компетенции работников сегодня не удов-

летворяют работодателей, а система профессионального

образования продолжает развиваться по траектории, не

сопряженной с рынком труда. Компании вынуждены сами

«доучивать» выпускников вузов, вкла-

дывая в их подготовку и адаптацию

значительные средства.

Национальная система квалифи-

каций (НСК) может и должна способ-

ствовать согласованию взаимных тре-

бований к квалификациям со стороны

работодателей и системы професси-

онального образования. Социально-

экономический смысл НСК определя-

ется тем, что через нее рынок труда

дает сигнал о своих обобщенных тре-

бованиях к человеческим ресурсам.

В свою очередь, это является ориенти-

ром для системы образования, которая

должна предложить гражданам эффек-

тивные образовательные траектории

для обеспечения таких запросов. По

сути, НСК является мостом, соединя-

ющим систему профессионального

образования с рынком труда.

В настоящее время целостная госу-

дарственная политика в развитии НСК

только начинает формироваться. Однако надо отметить,

что уже сегодня сделаны достаточно серьезные шаги в

этом направлении. Так, за последние годы сформирова-

лась новая парадигма управления качеством подготовки

специалистов, основанная на профессиональных стандар-

тах как более современных формализованных описаниях

деятельности. Речь идет о корпоративных стандартах. В

ОАО «ТНК-ВР», например, разработаны профстандарты

Цель создания НСК – обеспечить постоянное развитие квалификации конкрет-

ных людей в интересах национальной экономики, государства и частных ком-

паний. Основное требование современной экономики к работнику – соответст-

вовать непрерывно усложняющимся технологиям, информационным системам,

стандартам и нормам работы. И если не происходит расширения компетенции,

повышения квалификации, то и отдельные люди, и компании, и национальная

экономика в целом теряют конкурентоспособность и начинают стагнировать.

НСК станет действенным инструментом регулирования и саморегулирования

рынка квалификаций и компетенций, отвечающих современным потребностям

экономики. Создание Национальной системы квалификаций обеспечит Россию

достаточным числом специалистов, которые будут готовы работать на уровне

лучших мировых практик.

Что дает НСК:

человеку – возможность выбора и приобретения востребованной квалифи-

кации, доступ к хорошо оплачиваемой работе

компании – наличие на рынке труда нужного набора и достаточного количе-

ства специалистов

государству – инструмент для модернизации экономики и решения социаль-

ной задачи: обеспечить высокое качество жизни граждан через высокооплачи-

ваемый труд.

Ни для кого не секрет, что наша страна, сделав 20 лет назад судьбо-

носный выбор в пользу рыночной экономики, до сих пор не готова

в полной мере обеспечить технологическое развитие ключевых отра-

слей из-за острейшего дефицита квалифицированных инженерных и

рабочих кадров. Эта проблема напрямую касается и топливно-энерге-

тического комплекса. Понимая необходимость ее скорейшего реше-

ния, Минэнерго России приступило к формированию отраслевой

системы квалификаций, основу которой заложит разработка

профессиональных стандартов для каждой отрасли ТЭК.

Отраслевой подход к кадровой проблеме

Александр ПЕКАРНИКОВ,

референт Департамента

административной

и законопроектной работы

Минэнерго России


13

для рабочих профессий в области нефтедобычи, в ОАО

«ЛУКОЙЛ» – профстандарты для инженерно-технического

персонала в области нефтепереработки.

Профессиональные стандарты имеют ряд существен-

ных отличий от других способов предъявления требований

к специалисту. Во-первых, они позволяют комплексно

описать профессиональную деятельность, состоящую из

общей цепи технологических задач (исследование, про-

ектирование, производство, обслуживание и т.п.), следуя

структуре целостного технологического процесса и соблю-

дая преемственность деятельности на различных квали-

фикационных уровнях (например – на уровнях рабочего,

техника, инженера и управленца).

Во-вторых, структура описания деятельности в профес-

сиональных стандартах предусматривает использование

более современной конструкции в виде сочетаний тре-

бований к знаниям, умениям и компетенциям, профес-

сиональному опыту, что позволяет обеспечить преемст-

венность профессиональных стандартов, национальной

рамки квалификаций, с одной стороны, и образовательных

стандартов и программ – с другой.

В-третьих, в профессиональных стандартах есть воз-

можность выделить сертифицируемые виды профессио-

нальной деятельности, в которых особенно заинтересо-

ван работодатель, и таким образом сфокусировать зада-

чу независимой оценки и сертификации квалификаций

на ограниченном поле существенных характеристик. Эти

особенности профессиональных стандартов позволяют

использовать их для связи сферы труда и сферы професси-

онального образования.

ОБЪЕДИНЕНИЕ УСИЛИЙДо настоящего времени создание единой методологии

разработки и внедрения профессиональных стандартов

как одного из элементов национальной системы ква-

лификаций наиболее последовательно проводилось

Российским союзом промышлеников и предпринимате-

лей (РСПП). Сформирована организационная и норматив-

ная основа: учреждено Национальное агентство развития

квалификаций, которое обеспечивает организационную,

информационную и методическую поддержку данной дея-

тельности; создана Комиссия РСПП по профессиональным

стандартам, осуществляющая рассмотрение, экспертизу

и утверждение проектов профессиональных стандартов;

разработаны и утверждены Положение о профессиональ-

ном стандарте, Макет профессионального стандарта,

Порядок экспертизы проектов профессиональных стан-

дартов, представляемых на утверждение Комиссии РСПП

по профессиональным стандартам.

Методология, созданная РСПП с учетом опыта передо-



вых стран, создала условия для формирования современ-

ной системы национальных профессиональных стандартов

в России на основе частно-государственного партнерства.

На сегодняшний день более 60 профессиональных стан-

дартов, подготовленных крупными объединениями рабо-

тодателей и промышленными компаниями, прошли экспер-

тизу, значительное количество профстандартов находится

в разработке.

Вместе с тем опыт их разработки в 2007–2012 годах

свидетельствует о несовершенстве нормативной базы

и отсутствии единых подходов к методике разработки, о

несогласованности действий заинтересованных структур.

В силу отсутствия централизованной координации дея-

тельности на государственном уровне процесс разработки

профессиональных стандартов не носил упорядоченного

характера и не соответствовал потребностям инновацион-

ного развития экономики страны в целом.

Кроме того, в условиях системной модернизации отра-

слей ТЭК необходимо формирование единых базовых

согласованных отраслевых требований работодателей для

образовательного сообщества. Разобщенные попытки в

инициативном порядке решить эту задачу не имели поло-

жительного результата в масштабах ТЭК.

Оценив весь спектр нерешенных вопросов, Минэнерго

России в феврале 2012 года приступило совместно с

Национальным агентством развития квалификаций РСПП

к организации работы по созданию отраслевых профес-

сиональных стандартов. Диалог между бизнесом и госу-

дарством осуществлялся в рамках образованного при

министерстве Совета по вопросам кадрового потенциала

топливно-энергетического комплекса.

Обращение Минэнерго России к бизнес-сообществу

нашло положительный отклик у ведущих отраслевых ком-

паний. Идею создания системы отраслевых профессио-

нальных стандартов поддержали ОАО «НК «Альянс» УК»,

ОАО «Башнефть», ОАО «Газпром», ОАО «Газпром нефть»,

ОАО «Зарубежнефть», ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НОВАТЭК»,

ОАО «НК «Роснефть», ОАО «НК «Русснефть», ОАО «Татнефть»,

ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Транснефть», ООО «Газпром энергохол-

динг», ОАО «Дальневосточная генерирующая компания»,

ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС», ОАО «ЕвроСибЭнерго», ОАО «СО ЕЭС»,

ОАО «Комплексные энергетические системы»,

ОАО «РусГидро», ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Энергетические

системы Востока», ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «СУЭК».

Эксперты из этих компаний выразили готовность войти в

состав рабочих групп по подготовке профессиональных

стандартов. На уровне министерства были подготовлены

проекты документов о создании для координации рабочей

группы внутри Минэнерго России, но на период формирова-

ния новой структуры федеральных органов исполнительной

Полномочия структур в процедуре планирования разработки и актуализации профессиональных стандартов

Объединения работодателей, ТПП, профессио-нальные сообще-ства, компании и др.

Федеральные орга-ны исполнительной власти

Минтруд России

Координационный совет по ПС при Минтруде России

Минтруд РоссииФедеральные органы исполни-тельной власти

Федеральные органы исполни-тельной власти

Отраслевые советы по ПС при федераль-ных органах испол-нительной власти


Формирование предложений в сводный план на основе потреб-ностей и прогноза развития отрасли:

по видам деятель-ности

по источникам финансирования

Свод отраслевых предложений на основе определения приоритетов (включая объемы и источники финансирования).Направление отра-слевых предложений в Минтруд России.Предложения по изменению професси-ональных стандартов. Предложения по использованию меж-дународных ПС

Формирование сводного плана

Согласование макета ПС.Согласование метод. рекомендаций по разра-ботке ПС.Согласование сводного плана разработки ПС.Общая координация работ по разработке и примене-нию ПС.Организация работ по гармонизации российских и зарубежных профессио-нальных стандартов

Утверждение свод-ного плана разра-ботки ПС.Доведение сводно-го плана до феде-ральных органов исполнительной власти.Утверждение типо-вого положения об отраслевых советах

Доведение свод-ного плана в отраслевой части до отра-слевых советов и объединений работодателей


15

власти начатая работа по объективным причинам временно

была приостановлена. И, как оказалось, вполне обоснован-

но – чтобы решать ее объединенными усилиями профессио-

нального, научного и образовательного сообщества.

ЗАДАЧА ГОСУДАРСТВЕННОЙ ВАЖНОСТИВ соответствии с Указом Президента Российской

Федерации от 7 мая 2012 года № 597 «О мероприятиях по

реализации государственной социальной политики» наци-

ональный план развития профессиональных стандартов

должен быть утвержден до 1 декабря 2012 года. А уже к

2015 году предстоит разработать и утвердить не менее

800 профессиональных стандартов в отраслях экономики.

Так начавшаяся работа была возведена в ранг государст-

венной задачи.

Отраслевой план разработки профессиональных стан-

дартов станет составной частью плана национального.

План предусматривает разработку профессиональных

стандартов в соответствии с приоритетными для отра-

слей ТЭК производственными процессами и наиболее

значимыми видами трудовой деятельности на основании

Общероссийского классификатора видов экономической

деятельности (ОКВЭД). ОКВЭД позволяет в рамках кон-

кретных бизнес-процессов (технологических, производ-

ственных процессов) разрабатывать вертикально интег-

рированные профессиональные стандарты с конкрети-

зацией по видам трудовой деятельности и квалификаци-

онным уровням – от рабочих профессий до руководящих

должностей высшего уровня в рамках одного бизнес-

процесса. Такой подход позволяет сделать профессио-

нальный стандарт многофункциональным документом. С

его помощью можно системно решать задачи професси-

онального образования и подготовки кадров, проводить

работы по профориентации и планированию карьеры,

решать широкий круг задач в области управления пер-

соналом (разработка стандартов предприятия, систем

мотивации и стимулирования персонала, должностных

инструкций, тарификация должностей, подбор персона-

ла). Можно также осуществлять процедуры стандарти-

зации и унификации в рамках вида экономической дея-

тельности, процедуры независимой оценки и признания

квалификаций.

С учетом сжатых сроков подготовки отраслевых пред-

ложений в Минтруд России, наделенный полномочиями

координации в данной сфере, в этой работе приняли

участие лишь те компании, которые в силу высокой степе-

ни готовности и заинтересованности

в таких стандартах подали предложе-

ния. Несмотря на достаточно узкий

круг компаний, вовлеченных в первый

этап работы (ОАО «НК «Роснефть», ОАО

«ТНК-ВР Менеджмент», ОАО «ЛУКОЙЛ»,

ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»,

ОАО «РусГидро», ОАО «СУЭК»), проект

отраслевого плана был подготовлен

и прошел согласование в профиль-

ных департаментах министерства

с заключением, что он может быть

Федеральные орга-ны исполнительной власти Объединения рабо-

тодателей, ТПП, профессиональные сообщества, компа-нии и др.

Федеральные органы исполнительной власти


Минтруд РоссииОтраслевые советы при федеральных органах исполни-тельной власти

Отраслевые советы по ПС при федеральных органах исполнительной власти

Организация и мониторинг разра-ботки ПС на основе Национального плана

Организация и учас-тие в разработке ПС

Организация экспертизы и общественного обсужде-ния ПС (с участием ООР и др.).Представление ПС в Координационный совет по ПС при Минтруде России.Представление в Минтруд России установленной отчетности о разработке ПС

Экспертиза ПС на соот-ветствие требованиям макета и процедуры разработки ПС

Утверждение ПС.Мониторинг разработки ПС.Утверждение положения об Общероссийском реестре ПС.Внесение ПС в Общероссийский реестр ПС.Организация сопровождения специализированного портала. Организация информационного сопровождения разработки ПС

Полномочия структур в процедурах разработки, экспертизы, общественного обсуждения, утверждения и регистрации ПС

В соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 7 мая 2012 года № 597 «О мероприятиях по реализации государственной социальной политики» национальный план развития профессиональ-ных стандартов должен быть утвержден до 1 декабря 2012 года



принят за основу. Отраслевое согласование плана позво-

лило выявить ряд проблем, связанных с отсутствием в

тарифно-квалификационных справочниках должностей и

профессий, которые существуют в отраслях, например,

работников противофонтанных военизированных частей.

В результате была заложена основа методологической

базы для актуализации действующих классификаторов и

спланирована разработка профессионального стандарта

«Предупреждение и ликвидация открытых нефтяных и газо-

вых фонтанов».

До конца 2012 года планируется на федеральном уров-

не разработать и утвердить ряд документов для создания

условий и механизмов, необходимых для формирования и

развития системы профессиональных стандартов:

проект федерального закона о внесении в законода-

тельство Российской Федерации изменений, касающихся

разработки, утверждения и применения профессиональ-

ных стандартов;

проект постановления правительства Российской

Федерации об утверждении порядка разработки, утвер-

ждения и применения профессиональных стандартов;

положение о формировании и функционировании

координационного совета по разработке и применению

профессиональных стандартов при Минтруде России;

типовое положение об отраслевом совете по разра-

ботке и применению профессиональных стандартов;

методику разработки профессионального стандарта,

включающую макет профессионального стандарта;

порядок мониторинга разработки и применения про-

фессиональных стандартов;

механизмы софинансирования реализации нацио-

нального плана разработки профессиональных стандар-

тов;

программу обучения разработчиков профессиональ-

ных стандартов.

Таким образом, для запуска проекта в отрасли необ-

ходимо подготовить проект Положения об отраслевом

совете по профессиональным квалификациям и оконча-

тельно определить круг экспертного сообщества. Процесс

формирования отраслевых профессиональных стандартов

потребует привлечения широкого круга специалистов. По

мнению министерства, это позволит значительно сокра-

тить сроки и ресурсы, необходимые

для реализации проекта. Сам проект

разработки планируется осуществлять

на конкурсной основе, где заказчиком

выступает Минтруд России, а исполни-

телем – победивший в конкурсе раз-

работчик. Отраслевой совет выступает

координатором этой деятельности.

В широком смысле начатая работа направлена на:

формирование основ отраслевой системы, содержа-

щей информацию о прогнозах потребности предприятий и

существующих квалификациях и компетенциях на рынке

труда, формах и способах их освоения и признания;

достижение уровня качества рабочей силы, необхо-

димого для реализации государственной политики иннова-

ционного развития экономики и обеспечения ее конкурен-

тоспособности в условиях присоединения к ВТО;

приведение в соответствие образовательных стан-

дартов реальным требованиям работодателей, закреплен-

ным в отраслевых профессиональных стандартах;

повышение производительности труда, ускорение и

сокращение издержек при внедрении новых технологий;

сокращение издержек по дополнительной професси-

ональной подготовке работников.

Одновременно с созданием профессиональных стан-

дартов планируется начать формирование системы оценки

соответствия обучения профессиональным стандартам и,

конечно, качества проводимого обучения.

Важность данной работы для Минэнерго России оче-

видна: она станет составной частью концепции кадрового

обеспечения стратегии развития отраслей ТЭК. Именно

отраслевой подход позволит сформировать видение раз-

вития отрасли в разрезе ее профессионально-квалифика-

ционной структуры и определить требования для трансля-

ции в систему образования.

Труд разработчиков – это весомый вклад в развитие

модели Национальной системы квалификаций. Опыт в этой

области послужит базой для ведения единого реестра про-

фессиональных стандартов, который позволит улучшить

процесс информационного обмена на рынке труда и осуще-

ствить переход к новой модели сертификации персонала,

формированию в отрасли «рынка квалификаций», вытесне-

нию существующего в настоящее время «рынка дипломов»,

что в конечном итоге будет способствовать сближению тре-

бований к работникам, предъявляемым работодателями.

Эффект от внедрения профессиональных стандартов,

по имеющимся оценкам, многократно превышает финан-

совые затраты на их разработку. Создание системы отра-

слевых профессиональных стандартов станет ключевой

точкой роста процессов модернизации и инновационного

развития отраслей ТЭК.

Важность данной работы для Минэнерго России очевидна: она станет составной частью концепции кадрового обеспечения стратегии развития отраслей ТЭК


СОБЫТИЯ & ТЕНДЕНЦИИ18

ДИСТАНЦИЯ ОГРОМНОГО РАЗМЕРА18 лет – это действительно долго.

Россия впервые заявила о жела-

нии присоединиться к организации

еще в 1995 году – как только ВТО

начала функционировать (решение о

создании организации было приня-

то в 1994-м). До этого наша страна

безуспешно вела переговоры о при-

соединении к предшественнику ВТО –

ГАТТ (Генеральному соглашению о

тарифах и торговле, действовавшему

в мире с 1947 года). Тщетность уси-

лий российского правительства объ-

яснялась просто: страна была совер-

шенно не готова играть по правилам

цивилизованного рынка. Свободная

торговля, конкуренция, качественный

менеджмент – к России девяностых

все это не имело ровно никакого

отношения.

Всерьез о необходимости вступ-

ления в ВТО как о приоритетной

задаче государства в области эко-

номики заговорил Владимир Путин

в начале двухтысячных. В посланиях

Федеральному собранию он не раз

заявлял, что для сильной и совре-

Обзор подготовила Юлия САФОНКИНА

МЕЖДУНАРОДНОЕ СОТРУДНИЧЕСТВО

22 августа закончилась беспрецедентная эпопея по присоединению

России к Всемирной торговой организации. После 18 лет изматывающих

переговоров РФ стала 156-й страной – участницей ВТО. Характерно, что

накануне ратификации соответствующего соглашения часть депутатов

Госдумы потребовали отложить принятие решения по этому вопросу.

В ответ Владимир Путин пошутил: «Можно и отложить, то есть не отложить,

а вообще не вступать. Но это будет другая история». В самом деле: сейчас

правилами и нормами ВТО регулируется около 97 процентов мирового

рынка торговли товарами и услугами. Отказаться от возможности влиять

на этот рынок изнутри было бы непростительно.

КОРОТКО О ВАЖНОМ

«Зарубежнефть» и PetroVietnam запустили в промыш-

ленную эксплуатацию Западно-Хоседаюское месторо-

ждение в Ненецком автономном округе. Это третье

нефтяное месторождение Центрально-Хорейверского под-

нятия, которое вводит в НАО российско-вьетнамская ком-

пания «Русвьетпетро». Максимальный годовой объем добы-

чи составит 1,5 миллиона тонн. До конца года здесь плани-

руется добыть более 180 тысяч тонн нефти. Капитальные

вложения совместной компании в обустройство месторо-

ждения составили более 6 миллиардов рублей.

Дочерняя структура «Газпром нефти» – Gazprom Neft

Middle East B.V. вошла в новые проекты по разведке

и разработке углеводородов на территории Ирака. Их

реализация будет происходить на условиях соглашений о

разделе продукции (СРП), подписанных с иракским реги-

ональным правительством Курдистана. «Газпром нефть»

получит 40 процентов в разработке Garmian, ее партне-

рами по СРП станут канадская WesternZagros и прави-

тельство региона. В блоке Shakal на долю «Газпром нефти»

придется 80 процентов, оставшиеся 20 процентов – также

у властей.

«Русснефть» получила сертификат на право веде-

ния поисковой и геологоразведочной деятельности на

территории Алжира в статусе оператора-инвестора на

суше. Как говорится в сообщении компании, решение о

квалификации российского нефтедобывающего холдинга

принято министерством энергетики и горнодобывающей

промышленности Алжира, а также Национальным агент-

ВТО: лучше поздно, чем никогда

менной России жизненно необходимо

участие в поиске коллективных реше-

ний по формированию справедливых

экономических условий. Однако пере-

говоры о присоединении России к

ВТО проходили, как правило, в дра-

матичном ключе. Так, в 2003 году,

подтвердив, что российские власти

не собираются повышать внутренние

цены на газ в угоду Евросоюзу, пре-

зидент Владимир Путин заявил: «Мы

постоянно слышим заверения ЕС о

поддержке вступления России в ВТО.

Но на деле, к сожалению, из раза

в раз сталкиваемся с неоправдан-

но жесткими требованиями, которые

фактически блокируют вступление

России в ВТО». Семью годами позже

после очередного тура переговоров

президент Дмитрий Медведев выра-


19

зился еще жестче: «Нам надоело нахо-

диться в предбаннике, пытаясь всту-

пить в эту организацию».

Только 16 декабря 2011 года

протокол об условиях присоеди-

нения России к ВТО был наконец

подписан. 22 августа стало офици-

альной датой присоединения РФ к

Всемирной торговой организации.

Мы на два дня опередили тихооке-

анскую Республику Вануату, ставшую

157-м и последним на сегодняшний

день членом ВТО.

ИСКЛЮЧЕНИЕ ИЗ ПРАВИЛИтак, цель достигнута: Россия стала

полноправным членом мирового тор-

гового сообщества. По оптимистич-

ным прогнозам, вступление в ВТО

должно принести российской эко-

номике 162 миллиарда долларов и

40 тысяч рабочих мест. Пессимисты

придерживаются иного мнения,

предсказывая скорую гибель целому

ряду отраслей отечественной эконо-

мики. Главными в числе потенциаль-

ных жертв ВТО называют аграрно-

промышленный комплекс и авто-

пром. Их не сможет не затронуть

первая волна снижения импортных

таможенных пошлин, стартовавшая

23 августа.

Однако директор департа-

мента торговых переговоров

Минэкономразвития Максим

Медведков считает, что паниковать

по этому поводу не стоит. «ВТО не

запрещает протекционизма в эконо-

мике, но ограничивает его методы, –

напоминает он. – Поэтому практи-

чески любая задача промышленной

или аграрной политики может быть

решена в рамках правил ВТО – нужно

поискать адекватный вариант».

ЦИТАТА

Топливно-энергетический комплекс является локомотивом

российской экономики, и мы прекрасно понимаем долю ответ-

ственности нашей отрасли в переходе на инновационный путь

развития. Потенциал применения инноваций в ТЭК России

огромен: это обусловлено масштабом отрасли и потребностя-

ми модернизации, исчисляющимися десятками триллионов

рублей. Объем рынка ТЭК России составляет примерно

20 триллионов рублей в год. Инвестиции могут стать драйве-

рами для создания и внедрения инноваций как в самом ТЭК,

так и в смежных отраслях.

Александр НОВАК, министр энергетики РФ

ством по развитию углеводородных ресурсов «Алнафт» на

основе изучения предоставленных компанией документов

и отчетов о деятельности холдинга.

Компания Statoil вернула «Газпрому» долю в Shtokman

Development, компании-операторе Штокмановского

проекта. Тем не менее, бывший член совета директоров

Shtokman Development AG Торгейр Кидланд утверждает,

что Statoil продолжает переговоры с «Газпромом» по ком-

мерциализации Штокмановского проекта и по-прежнему

заинтересована в присоединении к нему.

«Газпром нефть» подписала соглашение о привлече-

нии десятилетнего кредита международных банков на

сумму 258 миллионов евро. Средства будут направлены

на приобретение оборудования и оплату услуг для модерни-

зации НПЗ в Сербии, принадлежащего дочернему общест-

ву «Газпром нефти» – сербской компании NIS. Полученный

кредит – один из крупнейших, выданных под гарантии

экспортно-кредитного агентства российскому контрагенту

в текущем году, отмечают в российской компании.

«Газпром экспорт» подписал четыре контракта с

турецкими компаниями на поставку газа в объеме

6 миллиардов кубических метров сроком до 2030

года. Реализация этих договоренностей покроет объемы,

которые ранее «Газпром» поставлял в Турцию через госу-

дарственную компанию Botas, срок действия договора с

которой истекает в сентябре текущего года. Контракты

с новыми импортерами заключаются в рамках либера-

ЦИФРЫ И ФАКТЫ

Россия в январе – июле 2012 года нарастила добычу нефти с газовым

конденсатом на 1,4% по сравнению с аналогичным периодом прошлого

года – до 300,233 миллиона тонн. По данным ЦДУ ТЭК, экспорт нефти из

РФ за этот период сократился на 0,1% и составил 139,586 миллиона тонн,

а добыча газа снизилась на 3,4% – до 383,311 миллиарда кубометров.

Экспорт газа сократился на 9,9% – до 109,019 миллиарда кубометров.

Объем выпуска автобензина вырос на 3,1%. Добыча угля составила

196,05 миллиона тонн, что на 5,6% выше, чем в аналогичный период прош-

лого года. Выработка электроэнергии выросла на 2,3% и составила 619,1

миллиарда киловатт-часов.



18 лет, проведенные Россией в

«предбаннике» ВТО, не прошли даром.

За это время российским властям

удалось договориться об особых усло-

виях почти для каждой отрасли рос-

сийского хозяйства.

К примеру, когда встал вопрос

о ТЭК, Россия не приняла обяза-

тельств по выравниванию внутрен-

них и мировых цен на энергоносите-

ли, доступу иностранных компаний

к природным ресурсам, по отказу

от государственного регулирования

импорта или экспорта, прекращению

деятельности компаний с государст-

венным участием.

Мы вошли в ВТО на том условии,

что политика ценообразования на

энергоносители должна обеспечи-

вать покрытие затрат и получение

дохода производителями и поставщи-

ками природного газа. Тем не менее,

эти правила не касаются поставок

газа некоммерческим потребителям

газа, а значит, Российская Федерация

сохранила право применять такое

регулирование цен на природный газ,

которое будет обеспечивать соци-

ально-экономические цели и задачи

государства. Другими словами, обя-

зательства по ТЭК в ВТО сейчас впол-

не соответствуют российским законо-

дательству и практике.

ВТО ПРОТИВ НДПИВпрочем, в Минэнерго все же нашли

повод для беспокойства. По информа-

ции ряда СМИ, ссылающихся на пись-

мо, направленное Министерством

энергетики в адрес правительст-

ва России, речь идет о негативных

последствиях вступления в ВТО для

«Газпрома». В Минэнерго считают,

что регулируемые цены, по которым

монополист реализует газ на вну-

треннем рынке, устанавливаются на

уровне ниже экономически обосно-

ванных, что в целом противоречит

правилам ВТО. В результате происхо-

дит «неполное формирование источ-

ников финансирования инвестиций

для поддержания и развития добычи

и транспорта для российских поку-

пателей». Если же при этом Минфин

добьется удвоения ставок налога на

НДПИ на газ, рентабельность продаж

российским потребителям упадет к

2015 году до 7 процентов.

Сработает ли аргумент о прави-

лах ВТО против резкого повышения

НДПИ? Если да, то это станет пер-

вым примером получения выгоды

от вступления России во Всемирную

торговую организацию. В конце кон-

цов, Владимир Путин еще весной пре-

дупреждал, что «в ВТО можно всту-

пать бездумно и без толку», а можно

«использовать инструменты ВТО в

своих интересах, как это делают «ста-

рожилы» организации»...

лизации рынка газа в Турции, согласно которой доля

государственной Botas в импорте газа в страну должна

сокращаться.

International Finance Corporatoin в течение двух лет

вложит 950 тысяч долларов в развитие возобновля-

емых источников энергии в Томской области. Об этом

говорится в соглашении, которое стороны подписали 20

августа. Согласно этому документу администрация региона

направит на реализацию проекта около 30 тысяч долла-

ров, предоставив помещения и кадры. Пока в РФ на долю

возобновляемых источников приходится только около

1 процента вырабатываемой в стране электроэнергии.

Сотрудничество Минэнерго России с Китаем будет

направлено на увеличение объемов поставки элек-

троэнергии и сооружение генерирующих мощностей.

Решение об этом принято в ходе переговоров главы

Минэнерго России Александра Новака с президентом

Государственной электросетевой корпорации Китая Лю

Чжэнем. В настоящее время оборудование китайских ком-

паний широко применяется в ходе модернизации рос-

сийского электросетевого хозяйства. При этом Лю Чжэнь

отметил большой потенциал для сотрудничества не только

в области электроэнергетики, но и в угольной сфере, а

также выказал заинтересованность в строительстве на

территории России ЛЭП сверхвысокого напряжения.



Крупнейшие российские компании обнародовали итоги финансовой

отчетности по РСБУ за I полугодие 2012 года. Так, чистая прибыль ОАО

«Э.ОН Россия» за этот период составила 9,13 миллиарда рублей, что

на 22,3% больше, чем в первом полугодии прошлого года, в то время

как этот показатель в ОГК-2 сократился в 3,2 раза – до 948 миллионов

рублей. Чистая прибыль также снизилась у «ТНК-BP Холдинга» (на 32%,

составив 84,986 миллиарда рублей), ОАО «РусГидро» (на 28% – до 13,25

миллиарда рублей), ОАО «Мосэнерго» (на 32% – до 4,9 миллиарда рублей).

У «Сургутнефтегаза», «ЛУКОЙЛа» и «Транснефти», наоборот, наблюдается

рост этого показателя – до 101,452, 269,99 и 5,027 миллиарда рублей

(плюс 93%) соответственно.


21

День шахтера, календарно отмечен-

ный в последнее воскресенье авгу-

ста, в этом году затянулся. Фактически

он стартовал еще в начале месяца,

когда Дмитрий Медведев, совер-

шавший первый в своей практике

железнодорожный вояж по стране,

прибыл с визитом в Кемеровскую

область. Премьер-министр спустился

в шахту «Листвяжную», ознакомился

с новыми техническими разработка-

ми, встретился с работниками шахты

«Комсомольская» и провел совеща-

ние по текущему состоянию угольной

отрасли. Посещение выставки инно-

ваций оказалось самым позитивным

событием в программе пребывания

Медведева на кемеровских шахтах,

но и оно не ввело премьера в заблу-

ждение. На итоговом совещании он

отметил, что отрасль по-прежнему

страдает от устаревших технологий, и

это далеко не единственная пробле-

ма угольщиков.

ДОРОЖНЫЕ СПОРЫВ России наблюдается устойчивая

тенденция снижения общего внутрен-

него спроса на уголь. Несмотря на

то что в прошлом году, по данным

Минэнерго, суммарная поставка рос-

сийских углей потребителям состави-

ла 305,1 миллиона тонн и выросла

на 2,9 процента к предыдущему году,

в целом с конца 1980-х потребление

угля на электростанциях и в метал-

лургии сократилось в полтора раза.

«Черное надежное золото», о котором

когда-то вдохновенно пел Высоцкий,

уже давно не в силах конкурировать

ВНУТРЕННЯЯ ПОЛИТИКА

Месяц шахтераО доблести, о подвигах, о славе – именно об этом принято говорить нака-

нуне любого отраслевого праздника. На торжественном приеме в Кремле,

предшествовавшем Дню шахтера, президент Владимир Путин поддержал

традицию. Он назвал горняков «настоящими тружениками, сильными сме-

лыми людьми, которые в трудное время всегда подставят плечо», напом-

нил о рекордных в новейшей истории 340 миллионах тонн угля, добытых

в прошлом году, и пообещал, что государство не оставит отрасль один на

один с мировым финансовым кризисом. Однако за «обязательной про-

граммой» последовал разговор о том, в каком непростом положении нахо-

дится сейчас российская угольная промышленность. «Давайте, несмотря

на праздник, скажем об этом прямо», – начал президент...

с газом. Да и о какой конкуренции

можно говорить, если транспортиров-

ка угля стоит чуть ли не дороже самого

топлива. Во всяком случае, в экспорт-

ных поставках величина транспорт-

ной составляющей в конечной цене

на уголь превышает 50 процентов, в

то время как, например, в нефтяной

отрасли этот показатель составляет

менее 10 процентов. После недавне-

го 25-процентного удешевления угля

на внешнем рынке расходы на добы-

чу и транспортировку, по выражению

министра энергетики Александра

Новака, «съедают всю цену».

Для исправления ситуации

Минэнерго предлагает рассмотреть

вопрос о «плавающем тарифе» на

перевозки, привязав его к цене на

уголь так, чтобы при падении цен

тариф РЖД для угольных компаний

мог снижаться, а при росте – уве-

личиваться. По словам Новака, это

может быть выгодно и для железнодо-

рожников. «На долю угля приходится

25 процентов перевозок. Если тариф

остается неизменным при падении

цен, компании могут просто перестать

возить уголь», – пояснил он. Однако

механизм расчета нового тарифа

пока неясен. До сих пор цены на пере-

возки никогда не привязывались к

ценам на грузы.

Между тем даже снижение тари-

фа не решит всех проблем с пере-

возкой топлива, особенно в вос-

точном направлении. Поставку угля

на растущий рынок стран Азиатско-

Тихоокеанского региона существен-



но ограничивает низкая пропуск-

ная способность Транссиба, БАМа и

Дальневосточной железной дороги.

Если до внутреннего потребителя

уголь едет в среднем 850 километров,

то для того, чтобы уйти на экспорт,

он проделывает путь длиной до 4500

километров. И это при средней ско-

рости движения вагонов 7,5 кило-

метра в час! К примеру, 10 августа

на одной только Дальневосточной

железной дороге было остановле-

но движение 87 поездов (это около

5 тысяч вагонов) с разными груза-

ми, в основном с углем и нефтью.

Президент Сибирского делового

союза Михаил Федяев в интервью

газете «Ведомости» заявил, что ежед-

невный простой 2500–3000 вагонов

с углем – обычное дело.

В «РЖД» утверждают, что они тут ни

при чем, мол, составы просто не успе-

вают разгружать в пунктах назначе-

ния. Однако угольщики винят в проб-

ках железнодорожников, указывая

на неудовлетворительную диспетче-

ризацию вагонов, и это мнение отча-

сти разделяет Дмитрий Медведев,

заявивший во время совещания:

«Основная масса вагонов принадле-

жит частным компаниям, которых в

России насчитывается около 1,2 тыся-

чи – они очень маленькие, а диспет-

черизация на низком уровне. Будем

стараться эту тему регулировать».

ЦИФРЫ ИЗ БУДУЩЕГОВысокие тарифы и пробки на доро-

гах – это лишь верхушка айсберга

под названием «проблемы уголь-

ной промышленности». Да, пока что

Россия занимает третье место в мире

по добыче угля, но для того, чтобы

отрасль развивалась, необходима

сбалансированная государственная

политика в этой области, считает

министр Александр Новак.

Строго говоря, стратегические

направления этого развития уже обо-

значены в отраслевой программе,

рассчитанной до 2030 года. Она ста-

вит перед угольщиками масштабные

задачи: к 2030 году увеличить добы-

чу до 430 миллионов тонн, а произ-


«Газпром нефть» планирует начать в 2014 году кру-

глогодичную добычу нефти на Новопортовском место-

рождении в ЯНАО. Как сообщили в компании, сейчас

началось испытание первой эксплуатационной скважины.

Еще одна скважина будет расконсервирована до конца

2012 года. Зимой 2013 года на трех разведочных скважи-

нах и одной эксплуатационной будет проведен гидрораз-

рыв пласта.

Президентская комиссия по ТЭК приняла решение о

схеме продажи принадлежащих «ИНТЕР РАО» 40 про-

центов акций «Иркутскэнерго». Об этом сообщил глава

«ИНТЕР РАО» Борис Ковальчук. По его словам, пакет купит

«Роснефтегаз» по рыночной цене, определенной независи-

мым оценщиком. Компания рассчитывает закрыть сделку

до конца текущего года, выручив не менее 1 миллиарда

долларов.

Тамбовская область станет пилотным регионом при

реализации проекта «Газпрома» по переводу тран-

спортных средств на газомоторное топливо. Решение

об этом принято на совещании по вопросам реализа-

ции программы «Развитие газоснабжения и газификации

Тамбовской области на период 2012–2015 годов».

Новая схема управления «Славнефтью» заработает с

1 января 2013 года. Об этом заявил первый заместитель

23


водительность труда – в 5 раз. Для

достижения этих впечатляющих пока-

зателей в России планируется ввести

505 миллионов тонн новых и модер-

низированных мощностей по добыче

угля – при выбытии 375 миллионов

тонн мощностей неперспективных и

убыточных предприятий и сокраще-

нии уровня износа основных фондов

с 70–75 до 20 процентов. Средняя

дальность перевозки угольной про-

дукции должна сократиться в 1,2, а

на внутреннем рынке – в 1,4 раза.

Программа предусматривает разви-

тие местного использования добыва-

емых углей и создание энерготехноло-

гических комплексов, позволяющих

перейти к комплексному освоению

ресурсов угольных месторождений,

извлечению и использованию мета-

на. Уровень обогащения намечается

довести до 60 процентов (с нынеш-

них 40), уровень переработки угля в

целом (сортировка, обогащение, глу-

бокая переработка, газификация) –

до 80 процентов.

Планы амбициозные, дело за

малым: найти необходимые средства.

На совещании у премьера Александр

Новак заявил, что только на ликвида-

цию отработанных угольных шахт – в

основном это объекты в Пермском

крае, Кузбассе и Ростовской обла-

сти – требуется более 13 миллиардов

рублей. «Мы не просим все 13 милли-

ардов, но нужно сохранить уровень

финансирования с 2012 года в раз-

мере около 1,3 миллиарда, то есть в

2013–2015 годах предусмотреть 3,9

миллиарда рублей. Это позволит нам

к 2018 году завершить мероприятия

по реструктуризации угольной отра-

сли», – уточнил министр.

РАСШИРЯЯ ГОРИЗОНТЫНа торжественном приеме в Кремле,

состоявшемся 20 августа, о деньгах

речи не шло. Но о том, что государство

продолжит заниматься программой

реструктуризации отрасли, включая

решение жилищных вопросов и эко-

логическое оздоровление террито-

рий, было сказано вполне опреде-

ленно.

Путин подтвердил также незы-

блемость социальных обязательств

угольных компаний перед шахтера-

ми и их семьями и призвал наладить

работу по лицензированию угольной

деятельности «без всяких коррупци-

онных схем».

По мнению президента, прочная

база, созданная в отрасли, «дает

возможность верстать стратегиче-

ские планы широкими горизонтами».

Осталось только воплотить их в жизнь.

У нас еще есть время. Аналитики уве-

рены, что 25-процентная доля угля

в мировом энергобалансе останется

неизменной до 2050 года.

генерального директора «Газпром нефти» Вадим Яковлев

в ходе телеконференции для инвесторов. По его словам,

функции оператора на Мессояхской группе месторожде-

ний возьмет на себя «Газпром нефть», а на Куюмбинском

месторождении – ТНК-ВР. Контроль над Ярославским НПЗ

получит «Газпром нефть», а ее партнеру по СП перейдет

добычный актив «Мегионнефтегаз».

Большую землю и остров Кижи соединят подводные

кабельные ЛЭП. По дну Онежского озера будет проложе-

на новая подводная двухцепная кабельная

линия электропередачи 10 кВ, которая стро-

ится от новой ПС 35/10 кВ «Жарниково» до

РП 10 кВ на Большом Клименецком острове

и далее – до ТП 10 кВ на острове Кижи.

Общая длина линий превышает 5 киломе-

тров, сообщил вице-президент группы ком-

паний «КЭР» Виктор Салов.

Паспорта готовности к прохождению осенне-зимне-

го периода в этом году решено подписать и утвердить

на месяц раньше обычного. На встрече в Кремле с

Владимиром Путиным председатель правления ОАО «ФСК

ЕЭС» Олег Бударгин заверил президента, что все сетевые

компании страны получат паспорта уже к 15 октября.

«Транснефть» собирается вложить в развитие

Амурской области больше трех миллиардов рублей.

16 августа губернатор региона Олег Кожемяко и президент

«Транснефти» Николай Токарев подпи-

сали соглашение о сотрудничестве.

В соответствии с этим документом в

течение трех лет в ряде амурских горо-

дов и сел, близ которых проходит нефте-

провод «ВСТО», планируется построить

многоквартирные жилые дома, дороги

и объекты соцкультбыта.



Иностранные компании, прио-

бретающие стратегические акти-

вы в Российской Федерации,

должны раскрывать информа-

цию о двойном гражданстве

своих российских собственников.

Соответствующее требование содер-

жится в Постановлении правительст-

ва РФ от 2 августа 2012 года № 787.

Документ вносит поправки в дейст-

вующие правила согласования сде-

лок по приобретению зарубежными

инвесторами долей в хозяйственных

обществах, имеющих стратегическое

значение для обеспечения обороно-

способности страны и безопасности

государства. В ходе предварительного

согласования такой сделки компания-

заявитель должна информировать

уполномоченный орган «о наличии у

гражданина РФ, осуществляющего

контроль над заявителем, граждан-

ства иных государств, а также све-

дения о том, является ли указанный

гражданин РФ в соответствии с зако-

нодательством РФ о налогах и сборах

налоговым резидентом РФ».

Действующее законодательство уста-

навливает 42 вида деятельности,

которые имеют стратегическое зна-

чение для государства, в их числе

ядерная энергетика, разработка, про-

изводство, обслуживание и торговля

вооружением, военной, шифроваль-

ной техникой, космическая деятель-

ность, некоторые виды деятельности

в области связи, гидрометеорологии,

геофизики, разведка и добыча полез-

ных ископаемых на участках недр

федерального значения, добыча вод-

ных биологических ресурсов.

Правительство РФ утвердило

предельные максимальные уровни

цен на мощность для проведения

долгосрочного конкурентного отбо-

ра мощности (КОМ) на 2013 год.

Согласно Распоряжению от 31 июля

2012 года № 1388-р предельные

максимальные уровни цен на мощ-

ность установлены в размере 127,8

тысячи рублей за мегаватт в месяц

для первой ценовой зоны (Европа, за

исключением Калининградской обла-

сти, Урал) и 136,8 тысячи рублей за

мегаватт в месяц для второй ценовой

зоны (Сибирь).

В июле Федеральная антимоно-

польная служба России предложила

сократить в 2013 году число зон сво-

бодного перетока (ЗСП) по сравне-

нию с 2012 годом – с 27 до 23, а

также в 18 из них ввести предельные

уровни цен для проведения конку-

рентных отборов мощности. Отборы

мощности без «прайс-кэпа» пройдут

в пяти зонах свободного перетока,

а именно в ЗСП «Сибирь», «Урал»,

«Центр», «Волга» и «Вятка». Согласно

документу в перечень соответствую-

щих ЗСП с введенными в них предель-

ными уровнями цен для проведения

КОМ на 2013 год вошли ЗСП «Южный

Кузбасс», «Омск», «Чита», «Бурятия»,

«Алтай», «Тюмень», «Северная Тюмень»,

«Пермь», «Балаково», «Кавказ»,

«Волгоград», «Каспий», «Ростов»,

«Кубань», «Махачкала», «Москва»,

«Запад», «Кольская».

Министерство энергетики РФ

утвердило схему и программу

развития Единой энергосистемы

России на 2012–2018 годы. Схема

и программа развития ЕЭС России –

технический план развития энерго-

системы страны, который ежегодно

утверждается на семилетний пери-

од. На его основе разрабатываются

инвестиционные программы электро-

энергетических компаний, определя-

ется спрос на мощность для конкурен-

тного отбора мощности.

Документ включает в себя прогноз

спроса на электрическую энергию по

территориям субъектов РФ, а также

содержит прогноз требуемого увели-

чения мощностей для удовлетворения

спроса на электрическую энергию.

Согласно утвержденным схеме и

программе общий спрос на электри-

ческую энергию к 2018 году оцени-

вается на уровне 1,175 триллиона

киловатт-часов, что на 175,2 мил-

лиарда киловатт-часов выше объе-

ма электропотребления 2011 года

(рост почти 17,5 процента). При этом

среднегодовой темп роста спроса на

электроэнергию до конца прогнозно-

го периода ожидается в размере 2,3

процента. Всего запланировано вве-

сти 40,109 тысячи мегаватт объек-

тов генерации, из них АЭС – 12,315,

ГЭС+ГАЭС – 4,810 и ТЭС – 22,984

тысячи мегаватт.

ДОКУМЕНТЫ


Самой прибыльной компанией в мировой экономике стал российский

«Газпром». По итогам работы в 2011 году он занял первое место по раз-

мерам полученной прибыли, которая составила 44 миллиарда 459 мил-

лионов. На второй позиции по данному показателю – лидер 2010 года

крупнейшая нефтяная компания США ExxonMobil. Ее прибыль по итогам

2011 года – 41 миллиард 60 миллионов долларов.

Банк ВТБ заключил с Московской объединенной электросетевой ком-

панией кредитные соглашения о финансировании на общую сумму 6 мил-

лиардов рублей сроком на два года. Как сообщила пресс-служба банка,

ресурсы предоставлены в соответствии с итогами проведенных МОЭСК в

июне этого года аукционов по привлечению заемных средств, победите-

лем в которых стал ВТБ.


ДОСКА ОБЪЯВЛЕНИЙ ®

сообщает о намерении реализовать объекты

недвижимого имущества и приглашает

заинтересованных лиц принять участие

в переговорах

Реализуемое имущество (далее – Имущество):

земельный участок: земли населенных пунктов, для эксплуатации зданий и сооруже-

ний речного порта; площадь 17 930 кв. метров; кадастровый (или условный) номер:

22:63:050706:2; в собственности;

административно-торговое здание, назначение – нежилое; общая площадь 4050,70

кв. метра; этажность – 3;

здание канализационно-насосной станции, назначение – нежилое; общая площадь

71,4 кв. метра; этажность – 1, подземная этажность – 1;

здание трансформаторной подстанции, назначение – нежилое; общая площадь 56,1

кв. метра; этажность – 1;

причальная набережная, литер I; общая площадь 7449,9 кв. метра; расположена на

земельном участке площадью 14 590 кв. метров (1,459 га), для эксплуатации зданий и

сооружений речного порта, имеющего кадастровый номер 22:63:050706:7; в аренде

сроком на пять лет с 30 декабря 2011 г.

Вышеперечисленное Имущество принадлежит ОАО «ЗСРП» на праве собственности.

Имущество не заложено, не обременено правами третьих лиц, в споре и под арестом

(запрещением) не состоит.

Ограничения (обременения) прав на имущество не зарегистрировано.

Имущество продается единым лотом.

Место нахождения Имущества: РФ, Алтайский край, г. Барнаул,

площадь им. В.Н. Баварина, д. 8.

Реализуемое имущество (далее – Имущество): здания и сооружения в составе

производственной базы – двухэтажное здание главного административного корпуса

(4606,5 кв. метра); здание-проходная (65 кв. метров); здание-пристройка (499 кв.

метров); здание-склад неотапливаемый (564 кв. метра); арочный склад (450 кв.

метров); здание-склад баллонов сжиженного газа – закрытое хранение (1185,4 кв.

метра); складская площадка открытая (5961,6 кв. метра); открытая площадка – навес

для строительных материалов (311 кв. метров); автодорога протяженностью 170

метров (1190 кв. метров); ограждение (1390,8 метра); водопровод (22 метра); кана-

лизация (184 метра); противопожарный водопровод (350 метров); теплотрасса (159

метров); наружное электроосвещение (665 метров); линия электропередачи (180

метров); линия электропередачи (250 метров) и прочие основные средства и товарно-

материальные ценности. Имущество продается единым лотом.

Имущество расположено на двух земельных участках общей площадью 58 559 кв.

метров, находящихся в аренде сроком на 49 лет с 12 июля 2011 г. На реализуемое

Имущество все права зарегистрированы надлежащим образом, обременения отсутст-

вуют.

Место нахождения Имущества: РФ, г. Оренбург, ул. Донгузская, д. 68/1.

За дополнительной информацией можно обращаться к Агенту Продавца ЗАО «АФИНА» по тел.: +7(495)739-63-30, www.zaoafina.ru

Продавец: Открытое акционерное общество «Западно-Сибирское речное пароходство» (ОАО «ЗСРП»).Агент: ЗАО «АФИНА», тел. +7 (495) 739-63-30.

Продавец: ООО «Газпром добыча Оренбург».Агент: ЗАО «АФИНА», тел. +7 (495) 739-63-30.

За дополнительной информацией можно обращаться к Агенту Продавца ЗАО «АФИНА» по тел.: +7(495)739-63-30, www.zaoafina.ru


27

3 августа

«Газпром» приступил к стро-

ительству эксплуатацион-

ных скважин на Киринском

газоконденсатном место-

рождении на шельфе

Сахалина в рамках реали-

зации проекта «Сахалин-3».

Работы ведутся с помощью полупогружной буровой уста-

новки «Полярная звезда». Месторождение станет одним из

источников газоснабжения потребителей дальневосточ-

ных регионов России.

9 августа

Завод СПГ на Сахалине

отгрузил пятисотую партию

сжиженного газа. Объемы

газа, отгружаемого на экспорт

единственным в России заво-

дом СПГ, эквивалентны почти

10 процентам всех поставок

российского газа в Европу. Пятисотая стандартная партия

объемом 145 тысяч кубических метров СПГ отправилась

на танкере-газовозе K. Jasminе в Южную Корею.

12 августа

В поселке Бужоре Анапского

района Краснодарского

края состоялась торжест-

венная церемония пуска в

эксплуатацию подстанции

220 кВ «Бужора» мощностью

250 МВА. Ввод нового энер-

гообъекта способствует решению проблемы энергодефи-

цита в Анапе и Геленджике и создает условия для развития

курортных комплексов. Подстанция «Бужора» полностью

автоматизирована. Работы выполнены по инвестиционной

программе ОАО «ФСК ЕЭС». Сумма инвестиций составила

2,4 миллиарда рублей.

КАЛЕНДАРЬ ТЭК

15 августа

«Газпром» в пригороде

Горно-Алтайска открыл пер-

вую в Республике Алтае

автомобильную газонапол-

нительную компрессорную станцию. В настоящее время

регион подготовил 30 автомобилей, которые будут рабо-

тать на природном газе. Это машины, занятые в пассажир-

ских перевозках и обслуживании коммунальной сферы

города. Использование газомоторного топлива позволит

значительно снизить вредные выбросы.

24 августа

В Якутии поставлен под напря-

жение первый участок высоко-

вольтной линии электропередачи

«Чернышевский – Мирный». Новый

участок цепи введен компанией

«ДВЭУК» в рамках строительства круп-

нейшей в Якутии высоковольтной линии

«Чернышевский – Мирный – Ленск – Пеледуй» стоимостью

более 36 миллиардов рублей. Общая протяженность ЛЭП

превышает 1494 километра, трансформаторная мощность

новых подстанций составляет 352 мегавольтампера. До

конца года планируется завершить строительство еще трех

участков ЛЭП и двух подстанций.

27 августа

ОАО «Силовые машины»

отгрузило последнюю пар-

тию крупногабаритного обо-

рудования для новых гидро-

агрегатов Саяно-Шушенской ГЭС ОАО «РусГидро».

Транспортировку осуществляет теплоход «Арсенал», отпра-

вившийся из Санкт-Петербурга в Красноярский речной

порт по морским и речным трассам. В Красноярске обору-

дование перегрузят на речную баржу и на ней перевезут

в нижний бьеф Майнской ГЭС. Оттуда специальным авто-

транспортом оборудование будет доставлено на Саяно-

Шушенскую ГЭС. Общая протяженность маршрута около

5900 километров. Доставка груза продлится 35–40 дней.

август 2012


28

20-22 ноября 2012


29

Владимир АНОХИН –

генеральный директор ООО «Тобольск-Нефтехим»

Владимир Иванович Анохин начал трудовой путь на Тобольском нефтехимиче-

ском комбинате в 1988 году. До того, как возглавил предприятие, работал пер-

вым заместителем генерального директора, главным инженером. За вклад в

развитие отрасли получил звание «Почетный химик». Награжден почетным зна-

ком – орденом «За заслуги перед химической индустрией России» 2-й степени.

Роберт ГАЛИЕВ –

генеральный директор ООО «Дальнефтепровод»

Роберт Анисович Галиев родился в 1974 году в Татарстане. Окончил Уфимский

государственный нефтяной технический университет, Тюменский государствен-

ный нефтегазовый университет. Начал карьеру в ЦППН НГДУ «Дружбанефть»

ОАО «Когалымнефтегаз», там работал на должностях слесаря-ремонтника, стар-

шего механика, начальника участка, заместителя главного механика, началь-

ника ЦППН. С 2001 года работал в ОАО «Северо-Западные МН», пройдя путь от

начальника ЛПДС-2 Альметьевского РНУ до главного инженера Пермского РНУ.

В 2007 году стал заместителем генерального директора ОАО «Северо-Западные

МН» по эксплуатации, затем главным инженером компании. Награжден меда-

лью ордена «За заслуги перед Отечеством» 2-й степени.

Андрей КОРОЛЕВ –

председатель совета директоров ОАО «ТГК-2»

Андрей Юрьевич Королев родился в 1969 году. В 1991-м окончил Российскую

экономическую академию им. Г.В. Плеханова. В 2003 году получил диплом MBA

Академии народного хозяйства при правительстве РФ по программе «MBA:

профессиональная специализация – управление финансами организации».

Начинал карьеру в Рязанском областном управлении статистики. В 1993–1997

годах работал на руководящих должностях в компаниях, специализирующихся в

сфере строительства и недвижимости. Затем был финансовым директором ком-

паний «Ист Лайн» и COALCO (Швейцария). В 2006 году занял тот же пост в Группе

«СИНТЕЗ». Позже был назначен исполнительным директором этой компании,

которая стала основным акционером ТГК-2.

Борис МЕХАНОШИН –

директор по международной деятельности ОАО «СО ЕЭС»

Борис Иосифович Механошин родился в 1950 году в Москве. Окончил

Московский ордена Ленина энергетический институт (МЭИ). Трудовую деятель-

ность начал в родном институте с должности инженера кафедры радиопереда-

ющих устройств, затем стал ведущим инженером кафедры института. В 1987

году поступил на работу в производственное объединение по наладке, совер-

шенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей «ОРГРЭС»

(до 1990 года – «Союзтехэнерго»), где создал первую в СССР лабораторию

волоконно-оптических систем. В 1989 году был назначен заместителем гене-

рального директора объединения по внешнеэкономической деятельности. С

2000 по 2003 год возглавлял ЗАО «ОПТЭН Лимитед». В 2003 году был назначен

первым заместителем исполнительного директора ОАО «Фирма ОРГРЭС». В

2004 году вернулся в ЗАО «ОПТЭН Лимитед» на пост главы компании. В 2010

году стал заместителем генерального директора – техническим директором

ОАО «Холдинг МРСК».

НАЗНАЧЕНИЯ



Первый день работы форума, объяв-

ленный Днем нефти, начался с обсу-

ждения состояния дел в нефтегазовой

отрасли. Взглядом на будущее ТЭК в

мировом масштабе поделился первый

заместитель председателя комите-

та Государственной думы по энерге-

тике Василий Тарасюк. Он отметил,

что к 2030 году мировая потребность

в энергии возрастет примерно на

60 процентов по сравнению с 2000

годом, при этом глобальная структура

энергоносителей останется схожей с

существующей, то есть нефть, газ и

уголь сохранят доминирующее значе-

ние. Тем не менее, для обеспечения

доступа к надежным источникам энер-

гии потребуются крупные и своевре-

менные капиталовложения, а решаю-

щую роль в развитии энергетики будут

играть инновационные технологии.

В дискуссиях «нефтяной» части

форума, посвященных вопросам реги-

онального потребления энергоре-

сурсов, перспективам развития раз-

личных видов энергии и стратегиям

стран – производителей и потребите-

лей энергоресурсов, мнения выска-

зали исполнительный вице-президент

группы компаний «НьюТек Сервисез»,

профессор РГУ нефти и газа

им. И.М. Губкина Валерий Бессель,

директор Института проблем нефти

и газа Российской академии наук

Анатолий Дмитриевский, заместитель

министра нефтяной промышленно-

сти Ирана, президент национальной

иранской нефтяной компании NIOC

Ахмад Галебани.

Показательную статистику пред-

ставил в докладе президент Союза

нефтегазопромышленников России

Геннадий Шмаль. Он привел дан-

ные о том, что затраты на освоение

извлекаемых запасов в расчете на

1 тонну нефти составляют для

Западной Сибири – 30, Восточной

Сибири – 80, шельфа Сахалина –

300, а шельфа Арктики – 700 долла-

ров. По мнению докладчика, одной

из важнейших задач государства на

сегодняшний день является создание

Около тысячи представителей

отечественной и международной

нефтяной и газовой пром ышленно-

сти из 40 стран мира приняли учас-

тие в X Российском Нефтегазовом

конгрессе (RPGC), прошедшем в

Москве в конце июня. Он был орга-

низован в рамках крупнейшей в

Восточной Европе международной

выставки «Нефтегаз-2012». Главным

партнером конгресса выступило

Министерство энергетики РФ.

Курс на инновационное развитие

ВЫСТАВКИ И КОНФЕРЕНЦИИналоговых стимулов, которые могли

бы повысить заинтересованность

предприятий в освоении новых место-

рождений, новых перспективных

регионов нефтедобычи, что повлекло

бы за собой общее повышение уров-

ня добычи нефти.

Пока же компании стремятся

сохранить то, чего они уже дости-

гли. Так, член совета директоров

ОАО «Татнефть» Ренат Муслимов

отметил, что его компания рассчиты-

вает стабилизировать текущий уро-

вень добычи до 2030 года. А первый

вице-президент ОАО «АНК «Башнефть»

Михаил Ставский заявил, что в этом

году «Башнефть» планирует добыть на

1,3 процента нефти больше, чем в

прошлом, и намерена придерживать-

ся такого уровня добычи в течение

нескольких последующих лет.

27 июня было отдано под обсу-

ждение проблем газовой отра-

сли. Специальная тема Дня газа,

партнерами которого выступили

ОАО «Газпром» и Международный

газовый союз, была посвящена стра-

тегии и перспективам освоения газо-

вых месторождений континентально-

го шельфа в России и мире. Речь

шла о стратегических аспектах тран-

спортировки, переработки и экспорта

газа, регулировании и защите россий-

ского геофизического рынка, а также

о перспективах «Южного потока».

Делегатам конгресса была пред-

ставлена новая программа Евро-


31

Азиатского геофизического общества

«Геология без границ», которая при-

влекает к участию различные отече-

ственные и зарубежные институты и

компании для совместного изучения

перспективных территорий, находя-

щихся между границами разных стран.

Одним из центральных событий

RPGC стал III Российско-Иранский

форум, на котором обсуждались воз-

можности сотрудничества в сфере

технологий и инвестиций для нефте-

газовой промышленности Ирана.

Он прошел под председательством

директора по исследованиям и тех-

нологиям национальной иранской

нефтяной компании Мохаммада Али

Эмади.

Иран занимает одно из пер-

вых мест в мире по наличию угле-

водородных ресурсов, из которых

79 процентов находятся в разработ-

ке. При этом к 2015 году страна пла-

нирует увеличить уровень ежесуточ-

ной нефтедобычи с 1 до 8 миллионов

баррелей. Выступая в Москве, пред-

ставитель компании Sadid Industrial

Group Голямреза Маноучхри выразил

недоумение по поводу неудовлетво-

рительных отношений между Россией

и Ираном в нефтегазовом секторе,

в то время как интерес других стран

к Ирану только возрастает. О необ-

ходимости налаживать двусторонние

отношения говорили и другие доклад-

чики форума.

Подводя итоги двухдневной рабо-

ты, делегаты конгресса сошлись во

мнении, что в ходе пленарных заседа-

ний и сессий удалось поднять много

важных вопросов, начиная от развед-

ки, добычи, транспортировки и пере-

работки нефти и газа до внедрения

инновационных технологий и ведения

эффективной энергетической дипло-

матии. Конгресс в очередной раз

доказал состоятельность в качестве

крупнейшей международной площад-

ки для общения мировых и отечест-

венных лидеров нефтяной и газовой

промышленности.

Эффективные подходы к разработке структуры, формированию и функци-

онированию кластеров, привлечение инвестиций в кластерные проекты

в сфере нефтегазохимии, разработка образовательных программ для

подготовки специалистов – эти и другие вопросы обсуждались 29 июня на

конференции «Кластерное развитие газонефтехимии», организованной

независимой консалтинговой компанией ЗАО «Альянс-Аналитика» при под-

держке Минэнерго России.

Будущее за кластерами


Открывая конференцию, заме-

ститель директора департамен-

та переработки нефти и газа

Министерства энергетики РФ

Александр Килячков напомнил,

что кластерный подход заложен

в основу принятого этой весной

«Плана развития газо- и нефте-

химии России на период до 2030

года». Сама же кластерная кон-

цепция, по словам Килячкова,

родилась после длительного изучения российского и международного опыта,

который доказал эффективность такого подхода в нефтехимии.

Практика США, Европы, Индии и Ирана красноречиво свидетельствует о том,

что создание кластеров может стимулировать развитие целостной инфраструк-

туры и повышение спроса на конечную продукцию, говорилось на конференции.

Последний аспект рассмотрела в докладе директор департамента аналитики

ЗАО «Альянс-Аналитика» Тамара Хазова. Она рассказала о тенденциях рынка

и особенностях формирования спроса на конечную продукцию, предпосылках

системного развития отрасли и экономики в целом.

Подробные доклады о развитии запланированных в правительственной про-

грамме кластеров на территории Российской Федерации представили замести-

тель руководителя Центра кластерного развития Республики Татарстан Сергей

Алексеев, руководитель проекта ЗАО «СИБУР Холдинг» Евгения Пилипенко и

главный специалист проектной части ОАО «Пластполимер» Сергей Иванов.

С итогами конференции по развитию газонефтехимического кластера в

Приморском крае присутствующих ознакомила первый заместитель директора

ИМЭМО РАН Наталья Иванова. «Дальневосточный кластер – это не химера, не

просто государственный документ. Это реальные проекты, которые уже сегодня

реализуют крупные компании на территории Приморского края», – заявила она.

Напомним, в «Плане развития газо- и нефтехимии до 2030 года» предлагает-

ся сформировать в России шесть кластеров. Предполагается, что в результате

создания и развития нефтегазохимических кластеров объемы производства

базовых мономеров к 2030 году могут увеличиться в 4 раза. Итогом реализации

этих проектов должно стать увеличение доли переработки легкого углеводород-

ного сырья в процессах пиролиза с 28 (около 7,7 миллиона тонн) до 55 процен-

тов (почти 30 миллионов тонн).



Формирование экспозиции Interlight Moscow powered

by Light+Building перешло в завершающую стадию. На

данный момент продано 85 процентов всей выставоч-

ной площади. Среди подтвержденных компаний круп-

нейшие мировые производители и лидеры российско-

го рынка: «Световые Технологии», «БЛ-Групп», «Оптоган»,

«Амира», «Ардатовский завод», Nichia Corporation (Япония),

Bayer MaterialScience (Германия), Vosschloh-Schwabe

(Германия), Cariitti (Финляндия), Viokef (Греция), Mantra

(Испания), Osmont (Чехия), Makel (Турция), Viko (Турция),

Alanod Aluminium-Veredlung (Германия), OSRAM Opto

Semiconductors (Германия).

В новом сезоне выставка получила правительственную

поддержку со стороны Германии, Италии, Испании, Турции

и Китая. Эти страны представят свою продукцию и новей-

шие светотехнические разработки в рамках национальных

павильонов. Успешно формируется павильон декоратив-

ного освещения – здесь продукцию представят компании

из Италии, Испании, Греции, Чехии, Финляндии, Польши,

Турции, ОАЭ и Гонконга. Среди участников имена Cariitti,

Osmont S.R.O., Malapetsas Lighting, Ciciriello Lampadari SRL,

Viokef N. Kakkos S.A., Mabelek Signlight.

На новый этап развития вышел международный павиль-

он «Автоматизация зданий». Сегодня это продолжение

традиций ключевой европейской выставки Light+Building.

Выставка уникальна тем, что раз в два года объединяет

на площадке выставочного центра во Франкфурте десятки

тысяч специалистов со всего мира: от лидеров рынка –

крупных интеграторов и разработчиков – до частных спе-

циалистов-проектировщиков. В 2012 году в выставке

приняли участие 2352 компании из 50 стран, зарегистри-

ровано 196 000 посетителей.

Сегодня Interlight Moscow powered by Light+Building

является единственной выставкой в России и странах СНГ,

которая включает в себя полный спектр тем по освещению

и автоматизации зданий. Выставку поддержали крупные

отраслевые ассоциации Promos Italy, Anfalum Spain, Fedai

Dec Spain, CABA Canada.

С особым успехом прошел бизнес-завтрак, в котором

приняли участие представители компаний – лидеров рынка

автоматизации зданий. Представители Gira, Siemens, ABB,

Evika, I-Home, Jung, Elevel, Legrand, Real Group и Miele обсу-

дили условия сотрудничества с организаторами выставки

«Мессе Франкфурт РУС» и поделились видением концепции

павильона. Организаторы выставки получили немало цен-

ных идей от экспертов отрасли для дальнейшего развития

этого перспективного проекта.

Большой отклик среди профессионалов вызвала дело-

вая программа выставки, в рамках которой параллельно

С 6 по 9 ноября в московском ЦВК «Экспоцентр» пройдет ведущая све-

тотехническая выставка в России и СНГ – Interlight Moscow powered by

Light+Building. Исключительный статус выставки снова подтверждается

количеством представительных участников: уже сейчас заявки подали

более 500 компаний из 20 стран мира. В рамках выставки состоятся

два крупнейших международных форума «Светодиоды в светотехнике»

и «Автоматизация зданий и энергоэффективность». Пройдет также цере-

мония награждения лауреатов конкурса «Российский светодизайн-2012».

Весь мир светотехники


ДОСЬЕ

Messe Frankfurt – крупнейший выставочный организатор

Германии с общим объемом продаж 467,5 миллиона евро

и 1725 сотрудниками во всем мире. Глобальная выставоч-

ная сеть Messe Frankfurt, представленная 28 филиалами и

50 международными представительствами, взаимодейст-

вует со своими клиентами в 150 странах мира.

Мероприятия, за проведение и организацию которых

отвечает выставочный концерн Messe Frankfurt, проходят

в более чем 30 странах мира. В 2011 году компания про-

вела 100 выставок, более половины которых прошли за

пределами Германии.

Выставочные площади Messe Frankfurt – 10 выставоч-

ных павильонов и Конгресс-зал – составляют 578 000

квадратных метров. Концерн является государственной

собственностью Германии: 60 процентов акций принадле-

жат городу Франкфурту-на-Майне, 40 процентов – земле

Гессен. Более подробная информация – на сайте www.

messefrankfurt.com.


33

пройдут два крупнейших форума, круглые столы и конкурс

российского светодизайна.

Соорганизатором форума «Автоматизация зданий и

энергоэффективность» выступит Ассоциация европей-

ского бизнеса – организация, известная успешными

мероприятиями и практикой аккумулировать на них веду-

щих экспертов. Более того, форум получил поддержку со

стороны российских представительств Ассоциации про-

изводителей комплексных систем автоматизации KNX и

LonMark.

Начал работу экспертный совет по оценке програм-

мы IV Московского международного форума «Светодиоды

в светотехнике» (LED forum Moscow). В состав совета

вошли Юлиан Айзенберг, заведующий лабораторией

Всероссийского научно-исследовательского светотехни-

ческого института им. С.И. Вавилова (ВНИСИ); Виктор

Пашков, старший научный сотрудник Университета Торонто

в области оптоэлектроники; Александр Юнович, профес-

сор кафедры физики полупроводников МГУ; Мартина

Пауль, генеральный секретарь Международной комиссии

по освещению; и Евгений Долин, генеральный директор

Некоммерческого партнерства производителей светодио-

дов и систем на их основе (НП ПСС).

С докладами выступят генеральный секретарь Global

Lighting Association Юрген Штурм (Германия) и анали-

тик агентства Strategy Unlimited Екатерина Евстратьева

(США). Приглашены также ведущие эксперты ассоциации

ZHAGA, Всероссийского научно-исследовательского инсти-

тута оптико-физических измерений (ФГУП «ВНИИОФИ»),

Центра светодиодных и оптоэлектронных технологий НАН

Беларуси. Форум пройдет при поддержке ассоциации

НП ПСС.

Эксперты Светотехнической торговой ассоциации (СТА)

обсудят с участниками круглого стола возможности зара-

ботка в отрасли. Тема заседания – «Светотехнический

рынок, нормативные акты последних лет: на чем будем

зарабатывать?». Департамент топливно-энергетического

хозяйства Москвы посвятит круглый стол архитектурной

теме «Москва: огни большого города. Архитектурное осве-

щение мегаполиса».

Значимой частью деловой программы станет подведе-

ние итогов и награждение лауреатов конкурса «Российский

светодизайн-2012». Конкурс на лучший дизайн-проект све-

тотехнических изделий и осветительных установок, выпол-

ненных в 2011–2012 годах, будет проводиться в четырех

номинациях:

лучший проект наружного освещения (общественные

здания, музеи, церкви, памятники);

лучший проект внутреннего освещения (торговые

пространства, рестораны и гостиницы, офисное освеще-

ние);

лучшие работы студентов дизайнерских школ и учеб-

ных заведений;

лучший дизайн светового прибора.

Работы на конкурс принимаются в электронном виде

до 1 октября.

В оргкомитет конкурса входят представители

Всероссийского научно-исследовательского светотехниче-

ского института им. С.И. Вавилова (ВНИСИ), Союза дизай-

неров России и организаторы выставки Interlight Moscow

powered by Light+Building. Более подробная информация –

на сайте ВНИСИ им. С.И. Вавилова.

Напомним, что Interlight Moscow powered by

Light+Building – крупнейший российский выставочный

проект, посвященный профессионалам светотехнической

отрасли. Выставка существует 17 лет. По итогам 2011 года

число экспонентов достигло 576 компаний, что на 36,5

процента больше, чем в предыдущем году.

С 1 января 2012 года полноправным владельцем

выставки Interlight Moscow powered by Light+Building стал

международный выставочный концерн Messe Frankfurt

GmbH.



«Четвертый год подряд мы проводим

такое масштабное и, безусловно,

одно из важнейших для компании

мероприятие. Мы уверены, что про-

фессиональные соревнования дают

прекрасную возможность совершен-

ствовать мастерство и обмениваться

опытом, тем самым повышая качест-

во и эффективность работы», – сказал

директор по региональным продажам

«Газпром нефти» Александр Крылов

на открытии финала.

Если в первый день участники пока-

зали отличное знание теории, то второй

день им предстояло продемонстриро-

вать практические навыки. По итогам

двух дней были определены победите-

ли соревнований.

Водители бензовозов выполня-

ли сложнейшие маневры на своих

огромных машинах, проходили тон-

нельные ворота, колею, заезжали в

бокс, производили сдачу топлива на

АЗС и к тому же демонстрировали

умения в оказании первой довра-

чебной помощи. Зрелищным этапом

стало и тушение условного пожара

на АЗС. Здесь от конкурсантов требо-

валась максимальная оперативность.

Проверка качества топлива –

дело очень ответственное. Участники

конкурса рассказали, что в сети АЗС

«Газпромнефть» работает мобильная

лаборатория качества нефтепродук-

тов. По первому требованию автовла-

дельца мобильная лаборатория выез-

жает на место, берет пробы топлива и

проверяет качество нефтепродуктов

в присутствии клиента.

Победители конкурса, занявшие

призовые места в каждой номина-

ции, получили от компании призы и

подарки.

АКЦЕНТ

Лучшим стать совсем не просто

15–16 августа в комплексе отды-

ха «Завидово» в Тверской области

прошел финальный этап межре-

гионального конкурса «Лучший по

профессии» – 2012 среди сотруд-

ников сбытовых предприятий

«Газпром нефти». В финале приняли

участие 63 работника из 14 реги-

онов, в том числе из Белоруссии,

Таджикистана, Казахстана и

Киргизии.

Полина ГЛЕБОВА


35

ПобедителиНоминация «Лучший заместитель управляющего АЗС»:

1-е место – Наталия Буракова, «Газпромнефть-Центр»;

2-е место – Светлана Остапенко, «Газпромнефть-Ярославль»;

3-е место – Елена Нижерадзе, «Газпромнефть-Омск».

Номинация «Лучший водитель бензовоза»:

1-е место – Григорий Кривощапов, «Газпромнефть-Центр»;

2-е место – Александр Перегудов, «Газпромнефть-Ярославль»;

3-е место – Сергей Бычков, «Газпромнефть-Новосибирск».

Номинация «Лучший товарный оператор»:

1-е место – Сергей Лагунов, «Газпромнефть-Терминал»;

2-е место – Сергей Житомиров, «Газпромнефть-Ярославль»;

3-е место – Александр Гусев, «Газпромнефть-Челябинск».

Номинация «Лучший оператор АЗС»:

1-е место – Елена Степанова, «Газпромнефть-Кузбасс»;

2-е место – Анна Журавлева, «Газпромнефть-Тюмень»,

Надежда Калугина, «Газпромнефть-Урал»;

3-е место – Надежда Гребенникова, «Газпромнефть-Омск».

Номинация «Лучший управляющий АЗС»:

1-е место – Елена Юзефович, «Газпромнефть-Кузбасс»;

2-е место – Ирина Смирнова, «Газпромнефть-Ярославль»;

3-е место – Наталья Щукина, «Газпромнефть-Новосибирск».



Сложно переоценить важность зако-

нодательного регулирования вопро-

сов функционирования и развития

сектора малой энергетики. Поэтому

Иван Грачев поддержал нашу иници-

ативу объединить усилия. Таким обра-

зом, была создана секция «Малая

энергетика» в рамках рабочей группы

законодательных инициатив и под-

держки предпринимательства при

председателе Комитета ГД по энер-

гетике.

Основной стратегической целью

секции является реализация в реги-

онах пилотных проектов, способст-

вующих стабилизации или снижению

тарифов на электроэнергию, повыше-

нию надежности энергоснабжения и

преодолению энергодефицита.

В рамках работы секции предус-

мотрено создание дополнительных

мощностей за счет ввода в эксплу-

атацию новых малых генерирующих

установок с высоким КПД, создан-

ных на основе новейших технологий.

Среди основных задач также повыше-

ние энергетической и экологической

безопасности, в том числе сокраще-

ние чрезвычайных ситуаций, связан-

ных с нарушением энергоснабжения.

Кроме того, совместная работа коми-

тетов будет содействовать налажива-

нию контактов между разработчика-

ми современных технологий и потен-

циальными потребителями, укрепле-

нию межрегиональных связей.

Итогом деятельности рабочей

группы должна стать не только реали-

зация серии пилотных региональных

проектов в сфере малой распреде-

ленной энергетики, но и ряд законо-

дательных инициатив, что позволит

создать необходимые условия для

осуществления организационного,

финансового, научно-технического,

нормативно-правового, информа-

ционного и кадрового обеспечения

деятельности малой распределенной

энергетики в Российской Федерации.

Хотелось бы отметить, что за пол-

тора месяца после начала взаимо-

В фокусе внимания – малая энергетикаВопрос о взаимодействии комитетов по энергетике Госдумы и Российского

Союза строителей назревал давно. И вот 11 июля председатель Комитета

ГД по энергетике Иван Грачев, вице-президент РСС Лилия Ракитина и

председатель Комитета Российского Союза строителей по энергетике

Сергей Бледных подписали Соглашение о сотрудничестве. О целях, зада-

чах и первых итогах совместной работы рассказывает Лилия РАКИТИНА.

Иван Грачев, председатель Комитета ГД по энергетике;

Лилия Ракитина, вице-президент РСС

Алексей Гордеев, губернатор Воронежской области;

Лилия Ракитина, вице-президент РСС

АКЦЕНТ


37

действия комитетов была проведена

значительная работа. Так, 8 августа

подписано Соглашение о сотрудни-

честве в секторе малой энергетики

между правительством Белгородской

области и РСС. Документ был под-

готовлен по результатам встречи

представителей Российского Союза

строителей с губернатором области

Евгением Савченко, на которой наря-

ду с вопросом о подписании согла-

шения обсуждались инвестиционные

проекты, планируемые к реализации

на территории региона.

Кроме того, 21 августа мы встре-

тились с губернатором Липецкой

области Олегом Королевым.

Разговор шел о планах развития

малой энергетики на территории

Липецкой области, реализации про-

ектов строительства мини-ТЭЦ для

резидентов особых экономических

зон регионального и федерального

уровней, модернизации котельных,

использовании малой энергетики

в агропромышленном комплексе и

новых инвестиционных проектах.

Итогом этой встречи также стало

подписание Соглашения о сотрудни-

честве. В рамках этого соглашения

предполагается создание рабочей

группы в регионе, обсуждение и

регулирование вопросов функциони-

рования и развития сектора малой

энергетики. В первую очередь это

разработка законодательных и иных

инициатив, совместный анализ

барьеров и выработка предложений

для их устранения, обмен информа-

цией, аналитическими и иными мате-

риалами, способствующими разра-

ботке единой стратегии развития

малой энергетики, а также повыше-

ние энергетической эффективности и

стимулирование энергосбережения.

В самых ближайших планах –

сотрудничество по развитию малой

распре деленной энергетики в

Республике Саха и Воронежской

области. В Воронеже мы встретились

с губернатором области Алексеем

Гордеевым – и 25 сентября, во время

очередного выездного заседания

Российского Союза строителей, мы

будем детально обсуждать вопросы

нашей совместной работы.

В заключение хочу сказать, что

работы предстоит много. В рамках

секции «Малая энергетика» мы пла-

нируем, как и прежде, проводить

публичные мероприятия с привле-

чением представителей федераль-

ных, региональных, муниципальных

органов государственной власти,

финансовых институтов, банков,

экспертных и бизнес-сообществ.

Организация и проведение форумов,

круглых столов, выставок, семина-

ров, конференций и иных меропри-

ятий будут содействовать объедине-

нию усилий бизнеса и власти для

решения вопросов развития сектора

малой энергетики, эффективного и

рационального использования энер-

горесурсов.

Олег Королев, губернатор Липецкой области; Лилия Ракитина,

вице-президент РСС; Владимир Чунихин, руководитель

Управления энергетики и тарифов Липецкой области;

Владимир Тучков, руководитель Управления строительства

и архитектуры Липецкой области

Валерий Скруг, президент Белгородской ТПП; Николай

Калашников, руководитель департамента строительства,

транспорта и жилищно-коммунального хозяйства Белгородской

области, заместитель председателя правительства

Белгородской области; Лилия Ракитина, вице-президент

РСС; Леонид Рокецкий, президент Национального Союза

энергосбережения

Сегодня российскому континентальному шельфу

уделяется внимания, пожалуй, больше, чем любо-

му региону страны. Объясняется это в первую

очередь наличием огромных запасов углеводород-

ного сырья. Однако более 80 процентов ресурсов

приходится на труднодоступные недра холодных

морей Северного Ледовитого и Тихого океанов, где

хрупкая экосистема не позволяет использовать

традиционные методы добычи. Значит, для прев-

ращения шельфа в полноценные нефтегазоносные

провинции, которые в перспективе смогли бы

заместить выбывающие из разработки западноси-

бирские месторождения, требуются значительные

инвестиции, прорывные технологии и передовой

опыт. Решить все технические проблемы в исклю-

чительно суровых климатических условиях ни

одному государству не под силу. Нужна консоли-

дация разных стран и компаний. Только политика

партнерства и укрепления доверия может гаранти-

ровать успех.

ТЕМА НОМЕРА

ОСВОЕНИЕШЕЛЬФА


40 ТЕМА НОМЕРА ОСВОЕНИЕ ШЕЛЬФА

КРИТИЧЕСКИ ВАЖНОНеобходимость создания такого докумен-

та обусловлена нормами федерального зако-

на «О континентальном шельфе Российской

Федерации», в котором четко определены требо-

вания по запуску государственной программы

разведки континентального шельфа и разра-

ботки его минеральных ресурсов. По оценкам

экспертов, введение в законодательство внят-

ных и публичных условий работы на шельфе

позволит в дальнейшем обеспечить конкурен-

тные преимущества России на мировом рынке

углеводородов, а также энергетически безопа-

сное развитие национальной экономики и соци-

альной сферы.

Представляя программу на заседании пра-

вительства, министр природных ресурсов и эко-

логии РФ Сергей Донской отметил, что акти-

визация деятельности на шельфе «критически

важна для энергетического баланса страны».

В настоящее время основные нефтегазодобы-

вающие провинции страны вступают в зрелую

фазу развития, что обусловливает необходи-

мость ускоренного освоения новых, малоизу-

ченных регионов, среди которых шельфы аркти-

ческих и дальневосточных морей обладают наи-

более высокими перспективами. «Проще гово-

ря, – подчеркнул министр, – шельф, по сути,

единственная нефтегазоносная провинция, в

пределах которой вероятно открытие крупных и

уникальных месторождений углеводородов».

На сегодняшний день Россия находится на

начальном этапе эксплуатации морских место-

рождений и ввиду этого значительно отстает

от других нефтегазодобывающих государств по

темпам геологического изучения и осво-

ения континентального шельфа. Причин

такого отставания несколько. Во-первых, это

недостаточность имеющихся механизмов эко-

номического стимулирования. Дело в том, что

у российских компаний пока еще небольшой

опыт осуществления шельфовых проектов,

являющихся в значительной степени ресурсо- и

капиталоемкими, что отрицательно сказывается

на привлекательности добычи там углеводоро-

дов и привлечении необходимых инвестиций.

Следует также добавить тяжелые природно-кли-

матические и ледовые условия, характерные для

арктического шельфа, отсутствие инфраструкту-

ры, особенно в удаленных регионах Восточной

Арктики, и инновационных технологий. А ведь,

чтобы стать рентабельными, шельфовые место-

рождения нефти и газа должны быть исключи-

тельно высокотехнологичными.

Как считают в Минприроды, если какие-то из

Рывок по плануТатьяна КЛЯЙН

В начале августа на заседании правительства рассмотрен проект

Программы разведки континентального шельфа и разработки его

минеральных ресурсов на долгосрочную перспективу (до 2030 года),

представленный Минприроды России. Обсуждение проекта показало

необходимость внесения ряда дополнений. Подчеркивая стратегиче-

скую важность документа, Дмитрий Медведев поручил вице-премье-

ру Аркадию Дворковичу создать группу по его доработке. При этом

были отмечены моменты, на которые предстоит обратить особое

внимание при подготовке итогового варианта программы.


41

этих препятствий в силу объективного характе-

ра нельзя устранить, то некоторые из них можно

скорректировать, приняв определенные про-

граммно-целевые и управленческие решения.

СТАВКА НА ИННОВАЦИОННЫЙ СЦЕНАРИЙРабота над различными версиями шельфовых

программ ведется с 2006 года. Еще в 2007

году Минэкономразвития подготовило проект

госпрограммы разведки континентального

шельфа и разработки его минеральных ресурсов

на 2010–2039 годы. Однако когда этот проект

поступил на согласование в профильные мини-

стерства – Минприроды его не поддержало, так

как посчитало, что документ ориентирован лишь

на освоение уже открытых месторождений и не

учитывает всех реалий. Свой вариант програм-

мы Министерство природных ресурсов и эколо-

гии представило в конце прошлого года.

Как рассказал Сергей Донцов, при подготов-

ке проекта были проработаны две возможные

модели изучения и освоения ресурсов континен-

тального шельфа – инерционная и инновацион-

ная. При рассмотрении первого, инерционного,

варианта оценивалось, какие средства и сроки

понадобились бы для достижения показателей

программы при сохранении действующей систе-

мы нормативного регулирования и фактическом

резервировании шельфа только за двумя госу-

дарственными компаниями. Инновационный

сценарий выстроен иначе. В его основу поло-

жены предложения по корректировке налого-

вого законодательства и созданию условий для

привлечения на континентальный шельф част-

ных инвестиций. Он также дополнен решениями

конкретных правовых задач, связанных с тамо-

женным регулированием, снятием администра-

тивных барьеров и расширением субъектного

состава участников работ.

Преимущества инновационного сценария

очевидны: возможность активизировать работы

по геологическому изучению континентально-

го шельфа, привлечение широкого круга сер-

висных компаний на основе мультиклиентской

съемки, создание рынка геологической инфор-

мации о российском шельфе, – все это позволит

повысить привлекательность шельфовых про-

ектов для широкого круга инвесторов, а также

сохранить госконтроль благодаря участию госу-

дарственных компаний.

Кроме того будет создана основа для вос-

производства минерально-сырьевой базы за

счет месторождений шельфа в период естест-

венного исчерпания запасов сырья на суше,

ускорения разработки морских месторождений

до обозримых сроков. Ожидаемые результаты

(помимо экономического эффекта в виде посту-

пления в консолидированный бюджет налогов

и платежей) окажут опосредованное влияние

на социально-экономическую ситуацию, прежде

всего в депрессивных районах и на территориях

со сложными природно-климатическими, демог-

рафическими и экологическими условиями.

Суммарный эффект от результатов геологораз-

ведочных работ даст импульс положительному

мультипликативному воздействию на развитие

всех базовых отраслей российской экономики

и вследствие этого будет способствовать созда-

На фото: побережье и шельф Балтийского моря© SpotImage, ИТЦ «СКАНЭКС»



нию новых рабочих мест, улучшению условий

труда и адаптации различных слоев и социаль-

ных групп населения к новым экономическим

отношениям. А значит, закономерно приведет к

повышению качества жизни.

В ФОКУСЕ – ГЕОЛОГОРАЗВЕДКАДля полноценной реализации потенциала шель-

фовых месторождений только экономическо-

го стимулирования недостаточно. По словам

Сергея Донцова, изучение шельфа сейчас сдер-

живает существующая схема исследований.

По ней три стадии освоения шельфовых проек-

тов – региональная, поисковая и добычная –

распределены между государством и госкомпа-

ниями. При этом из всех средств, необходимых

для начальной стадии геологоразведки (это

региональное изучение), государством финан-

сируется только 1/6 часть, а госкомпаниям

выдаются лицензии, в которых обязательства

по региональному изучению не предусматри-

ваются. Возникает дефицит финансирования

региональной стадии – почти 100 миллиар-

дов рублей. Это означает, что значительная

часть шельфа будет оставаться в статусе «белых

пятен».

Поисково-оценочная, где самые высокие

риски, и капиталоемкая добычная стадии геоло-

горазведки сейчас целиком лежат на госкомпа-

ниях. Учитывая площадь российского шельфа и

стоимость его освоения, сил только двух компа-

ний недостаточно. Отсюда – снижение объемов

геологоразведочных работ, установленных в

действующих лицензиях, перенос сроков испол-

нения лицензионных обязательств. Это создает

риск невыполнения стратегических планов по

добыче углеводородов. «Мы будем настаивать

на необходимости увеличения объемов геолого-

разведочных работ, в том числе и по выданным

уже лицензиям, и в дальнейшем достаточно

жестко контролировать эти показатели по ком-

паниям», – заявил глава Минприроды.

Следует отметить, что реализация инноваци-

онного сценария предполагает законодатель-

ное разделение видов геологического изучения

по этапам и стадиям с выделением поиско-

во-оценочной и разведочно-добычной. В этом

случае на стадии поиска и оценки к операциям

на шельфе помимо госкомпаний могут быть

допущены имеющие успешный опыт реализации

крупных инфраструктурных проектов в аквато-

риях частные компании, которые будут вести

геологические изучения на условиях коммерче-

ского риска при продуманных гарантиях дости-

жения ими экономической эффективности от

деятельности на шельфе.

Возможен также допуск специализирован-

ных сервисных компаний, в том числе находя-

щихся под контролем Российской Федерации,

которые будут производить геологическую

съемку за счет собственных средств и в обяза-

тельном порядке передавать ее в фонды гео-

логической информации с сохранением права

коммерческой реализации заинтересован-

ным лицам – госкомпаниям и их потенциаль-

ным миноритарным партнерам. Общая сумма

финансовых затрат государства при этом сце-

нарии сохранится на уровне 22,5 миллиарда

рублей, уже предусмотренных в долгосрочной

программе.

ТРЕБУЕТСЯ КОРРЕКТИРОВКАМинистр экономического развития Андрей

Белоусов, поддержав программу, обратил вни-

мание на «затратный крен» документа. На его

взгляд, все, что касается разведки, капиталь-

ных затрат и постановки запасов на баланс, в

программе присутствует. Но вот показателей

прироста запасов нефти, отдачи от «гигантской


43

затратной программы капитальных вложений

и разведки», в программе нет. Второе заме-

чание, более существенное, касается допуска

частных компаний в цикл «разведка – добыча»,

прежде всего на стадии поисковых работ. «Если

мы говорим о том, что допускаем туда частных

инвесторов, – заметил министр, – то долж-

ны ответить на ключевой вопрос: каким обра-

зом эти инвестиции будут окупаться? Сейчас

предусмотрен только один механизм. Компания,

которая обнаружила в результате поисковых

разработок соответствующие запасы, должна

войти в альянс, создать совместное предприя-

тие с одной из двух государственных компаний,

допущенных к разработке шельфа, и уже вме-

сте с ней эксплуатировать их. Для инвестора

это высокие риски – неизвестно, согласится

ли госкомпания войти с ним в долю, по какой

цене и так далее. Очевидно, что должен быть

разработан некий механизм, который эти риски

снижает. И идеи такого механизма есть».

Министр энергетики Александр Новак сооб-

щил, что его ведомство поддерживает проект

программы с учетом корректировки отдель-

ных положений документа. Минэнерго считает

необходимым предусмотреть обеспечительные

механизмы, которые бы гарантировали защи-

ту экономических интересов государства. Речь

идет о том, что условия и форма привлечения

широкого круга юридических лиц должны обес-

печивать для государства высокую бюджетную

эффективность новой схемы, включая наличие

комплексных обязательств по трансферу пере-

довых технологий, локализации и соблюдению

недропользователями высоких экологических

стандартов и требований промышленной без-

опасности.

В программе также должен быть зафиксиро-

ван принцип ответственности юридических лиц,

желающих участвовать в геологическом изучении

шельфа, в том числе требование обеспеченности

этих лиц финансовыми ресурсами для покры-

тия возможных экологических и техногенных

рисков разведки и разработки континентального

шельфа. Необходима организация конкурсных

процедур по привлечению частных инвесторов

на основе принципов высокой конкурентности

и открытости с целью получения максимально-

го экономического эффекта для государства и

защиты его имущественных интересов.

По словам главы Минэнерго, для действу-

ющих месторождений существующая сегодня

налоговая система обеспечивает возможность

окупаемости инвестиций, но для новых место-

рождений – не позволяет стимулировать субъ-

екты экономической деятельности к вложению

средств в разработку месторождений и даже в

геологоразведочные работы. Принятые в нача-

ле этого года решения (правительственное

постановление № 443) создают такую систему.

Сегодня Минэнерго и Минфин готовят соот-

ветствующие проекты нормативно-правовых

актов и законов. К октябрю работа над этими

документами будет завершена, затем они будут

внесены в правительство и Государственную

думу.

Дмитрий Медведев, подводя итоги рассмо-

трения проекта программы, выделил пять пози-

ций, на которых надо сконцентрировать внима-

ние при доработке документа:

ответственность за возможный экологиче-

ский ущерб;

налоговые стимулы и экономическая

модель работы;

форсирование геологоразведочных работ;

контроль над выданными лицензиями;

обеспечение государственной безопасно-

сти.

Аркадий Дворкович заверил главу правитель-

ства, что рабочая группа в течение трех месяцев

завершит корректировку программы.

Российский шельф имеет самую большую в мире площадь – более

6 миллионов квадратных километров и содержит более 110 милли-

ардов тонн ресурсов нефти и газа в пересчете на условное топливо.

В 2008–2010 годах на российском шельфе пробурено 11 поиско-

вых разведочных скважин и открыто 4 месторождения. Для сравне-

ния: в тот же период в Норвегии пробурено 110 скважин и открыто

44 месторождения.

Государство вкладывает в начальные стадии геологоразведки на

континентальном шельфе России 1 миллиард рублей в год. Объем

инвестиций компаний-недропользователей составил в прошлом году

чуть более 30 миллиардов рублей.

К моменту завершения программы (2030 год) планируется довести

ежегодный объем добычи нефти на континентальном шельфе до 66,2

миллиона тонн (в 2011 году он составил 13 миллионов тонн), газа –

до 230 миллиардов кубометров (в прошлом году извлечено 57 мил-

лиардов кубометров). По прогнозам, в целом экономический эффект

ее реализации может достигнуть 8 триллионов рублей, а социально-

экономический – более 1,1 триллиона.


На фото: остров в Балтийском море© SpotImage, ИТЦ «СКАНЭКС»



Рост мировой потребности в углеводородном сырье и

постепенное истощение его запасов на суше активизиро-

вали поисково-разведочные работы в акваториях морей

и океанов. Что привело к открытию многочисленных мор-

ских нефтегазоносных бассейнов (НГБ) (Рис. 1), многие из

которых являются продолжением месторождений суши.

В последние годы доля морской добычи нефти и газа пре-

высила 30 процентов от мирового объема.

Один из самых старых и по-прежнему важный нефте-

газопромысловый регион мира –

район Каспийского моря, где многие

столетия велась колодезная добыча.

В настоящее время в акватории ведет-

ся активная добыча нефти и газа в

Азербайджане (в основном Азери –

Чираг – Гюнешли и Шах-Дениз) и

Туркменистане (Диярбекир, Чувал

Бакши, Джигалыбек и др.), а с 2010

года началась и в России (месторожде-

ние имени Юрия Корчагина). В ближай-

шее время в Казахстане начнется раз-

работка уникального нефтегазокон-

денсатного месторождения Кашаган.

В Иране в декабре 2011 года открыто

уникальное месторождение газа Sardar

Jangal, свидетельствующее о недоста-

точно изученном высоком потенциале

Каспия.

Среди зарубежных регионов мор-

ской нефтегазодобычи старейшим и наиболее известным

является Мексиканский залив. Традиционно считается,

что начало его освоения связано с открытием первого

нефтяного месторождения в 15 километрах от побережья

Луизианы (США), сделанного компанией Kerr-McGee в

1947 году. Необходимо отметить, что еще в начале 1930-х

годов были открыты нефтяные залежи в прибрежной зоне

дельты Миссисипи, представляющей собой заболоченную

местность. А выходу в данную зону предшествовали мно-

Нефтегазодобыча в Мировом океанеи потенциал российского шельфаКакая страна добывает больше всего углеводородов в Арктике? Нет,

не Норвегия. И не Соединенные Штаты Америки. Как ни странно,

эта страна – Россия, причем как на суше, так и на шельфе. Несмотря

на отставание технологий, низкие темпы гелогоразведочных работ,

несовершенное законодательство и массу других недостатков, став-

ших в последнее время объектами особой критики и самокритики,

наше государство далеко впереди. Кстати, этот факт – лишь малень-

кая деталь подробной «нефтегазовой» картины шельфа, созданной

российскими учеными после кропотливых исследований, переработ-

ки и обобщения огромного количества данных. Сегодня нашим гидом

по акваториям выступает руководитель этих работ – член-корре-

спондент РАН, доктор технических наук, заместитель директора по

научной работе Института проблем нефти и газа РАН, заведующий

лабораторией «Шельф» Василий БОГОЯВЛЕНСКИЙ.

Рис. 1. Нефтегазоносные бассейны Мирового океана

Зеленым цветом обозначены бассейны с превалированием нефти, красным –

газа


45

гочисленные открытия на суше южной части Соединенных

Штатов, прилегающей к акватории Мексиканского залива.

Согласно принятому в США законодательству сроки

действия лицензий меняются от 5 до 10 лет в зависимости

от глубины воды на соответствующем участке: 5 лет – до

400, 8 лет – от 400 до 800 и 10 лет – глубже 800 метров.

За счет короткого срока действия лицензий и ограничен-

ного количества буровых платформ не все участки ока-

зываются исследованными бурением, и наблюдается их

активный круговорот (повторная реализация).

До середины 1990-х годов большая часть выдава-

емых ежегодно лицензий прихо-

дилась на мелководные проекты.

Максимальное число лицензионных

участков было выставлено на торги

в 1997 году, из них только около

31 процента были на мелководье. В

2007 году доля выданных лицензий

на глубоководье превысила 70 про-

центов. Число одновременно действу-

ющих лицензий (лицензионных участ-

ков) менялось в широком диапазоне:

5600 – в 1992 году, 7443 и 7310 –

в 2007 и 2008 годах. В эти же годы

наблюдался значительный рост доли

глубоководных (глубже 305 метров)

проектов – 27, 54 и 58 процентов

соответственно. При этом в 2007 году

доля проектов на сверхглубоково-

дье (глубже 1524 метров) превысила

26 процентов от общего числа (7443).

Докризисный конкурс № 206 на

615 лицензионных участков в центральной

части Мексиканского залива в марте 2008

года ознаменовался участием 85 компаний,

сделавших 1057 заявок, и рекордными пла-

тежами за реализованные лицензии – 603

лицензии из 615 выставленных на торги

были проданы за 3,7 миллиарда долларов.

69 процентов от общего числа участков были

глубоководными. Их реализация обеспечила

около 93 процентов всего дохода.

Начиная с 1992 по 2001 год количество

новых глубоководных скважин разного назна-

чения выросло с 35 до 211. Данные числа

отражают только новые скважины (дополни-

тельные стволы скважин с единым устьем не

учтены). В дальнейшем количество глубоковод-

ных скважин снизилось, и в 2005–2007 годах

было на 23–21 процент ниже, чем в рекордном

2001-м. Объясняется это последствиями силь-

ных ураганов Ivan, Katrina, Dennis и Rita (2004–2005 годы),

каждый из которых разрушил и повредил многие десятки

платформ и трубопроводов.

Интересно, что начиная с 1997 года число поисково-

разведочных скважин было достаточно стабильным (около

100) с небольшими отклонениями (до 20 процентов), что

свидетельствует об оптимистическом взгляде компаний на

развитие нефтегазовой отрасли региона.

За последние двадцать лет освоения месторожде-

ний углеводородов в Мексиканском заливе произошли

коренные изменения в технологиях и территориальном

Рис. 3. ППБУ Thunder Horse (BP) после урагана Dennis в 2005 году

Рис. 2. Добыча нефти на мелководье (МВ)

и глубоководье (ГВ) Мексиканского залива США



размещении основных поисковых и добычных

площадей в зависимости от диапазона глубин

водной толщи. Если в конце 1992 года рабо-

тали только 6 глубоководных промыслов, то в

1997-м их уже было 17. В этом же году компа-

ния Shell начала добычу на первом сверхглубо-

ком (1621 метр) месторождении Mensa (блок

МС-731) с применением подводных систем

(Subsea System), получивших самое широкое

распространение на глубоководных промыслах

(до 85 процентов в 2007 году).

В 2008 году количество глубоководных про-

мыслов Мексиканского залива составило 141.

При этом 20 самых крупных по добыче нефти

промыслов расположены на глубоководье. 31

марта 2010 года начал работать промысел

Perdido, оператором которого является Shell.

Добыча ведется из месторождений Tobago,

Silvertip и Great White, первое из которых рас-

положено на рекордной для эксплуатационных

скважин глубине воды – 2934 метра. В конце

2011 года доля добычи нефти и газа с глубоко-

водных месторождений составила соответст-

венно 78,6 и 46,9 процента от общей добычи

в заливе.

Добыча нефти на мелководье (SW/МВ)

началась в 1952 году, в результате равномер-

ного роста достигла своего максимума 51,5

миллиона тонн в 1971 году (Рис. 2). Графики

добычи нефти на Рис. 2 построены по дан-

ным USGS (Геологическая служба США) и MMS

(Департамент управления минеральными

ресурсами США). Дальнейшее снижение нефте-

добычи обострялось локальными провалами,

связанными с экономическими кризисами

1970-х годов и обвалом американского рынка

после «черного понедельника» 19 октября 1987

года. Снижение добычи нефти на мелководье

связано с объективным фактором истощения

месторождений и, возможно, со смещением

интересов компаний в сторону более перспек-

тивного в ресурсном плане глубоководья.

В 2002 году был достигнут максимум общей

добычи нефти в заливе – 77,7 миллиона тонн. Последующее

снижение обусловлено падением добычи на мелководье,

многочисленными авариями из-за ряда ураганов и в мень-

шей степени – кризисом 2008 года. В частности, по данным

MMS, в августе 2005 года ураган Katrina разрушил 44 и

повредил 20 платформ, а ураган Rita (сентябрь 2005 года) –

соответственно 69 и 32. Они же повредили 100 и 83 тру-

бопровода. От урагана Dennis в июле 2005 года серьезно

пострадала новая, не успевшая приступить к работе круп-

нейшая в мире полупогружная буровая установка (ППБУ)

Thunder Horse (Рис. 3), рассчитанная на срок службы в 100

лет. Планируемое начало разработки одноименного место-

рождения компаний ВР и ExxonMobil (75 и 25 процентов)

с запасами 140 миллионов тонн задержалось на три года.

Таким образом, серия разрушительных ураганов серьезно

повлияла на уровень нефтегазодобычи.

Рис. 4. Добыча газа на мелководье (МВ)

и глубоководье (ГВ) Мексиканского залива США

Рис. 5. Добыча нефти в акваториях Северного

и Норвежского морей


47

Устранение последствий ураганов и начало добычи

на новых глубоководных промыслах (Thunder Horse и др.)

привели к резкому росту добычи нефти на глубоководье и,

как следствие, к росту суммарной нефтедобычи до абсо-

лютного максимума 77,95 миллиона тонн (569,8 миллиона

баррелей) в 2009 году. По состоянию на начало 2012 года

суммарная накопленная добыча нефти превысила 2,4 мил-

лиарда тонн (17,6 миллиарда баррелей), включая 1,7 мил-

лиарда тонн на мелководье (70,5 процента) и 0,7 миллиар-

да тонн на глубоководье (29,5 процента). Общая тенденция

за 60 лет – рост добычи нефти с локальными падениями,

включая снижение добычи нефти в 2011 году, обусловлен-

ное, на наш взгляд, прямыми и косвенными последствия-

ми катастрофы ППБУ Deepwater Horizon на месторождении

Macondo в 2010 году (см. ниже). Мораторий на буре-

ние глубоководных скважин, объявленный администра-

цией США, был отменен 12 сентября 2010 года – через

два месяца после остановки фонтанирования скважины

Macondo. По данным OGJ (Oil and Gas Journal – одно из

самых авторитетных отраслевых изданий в мире. – Ред.), в

течение одного года после выдачи первого разрешения на

бурение глубоководной скважины компании Noble Energy

(28 февраля 2011 года) было выдано 61 разрешение.

В ближайшие пять лет планируется проведение 15 лицен-

зионных раундов, из них 12 – по Мексиканскому заливу.

Это не удивляет, так как Мексиканский залив обеспечива-

ет около четверти годовой нефтедобычи США и 6–7 про-

центов ее добычи в Мировом океане.

На Рис. 4 приведены графики добычи газа на мел-

ководье и глубоководье Мексиканского залива

(по данным USGS и MMS). Начиная с 1997 года

наблюдается устойчивое снижение газодобычи на

мелководье. При этом значительный рост добы-

чи газа на глубоководной территории до 2003

года не успевал компенсировать падение общего

объема добычи, а с 2004 года добыча газа на

мелководье и глубоководье стала неуклонно сни-

жаться. Накопленная суммарная добыча газа по

состоянию на начало 2012 года достигла 5,053

триллиона кубических метров, из них 4,583 –

на мелководье (90,7 процента), а 0,47 – на глубо-

ководье (9,3 процента). Для сравнения отметим,

что данный уровень накопленной добычи газа

составляет одну треть от газодобычи в Ямало-

Ненецком АО – основном газовом регионе России.

Освоение ресурсов нефти и газа

на больших глубинах воды не обходит-

ся без крупных аварий и катастроф.

20 апреля 2010 года на глубоководной (1522

метра) площади Macondo, расположенной в 80

километрах от побережья штата Луизиана, в кань-

оне Миссисипи, произошли выброс и взрыв нефтегазовой

смеси, в результате чего погибли 11 человек, а ППБУ

Deepwater Horizon (одна из самых современных) затонула.

Полная остановка утечки нефти была осуществлена лишь

4 августа путем закачивания в скважину тяжелой буровой

жидкости и цемента. Предполагается, что в воду попало

не менее 0,6 миллиона тонн нефти. Это породило крупней-

шую морскую экологическую катастрофу после аварии 23

марта 1989 года танкера Exxon Valdez с разливом более

35 тысяч тонн нефти и загрязнением южного побере-

жья Аляски. Финансовые потери компании BP (оператор

Macondo) от катастрофы 2010 года составили около 30

миллиардов долларов США.

Важно отметить, что катастрофа на месторождении

Macondo была закономерной, что подтверждается про-

веденным расследованием, выявившим многочисленные

технологические нарушения и отказы работы оборудо-

вания, включая устьевой превентор. Случись подобная

катастрофа в арктических широтах – последствия были бы

несравнимо более трагичными и глобальными. Поэтому

существующая задержка в широкомасштабном освоении

северного шельфа России имеет дополнительное пози-

тивное значение, так как она дает возможность выбрать

наиболее рациональные, самые современные иннова-

ционные подходы к освоению нефтегазовых ресурсов

Арктики, что позволит избежать повторения ошибок других

компаний, уменьшить вредное воздействие нефтепромы-

слов на окружающую среду и при этом увеличить объемы

извлекаемых углеводородов.

Рис. 6. Добыча газа в акваториях Северного, Норвежского

и Баренцева морей



По данным MMS, в 2001–2010 годах на морских плат-

формах было зафиксировано 858 разномасштабных пожа-

ров и взрывов (в среднем одно происшествие каждые 4

дня). Отметим, что в северной части Мексиканского залива

(США) в последние годы работают около 4 тысяч добычных

и буровых установок. Принятые в США и ряде других стран

меры по ужесточению контроля над производством мор-

ских геологоразведочных и нефтегазодобывающих работ,

без сомнения, окажут существенное влияние на тренды

морской добычи не только в Мексиканском заливе.

Основная нефтегазодобыча в Западной

Европе ведется на шельфе Северного и

Норвежского морей, при этом лидерами явля-

ются Норвегия и Великобритания (Рис. 5 и

6), в которых доля морской добычи углево-

дородов составляет 100 и 99,8 процента.

Эти же страны обладают и самыми больши-

ми текущими извлекаемыми запасами нефти

(730 и 390 миллионов тонн) и в них же наи-

большая активность морского бурения – в

2010 году в Норвегии работали 47 буровых

установок (БУ), а в Великобритании – 29.

В то же время в Дании действовали 3 БУ, в

Нидерландах – 6, в Германии – 1 (OGJ Russia, №

12, 2010, с. 40). Отметим, что первые поиско-

вые скважины в Северном море начали бурить-

ся практически одновременно: в 1964 году –

в Дании и Великобритании и в 1965 году –

в Норвегии. Достигнув максимальных уров-

ней в Великобритании (126,5 и 129,3

миллиона тонн в 1985 и 1999 годах) и

Норвегии (160,7 миллиона тонн в 2001

году), добыча нефти неуклонно снижа-

ется, соответственно до 50,4 и 87,3

миллиона тонн (при пересчетах барре-

лей в тонны использован коэффициент

7,33). В 2011 году добыча нефти в

Великобритании упала по сравнению

с 2010 годом на более чем 20 процен-

тов.

Добыча газа в Великобритании

(Рис. 6) снижается с рекордного 2000

года (108,3 миллиарда кубических

метров) до 47,3 миллиарда кубических

метров в 2011 году (падение на 56 про-

центов). При этом только в одном 2011

году она упала по сравнению с 2010

годом примерно на 20 процентов (до

этого годовые падения были около 5–7

процентов в год). Остаточные запасы

газа Великобритании составляют толь-

ко 6,5 процента от общих запасов для Западной Европы.

Более половины запасов газа Западной Европы содер-

жится в акваториях Норвегии (51,5 процента) и ровно

одна третья часть – в Нидерландах (преимущественно в

Северном море). Объем газодобычи в Норвегии в 2011

году, после почти двух десятилетий подъема, снизился на

более чем 2 процента с максимального уровня 105,3 мил-

лиарда кубических метров в 2010 году, что в значитель-

ной степени объясняется неполучением части газа место-

рождения Snohvit (единственное в Баренцевом море),

Рис. 7. Первое и самое крупное норвежское месторождение Ekofisk

(ConocoPhillips)

Рис. 8. Ekofisk: плановая и фактическая добыча углеводородов


49

разработка которого, по данным

Норвежского нефтяного директората

(NPD), имела технические осложнения

в 2011 году. NPD надеется, что падение

объема нефтегазодобычи может быть

скомпенсировано освоением новых

регионов, включая шельф Баренцева

моря и глубоководный континенталь-

ный склон, как и на глубоководье

Мексиканского залива США. В 2009

году в Норвежском море Shell открыла

самое глубоководное (1376 метров)

месторождение газа с запасами около

100 миллиардов кубических метров.

Отметим, что газоконденсатное место-

рождение Ormen Lange, разрабатыва-

емое c 2007 года Shell в партнерстве с

Statoil, Petoro и др., имеет запасы газа

в 301 миллиард кубических метров

и расположено на глубине воды 800–1100 метров. На

шельфе Норвегии также активизированы поиски углеводо-

родов в нетрадиционных для данного региона комплексах

пород палеозоя и кристаллического фундамента. В послед-

нем в 2011 году компания Lundin открыла первую про-

мышленную залежь нефти на месторождении Tellus/Luno.

Норвегия славится разработкой и широким примене-

нием самых новых технологий поиска, разведки и добычи

нефти и газа, сопровождаемой сейсмическим монито-

рингом 4D. Сейсморазведка 4D позволяет осуществлять

мониторинг изменений в резервуарах в процессе добычи

нефти, а также в процессе закачива-

ния в пласты газа, включая вредный

СО2 (Ekofisk, Gullfaks, Sleipner, Snohvit и

др.). Благодаря применению новых тех-

нологий средний коэффициент извле-

чения нефти (КИН) на месторождениях

норвежского шельфа достиг в 1995

году 40, а в 2010 году – 46 процентов.

Основой для поддержания пластовых

давлений и увеличения КИН служат

водонагнетание и, в меньших объе-

мах, газонагнетание. Самые высокие

КИН, превышающие 60 процентов, –

на Draugen (68), Statfjord (66), Oseberg

(64) и Gullfaks (61). При этом на первом

из них закачивается вода, а на других –

вода и газ (на Oseberg – в основном

газ).

Благодаря новым технологиям на

самом крупном по геологическим запа-

сам месторождении Ekofisk (Рис. 7)

КИН вырос с 17 процентов (оценка

1971 года) до 49 процентов. По дан-

ным NPD, его жизнь продлена почти на

50 лет (Рис. 8). На Ekofisk накоплен-

ная добыча нефти превысила 430 мил-

лионов кубических метров, а газа –

140 миллиардов кубических метров.

Вместе с тем данное месторождение

хорошо известно значительным просе-

данием морского дна (до 9,5 метра в

его центре) за счет уплотнения мелово-

го (по возрасту и составу пород) резер-

вуара. Такие же негативные процес-

сы, способные нанести значительный

ущерб окружающей среде, происходят

и на соседних месторождениях (но в

меньших масштабах), а также извест-

ны и в других регионах мира.

Для поддержания пластовых давле-

ний и утилизации избытка газа он закачивается на многих

месторождениях: Balder, Brage, Ekofisk, Eldfisk, Fram Vest,

Grane, Gullfaks Sor, Njord, Oseberg, Oseberg Sor & Ost, Snore,

Statfjord, Tambar, Troll, Tyrihans, Ula, Varg и др. Закачивание

газа фактически превратило ряд изначально нефтяных

залежей в резервные хранилища газа. Объем закачива-

емого газа зависит от спроса на европейском рынке. В

последние годы закачивается всего 1,3–1,8 процента, а

большая часть – 92,5–93,6 процента – экспортируется.

В 2010 году основными потребителями норвежского газа

являлись Великобритания (29,5 процента), Германия (25,9

Рис. 9. Распределение лицензионных участков на шельфе России

Рис. 10. Морская нефтедобыча

в России



процента) и Франция (11,8 процен-

та). Норвегия – вторая страна после

России по объемам экспортируемого

газа, ее экспорт составляет около

половины российского.

Долгие годы экономическое

могущество СССР и России, а также

уровень их геополитического влия-

ния в мире базировались на успехах

топливно-экономического комплек-

са, в котором основную роль имела

и продолжает иметь добыча нефти и

газа. Открытие ряда гигантских НГБ

с многочисленными крупными и уни-

кальными месторождениями нефти

и газа превратило наше отечество в

крупнейшую нефтегазодобывающую

державу с лидирующими позициями

по экспорту нефти, нефтепродуктов и

газа. Благодаря целенаправленной

плановой экономике СССР создана

уникальная минерально-сырьевая база, способствовав-

шая смягчению ударов сильнейших экономических кри-

зисов, сотрясающих мировую экономику. Эти результаты

достигнуты главным образом за счет разработки место-

рождений на суше Западной Сибири. Вместе с тем, Россия

обладает самой большой долей (около 21 процента) шель-

фа Мирового океана (свыше 6 миллионов квадратных

километров), при этом наиболее перспективный и доступ-

ный для освоения шельф превышает 60 процентов пло-

щади ее акваторий. Общепризнанным является высокий

углеводородный потенциал шельфа России – суммарные

извлекаемые ресурсы оцениваются ведущими отечествен-

ными специалистами в 100 миллиардов тонн условного

топлива, из них газовая составляющая – около 80 про-

центов. Извлекаемые ресурсы нефти и газа российского

шельфа Арктики достигают 90 процентов от ресурсов всех

акваторий страны. При этом около 75 процентов общих

ресурсов и 86 процентов ресурсов северных морей сос-

редоточено в недрах Западной Арктики – в Баренцевом,

Печорском и Карском морях. Россия владеет важнейшим в

планетарном масштабе резервом углеводородного сырья

(около 20–25 процентов мировых ресурсов).

В понимании больших перспектив освоения шельфа

России большинство отечественных и многие зарубеж-

ные компании стремятся получить лицензионные участки

или быть партнером в их освоении. На Рис. 9 показано

размещение и долевое распределение морских лицен-

зионных участков по состоянию на середину 2012 года

между основными недропользователями – компаниями

нефтегазового профиля. В связи с изменением законода-

тельства о недрах в 2008 году

доминирующая роль по числу

участков в 2012 году принадле-

жит ОАО «Газпром» (30,3 процен-

та) и ОАО «НК «Роснефть» (33,6

процента). При расчетах доле-

вых участий компаний, работа-

ющих на шельфе, лицензионные

блоки, на которых они работают

совместно, учитывались с веса-

ми 0,5 или 0,33 (две и три ком-

пании). Отметим, что на шель-

фе Норвегии компания Statoil,

контролируемая государством

(67,2 процента акций), также

является оператором или участ-

ником освоения большей части

лицензионных участков.

Ниже приводится перечень

проектов освоения нефти и газа

на российском шельфе. В насто-

ящее время ведется нефтегазодобыча на девяти месторо-

ждениях в акваториях пяти морей:

1) в транзитной зоне Азовского моря, включая

Бейсугский лиман и Ясенскую косу, – Бейсугское ГМ с

1975 года (ООО «Газпром»);

2) в Охотском море – на четырех месторождениях севе-

ро-восточного шельфа Сахалина:

«РН-СМНГ» – на северном куполе Одопту-море НГМ

наклонными скважинами с берега с 1998 года (горизон-

тальные отклонения скважин до 6 километров),

по проекту «Сахалин-2» – международным консорциу-

мом Sakhalin Energy («Газпром» – 50+1, Shell – 27,5, Mitsui –

12,5, Mitsubishi – 10 процентов) – на месторождениях

Рис. 11. Морская газодобыча в России

Рис. 12. Добыча углеводородов на шельфе Арктики


51

Пильтун-Астохское (с «Моликпак» в 1999 году) и Лунское (с

«Лун-А» в 2009 году),

по проекту «Сахалин-1» – консорциумом Exxon

Neftegaz Limited (ExxonMobil – 30, Sodeco – 30, ONGC –

20, «Роснефть» – 20 процентов) – на НГКМ Чайво-море

с 2005 года и Одопту-море с 2010 года (горизонтальные

скважины с берега с отклонением до 11,5 километра и

сталебетонная платформа «Орлан»);

3) в Тазовской губе Карского моря – на НГКМ

Юрхаровское (ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз») c 2003

года (с берега наклонными скважинами с горизонтальны-

ми окончаниями);

4) в Балтийском море – с 2004 года на Кравцовском

НМ (ООО «ЛУКОЙЛ»);

5) в Каспийском море – на НМ имени Юрия Корчагина

с осени 2010 года с ледостойкой платформы гравитацион-

ного типа (ООО «ЛУКОЙЛ»).

На Рис. 10 показан уровень добычи нефти и конден-

сата в акваториях Охотского, Балтийского, Каспийского

и Карского морей. В 2011 году морская добыча нефти

достигла 18,4 миллиона тонн, что составило 3,6 процента

общероссийской добычи. Все больший вклад вносит добы-

ча конденсата Юрхаровского НГКМ – 2,7 миллиона тонн в

2011 году.

Несмотря на небольшой объем морской нефтегазодо-

бычи, она уже значительно влияет на индустриальное и

социально-экономическое развитие регионов. В частно-

сти, благодаря проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2» добыча

нефти и газа на Дальнем Востоке (суша и шельф Сахалина)

увеличилась за последнее десятилетие в 10 раз (более

15 миллионов тонн в 2011 году). В настоящее время доля

морской нефтедобычи в данном регио-

не приблизилась к 97 процентам (14,75

миллиона тонн) от общей (на суше и море).

Весной 2012 года накопленная добыча

нефти по проекту «Сахалин-1» превысила

50 миллионов, а по проекту «Сахалин-2» –

30 миллионов тонн. Добыча морского газа

выросла до 25 миллиардов кубических

метров (по проекту «Сахалин-1» он частич-

но закачивается обратно для поддержа-

ния пластового давления), что позволило

значительно перестроить энергообеспече-

ние Дальневосточного региона (Рис. 11).

В Калининградском регионе за счет разра-

ботки Кравцовского месторождения добы-

ча нефти почти утроилась.

В 2011 году оператор проекта

«Сахалин-1» Exxon Neftegaz Limited устано-

вил очередной мировой рекорд при буре-

нии горизонтальных скважин с берега до

НГКМ Одопту-море установкой «Ястреб» – длина скважины

OP-11 составила 12 345, а ее горизонтальное отклонение –

11 475 метров. Необходимо добавить, что решение о при-

менении на шельфе Сахалина технологии ERD (Extended-

Reach Drilling) было принято на основе успешного опыта

компании ООО «Роснефть – Сахалинморнефтегаз», ранее

пробурившей ряд наклонных скважин при освоении север-

ного купола НГКМ Одопту-море (до 5–6 километров от

берега).

Бурение горизонтальных скважин представляет боль-

шой интерес при освоении прибрежных месторождений

Арктического региона (Харасавэйское, Крузенштернское,

Каменномысское-море и др.). Здесь уже имеется пер-

вый опыт ОАО «НОВАТЭК» при разработке крупного

Юрхаровского НГКМ (с 2003 года), большая часть запа-

сов которого расположена под дном Тазовской губы.

Горизонтальные скважины большого диаметра (168 мил-

лиметров в залежи) бурятся с побережья Тазовского полу-

острова с отходом от вертикали до 3–5 километров, при

этом начальные дебиты газа достигают 3–5 миллионов

кубических метров в сутки. Отметим, что в 2011 году добы-

ча газа Юрхаровского НГКМ (почти 32 миллиарда куби-

ческих метров) превысила суммарную добычу на шельфе

Сахалина и составила 56,1 процента общей добычи шель-

фа России (Рис. 11). Летом 2012 года накопленная добыча

газа составила 140 миллиардов кубических метров (Рис.

11). За счет разработки Юрхаровского месторождения

Россия является лидером с 2005 года по объемам добычи

углеводородов на шельфе Арктики (Рис. 12), опережая

суммарную добычу США (9 месторождений) и Норвегии

(Snohvit).

Рис. 13. Мировые тренды нефтедобычи на суше и море в 2005 году



В ближайшее время начнется добыча на ряде других

месторождений – в Печорском море на Приразломном НМ

с одноименной платформы гравитационного типа (с 2012

года) и на двух новых месторождениях шельфа Сахалина –

на Киринском ГКМ с подводным добычным комплексом (с

2012–2013 годов) и Аркутун-Дагинском НГКМ со сталебе-

тонной платформы «Беркут» (с 2014 года).

На Рис. 13 приведено распределение по годам нефти,

суммарно добываемой всеми странами мира на суше и

море (World) и отдельно на суше (World Onshore) и на море

(World Offshore). Кроме того, показана добыча нефти на

мелководье (SW) и глубоководье (DW). При подготовке

статистических данных для Рис. 13 нами использован

ряд доступных источников, включая аналитические отчеты

компании BP, US EIA, журналы Oil&Gas и др. Сопоставление

данных мировой нефтедобычи BP и US EIA показало их

существенные различия – данные US EIA ниже BP (до

10 процентов). Эти различия обусловлены применени-

ем разных пересчетных коэффициентов весовых (тонны),

объемных (кубические метры, баррели) и плотностных

(г/cм3, 0API) измерений добываемых жидких углеводоро-

дов, осредненных по нефтегазоносным бассейнам и стра-

нам. На основе имеющейся статистической информации

нами было отдано предпочтение данным BP (кривая World

на Рис. 13).

Добыча морской нефти в последние годы составляет

около 1,2 миллиарда тонн, а накопленная добыча – более

33 миллиардов тонн на начало 2011 года. Почти 95 про-

центов накопленной добычи обеспечили мелководные

промыслы, однако их доля в годовой добыче постоянно

уменьшается и составила в 2009 году около

80 процентов.

На Рис. 14 приведено долевое сопостав-

ление объемов морской нефтедобычи по

отношению к сухопутной (Onshore) и обще-

мировой (World) добычам. Сильный рост

морской нефтедобычи в период 1970–1984

годов объясняется появлением новых тех-

нических средств и технологий проведения

геологоразведочных работ (сейсморазведка

МОГТ и бурение) и обустройства промыслов.

С 1999 года доля морской нефти превысила

30 процентов мирового объема добычи. По

приведенным зависимостям (Рис. 13 и 14)

начиная с 1985 года наблюдается сущест-

венное замедление роста нефтедобычи на

море. В 2000–2008 годах произошло еще

большее замедление роста морской нефте-

добычи, а в 2007–2008 годах – даже ее

уменьшение. Отмеченные негативные тен-

денции в тренде мировой морской нефте-

добычи объясняются ее снижениями в ряде традицион-

ных регионов: в США – на глубоководье и мелководье

Мексиканского залива в 2004–2008 годах (Рис. 2), на

шельфе Калифорнии с 1996 года, на северном шельфе

Аляски с 1997 года (Рис. 12); начиная с 2004 года более

чем в два раза – на гигантском месторождении Cantarell

на шельфе Мексики в южной части Мексиканского залива;

с 2002 года – в Северном море и др.

Пренебрегая локальными изменениями кривых (Рис.

13 и 14), можно спрогнозировать, что превалирующая

доля сухопутной нефтедобычи сохранится в ближайшие

30–50 лет, если не вмешаются другие факторы (например,

применение новых автономных подводных добывающих

комплексов, освоение газогидратных месторождений).

В настоящее время нефтегазодобыча на шельфе

России активно развивается, но ее доля на фоне миро-

вой морской добычи незначительна – всего 1,5 про-

цента по нефти и 1,7 процента по газу. За счет разра-

ботки сухопутных месторождений Россия долгие годы

занимает лидирующие позиции по добыче и экспорту

нефти (с нефтепродуктами) и газа, поэтому задержку с

освоением месторождений арктического шельфа можно

расценивать позитивно, так как она позволяет сохра-

нить крупные запасы углеводородов шельфа для буду-

щих поколений в качестве государственного резерва.

Для увеличения этого резерва представляется край-

не важным возродить активные геологоразведочные

работы. Последнее справедливо не только для морских

регионов, но особенно важно и для недоисследованных

территорий суши.

Рис. 14. Долевая добыча нефти на море по отношению

к общемировой и сухопутной добычам



ПРЕДЫСТОРИЯВ последние годы поиски и разведка углеводородов

столкнулись со значительными трудностями. Объектами

изучения становятся все более сложные месторождения,

залегающие на больших глубинах и весьма удаленные

от районов потребления сырья. Соответственно затраты

на проведение геологоразведочных работ непрерывно

возрастают, что существенно повышает величину риска

принимаемых решений. При этом сами объемы геолого-

разведки по сравнению с советски-

ми временами снижаются, нефтя-

ники сосредоточивают усилия на

эксплуатации уже имеющихся у них

участков, а внимание к поисково-

оценочным работам ослабевает.

Сейчас мы фактически проедаем

то, что было сделано, изучено и

подготовлено в течение последних

20 лет. Чтобы понять реальное

состояние ресурсной базы угле-

водородов, необходимо тщатель-

но проводить ее оценку, при этом

огромное значение имеет методика

их подсчета. Поэтому активно ведут-

ся работы по созданию нового стан-

дарта классификации минерально-

сырьевой базы страны. Это вызва-

но тем, что российская экономика

переходит на рыночные отношения,

изменились правила недропользо-

вания и отечественная нефтегазовая промышленность в

последние годы стала сильно интегрирована в мировой

бизнес.

Справедливости ради следует сказать, что Россия

обладает достаточно большим опытом «инвентаризации»

природных ресурсов. Так, первая классификация была

принята еще в 1928 году. С тех пор она неоднократ-

но изменялась, но ее главный признак – геологическая

изученность месторождений – оставался неизменным.

Верная оценка – залог эффективного управленияОсвоение углеводородного потенциала подводных недр – принци-

пиально новый этап развития отечественного топливно-энергетиче-

ского комплекса в XXI веке. Однако сегодня на материковых отмелях

России разведано и находится на государственном балансе примерно

8–9 процентов нефтегазовых ресурсов. То есть более 90 процентов

пока еще не доказано – о присутствии нефти и газа можно судить

только по различным косвенным признакам. О методике подсчета

и оценки запасов и прогнозных ресурсов этих полезных ископаемых,

а также разработке новой классификации рассказывает заведующий

отделением ресурсов нефти и газа и мониторинга недропользова-

ния ФГУП «Всероссийский научно-исследовательский геологиче-

ский нефтяной институт» доктор геолого-минералогических наук

Владимир ПОРОСКУН.

Критерии классификации запасов нефти и газа


55

Сегодня на государственном уровне действует классифи-

кация запасов нефти и газа, утвержденная в 2001 году

(которая фактически является классификацией, принятой

еще в 80-х годах прошлого столетия). Но она основана

исключительно на оценке геологической изученности и не

учитывает экономических аспектов освоения нефтяных и

газовых месторождений.

В связи с этим правительство поручило подготовить

проект новой классификации. Приказ о создании этого

документа подписан Минприроды еще в 2001 году, после

того как была утверждена временная классификация

запасов ресурсов. В 2002-м была создана рабочая группа,

куда вошли ученые из ведущих профильных научных инсти-

тутов страны, представители бизнеса.

За время работы над проектом разработаны сама

классификация и инструкция по ее применению, кроме

того составлены регламенты по ведению статистическо-

го учета изменения запасов и предложена новая форма

Государственного баланса запасов и ресурсов. Внедрить

же в практику документ планировали в 2009 году. Однако

этого не произошло. Некоторые нефтяные компании посчи-

тали, что не все их замечания были учтены и проект нужда-

ется в доработке, поэтому обратились в Министерство при-

родных ресурсов и правительство с просьбой о переносе

ввода новой классификации. В итоге сроки ввода перено-

сились дважды – вначале на 2012-й, а затем на 2013 год.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯВ основу новой классификации, мы ее условно называем

«Классификация РФ 2005», были положены те же призна-

ки запасов углеводородов, которые использованы при

составлении рамочной классификации ООН и в SPE-PRMS

– международном стандарте оценки и управления запаса-

ми углеводородов в недрах. Во-первых, это геологическая

изученность залежей, кстати, этот параметр хорошо отра-

ботан еще советскими учеными, во-вторых, степень про-

мышленного освоения, ну и, конечно же, экономическая

эффективность.

Выделение категорий запасов по геологической изучен-

ности удалось достаточно быстро согласовать и прейти к

общему пониманию, но вопросы геолого-экономической

оценки и оценки извлекаемых запасов оказались наи-

Сопоставление групп запасов нефти и газа по экономической эффективности



более сложными. Если в версии «РФ

2005» вначале выделялись запасы

по экономической эффективности,

а потом – по геологической изучен-

ности, то квалификация 2009–2011

годов построена по-другому: внача-

ле мы выделяем категории по геоло-

гической изученности, а потом даем

экономическую оценку каждой кате-

гории и выделяем следующие группы

запасов:

экономически эффективные,

которые на момент оценки рента-

бельно разрабатывать;

потенциально экономически

эффективные, находящиеся на грани

эффективности, но в случае предо-

ставления льгот и изменения цены

способные перейти в первую катего-

рию;

экономически неэффективные,

которые на данный момент находятся

за гранью рентабельности, вводить

их в промышленную эксплуатацию

нецелесообразно.

Новая классификация обеспечи-

вает более жесткий подход к катего-

ризации запасов, что позволит государству не только четко

представлять, какой сырьевой базой оно обладает, но и

эффективно ею управлять.

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗОдной из задач при разработке классификации являлось

ее приближение к аналогичным зарубежным документам,

в частности к классификации Общества инженеров-нефтя-

ников (SPE). Однако мы сразу отказались от идеи слепого

копирования западных моделей, так как увидели принци-

пиальное отличие их подхода к аудиту запасов и ресурсов.

В большинстве своем они проводятся в интересах ком-

паний, которые хотят привлечь инвестиции и оценить, на

какие дивиденды могут рассчитывать при освоении того

Геологические запасы (по данным Д.С. Богданова)

Извлекаемые запасы (по данным Д.С. Богданова)

В отличие от класси-фикации PRMS в нашу входят только традиционные углево-дороды – нефть, сво-бодный газ, а также сопутствующие им компоненты. А вот метан угольных пластов, сланцевый газ остаются за рам-ками классификации


57

или иного месторождения. У нас же во главу угла постав-

лены прежде всего интересы государства, которое раз-

рабатывает общую стратегию управления фондом недр в

условиях рыночных отношений, в особенности это касается

ресурсов, на изучение которых компании, как правило,

идут крайне неохотно.

Особо хочу остановиться еще на таком моменте.

В отличие от классификации PRMS в нашу входят только

традиционные углеводороды – нефть, свободный газ, а

также сопутствующие им компоненты. А вот метан уголь-

ных пластов, сланцевый газ остаются за рамками класси-

фикации. В России они вообще пока не рассматриваются

как полезные ископаемые и официально не учитывают-

ся в Государственном балансе запасов. В связи с этим

«Газпром» подготовил и направил в правительство доку-

менты, на основании которых, возможно, будет принято

постановление о внесении этих ресурсов в кадастр.

Что касается природных битумов, то для них в России

существует своя классификация.

Теперь о сопоставимости классификаций. Она, на мой

взгляд, достаточно высока. Так, совместно с компанией

Miller and Lents, Ltd. (США) мы провели оценку запасов

нескольких российских месторождений. Выяснилось, что

структура выделения категорий и понимание отдельных

терминов у нас примерно совпадают. В частности, кате-

гории запасов по геологической изученности по новой

российской классификации практически полностью соот-

ветствуют категориям запасов классификации PRMS.

Конечно, есть и расхождения, но они составляют всего

3–4 процента.

То же самое происходит и с экономическими крите-

риями, на основе которых выделялись группы запасов и

ресурсов. Они аналогичны критериям, принятым в между-

народной практике оценки нефтегазовых месторождений.

Отличие состоит в том, что «экономика» по классификации

PRMS считается на отдельную скважину. И если вдруг сква-

жина оказывается нерентабельной, то из месторождения

(или залежи) «вырезается» часть участка, запасы которого

переводятся из категории экономически эффективных в

категорию экономически неэффективных. В российской

классификации жестко регламентируется, что объектом

разработки является залежь в целом и разубоживание

запасов недопустимо, поэтому отдельные части единой

залежи не могут «вырезаться» как нерентабельные.

Кроме того, есть несовпадения по срокам освоения

месторождений. По стандартам PRMS, если месторождение,

участок или объект в течение 5 лет не

вводился в разработку, то эти запасы

считаются недоказанными и переводят-

ся в категорию вероятных. В России

фактор времени не учитывается при

оценке запасов. Правда, он незримо

присутствует в лицензионных соглаше-

ниях, где компании дается 5–7 лет на

ввод месторождения в эксплуатацию.

Как известно, подсчет и экономи-

ческая оценка запасов и ресурсов

могут проводиться детерминирован-

ным и вероятностным методами. При

этом наиболее адекватным способом

учета факторов риска, связанных с

реализацией инвестиционных проек-

тов по освоению запасов и ресурсов,

является вероятностный подход. Это

было нами отражено в классифика-

ции. Однако пока дальше декларации о

намерениях фактически дело не пошло.

К сожалению, и управляющий аппа-

рат, и компании оказались не готовы

к тому, чтобы в полном объеме при-

менять вероятностные методы, хотя в

классификации SPE они присутствуют,

да и мы на практике используем их

довольно часто. Сопоставление Классификации РФ 2005 и Классификации PRMS 2007



Жак де Буассезон,

генеральный директор компании «Тоталь

Разведка Разработка Россия»:

– Пришло время начинать не только экономи-

чески эффективную эксплуатацию углеводород-

ных ресурсов, но и развивать транспортную и

социальную инфраструктуры северных регио-

нов, обеспечивая при этом их экологическую

безопасность.

Сложные погодные условия, безусловно, уве-

личивают капиталоемкость разработки шель-

фов. Поэтому России понадобится определенное

время, чтобы достичь необходимого технологи-

ческого уровня. Я думаю, что ключевым факто-

ром успеха может стать заключение альянсов с

ведущими нефтегазодобывающими компания-

ми мира, которые имеют технические наработки

и необходимые технологические мощности. И

такое сближение уже началось: устанавливают-

ся партнерские отношения ОАО «Газпром» с ком-

паниями Total и Statoil, заключено соглашение

между ОАО «Роснефть» и компанией ExxonMobil

по совместным работам в Карском море. На

Сахалине успешно сотрудничают ОАО «Газпром»

и концерн Shell.

Что касается Total, то мы совместно с

ОАО «НОВАТЭК» реализуем проект «Ямал СПГ»,

в рамках которого планируется разрабатывать

Южно-Тамбейское газоконденсатное место-

рождение. Участвуем в проекте освоения

Штокмановского месторождения в Баренцевом

море.

Но, на мой взгляд, здесь пока не хвата-

ет адекватных правовых условий. Нужен такой

юридический и налоговый режим, который

способствовал бы заключению взаимовыгод-

ных договоров и развитию партнерства. И в

плане повышения безопасности производства

и охраны труда, и в плане вовлечения в процесс

не только крупных нефтяных мейджоров, но

и небольших добывающих компаний, которые

смогут реализовывать и внедрять новые техни-

ческие решения.

Работать приходится в сложнейших ледовых

условиях, которые требуют огромных затрат: и

финансовых, и временных, и интеллектуальных.

Поэтому нашим приоритетом должны стать без-

опасность и управление рисками в такой суро-

вой обстановке. А для этого все страны, рабо-

тающие на континентальном шельфе, должны

объединить свои компетенции. Только в услови-

ях партнерства мы сможем реализовать любой

проект любой сложности.

Но при этом нельзя забывать и об охра-

не природы, экологии и социальной сфере. В

Арктике флора и фауна чрезвычайно уязвимы.

За мгновение можно разрушить очень чувстви-

тельную экосистему, и потребуются века, чтобы

она смогла восстановиться. Нужна политика

устойчивого развития.

Денис Тихомиров,

директор Отраслевого центра обеспечения каче-

ства продукции и сертификации ООО «Газпром

ВНИИГАЗ»:

– Практика освоения нефтегазовых месторо-

ждений в Баренцевом море доказала, что ни о

каких «минимальных» выбросах нефти в природу

Арктики не может быть и речи. Значит, нужно

предотвращать любые возможные предпосылки

Дело общееЛюбовь ИВАНОВА

Огромные природные богатства, потенциальные ресурсы нефти и газа, а также тран-

зитные возможности сегодня превращают Арктику в важнейший регион мировой

политики. Первой свою арктическую стратегию в 2008 году сформулировала Россия.

Позднее ее примеру последовали другие страны. И хотя у каждого из принятых доку-

ментов есть национальная специфика, но главные подходы к освоению северной поляр-

ной области Земли едины: разумное сочетание интересов бизнеса и охраны природы,

помощь коренным народам, обеспечение мира и сотрудничества. Не случайно точкой

роста в этом регионе считают установление именно партнерских отношений.


59

экологических катастроф. И решения должны

приниматься на законодательном уровне.

Недавно «Газпром» официально выступил с

инициативой запрета любых выбросов нефти

при освоении арктических месторождений.

Таким образом, Россия станет единственной

страной в мире, которая примет самые жесткие

экологические требования к нефтегазовым ком-

паниям, работающим на арктическом шельфе и

в морях высоких широт.

Билл Скотт,

генеральный директор Арктического центра

компании Chevron:

– Команда центра имеет большой опыт работы

как со стационарными морскими сооружениями

в мелководных условиях Северного Ледовитого

океана, так и с арктическими морскими пла-

вучими системами. Мы участвовали во мно-

гих арктических проектах в Северной Америке,

Гренландии, Канаде, а также в восточной и

западной частях России.

Вплоть до сегодняшнего дня наш опыт явля-

ется уникальным в отрасли и, конечно же, будет

использоваться при разработке российских

месторождений в Арктике.

В течение многих лет мы успешно применя-

ли технологию бурения с насыпных островов.

В основном работы велись в канадском и аме-

риканском секторах. В 1970–80-х годах это

была одна из самых прогрессивных методик, так

как в освоении континентального шельфа имен-

но строительство искусственных островов явля-

ется ключевым моментом. Однако очень скоро

мы столкнулись со сложностями, о которых даже

не подозревали. В летнее время, когда аквато-

рия была свободна ото льда, на сооружения воз-

действовали волны и приливы, зимой – ледяные

торосы. Но, несмотря на это, практически за

15 лет нам удалось пробурить 72 скважины, хотя

в мире еще не было опыта создания скважин в

условиях пакового льда.

В отличие от насыпных оснований более

выгодным оказалось возведение ледяных

островов, на которых можно размещать буро-

вые платформы. Суть этой технологии проста:

лед наращивается до тех пор, пока не осядет на

морское дно. При этом нет затрат энергии на

замораживание морской воды.

Следующим шагом нашей команды стало

строительство глубоководных и мелководных

кессонных морских оснований и оснований гра-

витационного типа, а также участие в проекти-

ровании, технических расчетах и эксплуатации

двух наиболее известных платформ мирового

масштаба – стальной буровой установки кес-

сонного типа и мобильной буровой установ-

ки кессонного типа в арктическом исполнении

(MAC), или Molikpaq.

Для российского шельфа мы разработали

мелководно-морскую систему, которая может

быстро модифицироваться и использоваться на

этапе разведки, а затем – полномасштабной

разработки месторождения. Я очень надеюсь,

что опыт нашей компании и других иностранных

партнеров российских нефтяников поможет им

сократить путь к морской добыче.

Хотел бы обратить внимание еще на один

Все страны, работающие на континен-тальном шельфе, должны объединить свои компетенции. Только в условиях партнерства мы сможем реализовать любой проект любой сложности

На фото: побережье и шельф Каспийского моря© SpotImage, ИТЦ «СКАНЭКС»



момент. Крупномасштабная разработка природ-

ных ресурсов Арктики требует особого подхо-

да в подборе кадров. Кому мы должны будем

передать свои знания и опыт, приобретенный в

1970–80-х годах? На мой взгляд, самый лучший

критерий подбора – это страсть. Страсть к делу,

которым они занимаются, страсть к решению

проблем, с которыми они сталкиваются.

Анатолий Золотухин,

проректор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,

вице-президент исполнительного комитета

Мирового нефтяного совета:

– У нашей страны очень богатая ресурсная

база. Наверное, как никакая в мире. Но ресур-

сы – это еще не запасы. Спрашивается, сколько

нужно вложить средств, чтобы перевести ресурс

в запас? Наши оценки показывают, что в 40-лет-

ней перспективе только на разведку нужно

затратить около 1 триллиона долларов. А вме-

сте с освоением шельфовых месторождений –

в пять раз больше. Поэтому сегодня, нако-

нец, пришло понимание сложности решаемых

17 июня 2010 года ОАО «НК

«Роснефть» и корпорация Chevron

подписали соглашения, определя-

ющие ключевые принципы совмест-

ных работ, запланированных в рам-

ках лицензии «Роснефти» на освое-

ние участка недр на шельфе Черного

моря.

27 января 2011 года ОАО «НК

«Роснефть» и компания ExxonMobil

в рамках Международного экономи-

ческого форума в Давосе (Швейцария)

подписали соглашение о совместном

освоении углеводородных ресурсов

российского шельфа Черного моря.

Первоочередной проект в рамках

данного соглашения предусматрива-

ет геологоразведку и последующую

добычу нефти на лицензионном участ-

ке «Туапсинский прогиб».

В марте 2011 года подписаны

меморандум и протоколы о сотруд-

ничестве между ОАО «НОВАТЭК»

и Total, в соответствии с которыми

компании будут совместно реализо-

вывать проект производства СПГ на

полуострове Ямал.

16 апреля 2012 года подписан

пакет акционерных и операци-

онных соглашений о совместной

в Арктике задач. Нельзя просто взять и купить

оборудование, западное, самое современное,

самое совершенное, поставить его там, где

надо, и безопасно эксплуатировать. Это невоз-

можно сделать, этому надо учиться.

Но у нас, к сожалению, бытует мнение, что,

когда понадобится, все приедут и будут работать.

Кто приедет? Откуда? Никто не приедет. Надо

самим готовить своих специалистов. Однако

государство постоянно снижает ресурсную базу,

которая обеспечивает поступательное развитие

университетского образования. В результате

техническим вузам приходится самим решать

все вопросы. То есть за счет собственных ресур-

сов организовывать образовательный процесс.

ХРОНИКА СОТРУДНИЧЕСТВА


61

У всех западных университетов, с которыми

мы работаем, есть государственная поддержка.

И если государство там поднимает флаг, то ком-

пании очень быстро собираются вокруг этого

флага, так как понимают, насколько важны

инвестиции в образование. А что мы наблюдаем

у себя? Инертное отношение властных структур к

нашим проблемам. Значит, и компании так будут

относиться. А ведь кадры нужно постоянно гото-

вить. Иначе организовать технически развитую

страну нам никогда не удастся.

Посмотрите, за последние десять лет мы

ничего не создали. Мы все импортируем, а

экспортируем – ресурсы. Но для чего? Чтобы

заработать больше денег и еще больше экспор-

тировать? Ни одна из схем, будь то Арктика,

Западная или Восточная Сибирь, даже не рас-

сматривает вопроса внутреннего использова-

ния ресурсов, которые мы добываем.

Конечно, это проблема сложная и ее нужно

решать комплексно. Использовать все, что было

сделано и достигнуто до нас. Кооперироваться,

брать лучшие мировые практики, привлекать

людей на прозрачные, устойчивые, предска-

зуемые условия. И тогда будут вложения – не

только в эксплуатацию месторождений, но и в

инфраструктуру, компетенции, образование.

(из выступлений участников конференции

«Шельф России», 2012 год)

разработке гигантских запасов

углеводородов в Арктике, Черном

море, Западной Сибири, США и

Канаде между ОАО «НК «Роснефть»

и американской нефтяной компа-

нией ExxonMobil. На начальном этапе

сотрудничества партнеры создадут

две совместные компании, в кото-

рых доля «Роснефти» составит 66,7,

а ExxonMobil – 33,3 процента. Они

займутся геологоразведкой, причем

американцы уже на первоначальном

этапе вложат в нее 3,2 миллиарда

долларов. Инвестиции в проекты

«Роснефти» и ExxonMobil в Карском

море оцениваются в 200–300 мил-

лиардов долларов, в Черном море –

в 50.

25 апреля 2012 года ОАО «НК

«Роснефть» и Eni заключили согла-

шение о совместном освоении трех

участков российского шельфа в

Баренцевом и Черном морях. В июне –

ряд соглашений, которые касаются

создания совместных предприятий, а

23 июля стороны подписали соглаше-

ние о финансировании геологоразве-

дочных работ. Eni полностью взяла на

себя финансирование геологоразвед-

ки, предусмотренной лицензионны-

ми обязательствами, а работы сверх

лицензионных обязательств стороны

будут финансировать совместно, про-

порционально своим долям в про-

екте. Речь идет о финансировании

геологоразведки на Федынском и

Центрально-Баренцевском участках,

расположенных в Баренцевом море

(их перспективные извлекаемые

ресурсы оцениваются в 2 миллиарда

тонн нефти и 1,9 триллиона кубиче-

ских метров газа), а также Западно-

Черноморской площади в Черном

море (с перспективными извлекае-

мыми ресурсами в 1,36 миллиарда

тонн нефти).

5 мая ОАО «НК «Роснефть» и Statoil

подписали соглашение, в соответ-

ствии с которым компании созда-

ют СП для освоения Персеевского

участка в Баренцевом море, а также

участков Магадан-1, Лисянский и

Кашеваровский в Охотском море.

Суммарные прогнозные ресурсы

четырех участков составляют, по

данным «Роснефти», около 2 милли-

ардов тонн нефти и 1,8 триллиона

кубических метров газа. Доля Statoil

в проекте составит 33,33 процен-

та. В рамках соглашения «Роснефть»

получает уникальную возможность

приобретения доли в проектах и

активах Statoil в разведке и добыче

в Северном море, а также на участ-

ках норвежской части Баренцева

моря.

15 июня 2012 года между ОАО

«НК «Роснефть» и ExxonMobil под-

писаны соглашения по совмест-

ной разработке части трудноизвле-

каемых запасов нефти в Западной

Сибири и по вхождению ExxonMobil в

Арктический научно-проектный центр

шельфовых разработок. Совместный

Арктический центр будет аккумули-

ровать знания, технологии и опыт в

освоении шельфовых месторожде-

ний, а также выполнять полный цикл

научно-проектных работ. Особое зна-

чение в работе центра будет прида-

ваться вопросам соблюдения техники

безопасности и охране окружающей

среды. В рамках центра будет дейст-

вовать специальная служба по ликви-

дации чрезвычайных ситуаций.

30 августа 2012 года «Роснефть»

и Statoil подписали акционерные

и операционные соглашения, в

соответствии с которыми предус-

матривается создание совместных

предприятий для работы на четырех

шельфовых лицензионных участках

в рамках реализации Соглашения о

сотрудничестве, подписанного сторо-

нами 5 мая 2012 года.

На фото: береговая зона Сахалина© SpotImage, ИТЦ «СКАНЭКС»


Проект СМЛОП «Варандей» разработан ЦКБ

«Коралл» и институтом «Шельф», а его сооруже-

ние велось на заводе по производству строитель-

ных металлоконструкций, входящем в состав ООО

«ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть». Чтобы отправить

СМЛОП с завода к месту назначения, была произ-

ведена уникальная операция «накатки» основания

причала на баржу. В течение года дно залива у

причала завода тщательно выравнивалось и засы-

палось специальными грунтами. Когда «постель»

была готова, на нее легла прибывшая из Голландии

баржа типа «МТ-Трейдер». Несколько многоосных

самодвижущихся платформ – трейлеров знамени-

той фирмы Mammoet перевезли опорное основа-

ние с жилым блоком общим весом более 10 тысяч

тонн с берега на баржу. Во время этой операции

установлен мировой рекорд по количеству однов-

ременно задействованных трейлерных осей – 432 штуки. При разгрузке в месте

назначения корма баржи плавно опустилась почти до дна моря, и по такой «горке»

опорное основание СМЛОП соскользнуло вниз. Затем с помощью гидравлическо-

го молота гигантский поплавок надежно прибили к дну 24 сваями.

62

Будни «Варандея»Варандей – поселок нефтяников на берегу Баренцева моря в

Ненецком автономном округе. Главной достопримечательностью

здешних мест стал уникальный стационарный морской ледостой-

кий отгрузочный причал (СМЛОП), названный в честь поселка

– «Варандей». Он используется для отгрузки нефти, добываемой

компанией «ЛУКОЙЛ» в северной части Тимано-Печорской нефте-

газоносной провинции. СМЛОП «Варандей» внесен в Книгу рекордов

Гиннесса как самый северный круглогодично действующий нефтяной

терминал в мире – 69 градусов 03 минуты 11 секунд северной широ-

ты. Реализовав проект, компания создала не имеющую мировых

аналогов систему морской транспортировки нефти в Заполярье и в

очередной раз на деле доказала, что российские нефтяники успешно

создают и применяют новейшие технологии.

Полина ГЛЕБОВА

Фото: ОАО «ЛУКОЙЛ»


63ФОТООТЧЕТ

Мелководность прибрежной зоны и

постоянные наносные течения стали

препятствием для строительства

объекта на суше. Поэтому и возни-

кла идея соорудить выносной причал-

остров. Его пришлось разместить на

глубине 17 метров на расстоянии 22

километров от берега – это позволи-

ло крупнотоннажным танкерам без-

опасно подходить к причалу и загру-

жаться нефтью. Стальной прокат для

«Варандея» изготавливался впервые в

России. Этот сорт стали не укладывал-

ся в традиционные ГОСТы, его плавки

выполнялись по специальным техни-

ческим условиям. Все основные швы

СМЛОП варились с полным проплавлением – это существенное отличие от обычно применяемой в

судостроении технологии и требует особого мастерства сварщиков высшей квалификации.

Баренцево море покрыто льдами в среднем 247 дней в году, толщина льда достигает 1,25–1,8

метра. А температура воздуха зимой – до минус 60 градусов по Цельсию. В таких тяжелых условиях

поддержку СМЛОП оказывают вспомогательный ледокол и ледокольный буксир. Они предназначены

для обеспечения безопасности терминала и танкеров, оказания помощи нефтеналивным судам при

маневрировании, проведении швартовых и грузовых операций в ледовых условиях. Ледоколы также

осуществляют доставку воды, топлива, необходимого оборудования, вывоз отходов. Оба оборудо-

ваны системами для тушения пожаров на терминале и танкерах и современными средствами для

ликвидации разливов нефти.

Верхняя часть СМЛОП «Варандей» –

поворотное швартово-грузовое устрой-

ство (ШГУ) со стрелой и вертолетной

площадкой – значительно более легкая,

чем основание. Но не менее уникаль-

ная. Сопровождая танкер при загрузке

нефтью, ШГУ может вращаться на все 360

градусов. Сердцем поворотного механиз-

ма является подшипник. Сначала проек-

тировщики посчитали, что его диаметр

должен быть около 17 метров. После

консультаций и согласований появилась

возможность уменьшить его до 7 метров.

Но и такие подшипники на заказ изготав-

ливают пока только в Германии, Японии

и США. Специалисты «ЛУКОЙЛа» выбра-

ли Германию. На «Варандее» впервые

использовалось и специальное приспо-

собление – вертлюг. Оно позволяет пода-

вать все виды энергии и нефть из непод-

вижной части причала в подвижную.


64

Белые медведи – частые гости

«Варандея». В арктические воды

Баренцева моря с причала не попа-

дет ни капли производственных или

бытовых отходов. На терминале пред-

усмотрены три степени защиты от

разлива нефти в любой, даже ава-

рийной ситуации. Вся система защи-

ты работает автоматически. И она

гарантирует полную безопасность для

окружающей среды. Таким образом,

«Варандей» работает в полном соот-

ветствии с лукойловским принципом

«нулевого сброса».


65

Нефть к причалу поступает из берегового терминала,

мощность которого значительно возросла после радикаль-

ной модернизации, завершившейся в 2007 году. Объем

берегового резервуарного парка составляет 325 тысяч

кубических метров. Большое внимание уделено безопа-

сности. Резервуар имеет двойные стальные стены, и даже

если внутренняя емкость по какой-либо причине утратит

герметичность, вытекающая нефть будет скапливаться

в межстеночном пространстве. Впервые в России при

строительстве резервуаров применен метод термостаби-

лизации: с помощью холодильных установок почва под

ними искусственно заморожена на глубину шесть метров.

Монолитные плиты основания имеют постоянную темпера-

туру минус восемь градусов по Цельсию.

Инфраструктура терминала помимо вахтового поселка

включает насосную станцию, систему энергообеспече-

ния, другие технологические объекты. Есть здесь и пункт

таможенного контроля экспорта нефти за пределы России.

Объем перевалки нефти после реализации проекта разви-

тия терминала – 12 миллионов тонн в год.

Насосная станция, входящая в состав

берегового терминала, круглый год

подогревает нефть до 60 градусов и

качает ее по закольцованному под-

водному трубопроводу до морского

отгрузочного причала. Конструкция

двухниточного подводного трубо-

провода диаметром 820 миллиме-

тров и протяженностью 22 киломе-

тра, соединяющего резервуарный

парк и морской отгрузочный причал,

позволяет замещать нефть с высокой

температурой застывания на нефть

с низкой температурой застывания

и исключить образование нефтяных

«тромбов» при плановых остановках

нефтепровода для очистки и диагно-

стики, а также в случае аварии.

ФОТООТЧЕТ


66

Лаборатория определения качества нефти создана в 2007

году в рамках модернизации варандейского терминала.

Она находится на берегу и осуществляет «входной контр-

оль» на СМЛОП. Перед каждой заправкой лаборанты ана-

лизируют жидкий груз на соответствие коммерческому

стандарту. Основное отличие местной нефти от российско-

го сорта Urals – крайне низкое, менее 1 процента, содер-

жание серы, что дает премию к цене на рынках Западной

Европы.

ФОТООТЧЕТ


В поселке Варандей есть аэропорт. Он действует с середины 1980-х годов – уже

тогда здесь был построен небольшой терминал для экспорта нефти в короткий

период навигации. Сейчас аэропорт принимает пассажирские и транспортные

самолеты Ан-26, Ан-24, Як-40, Л-410, Ан-2, а также вертолеты всех типов.

Воздушные суда привозят вахты нефтяников и все необходимое для их жизне-

обеспечения. Вблизи поселка находятся месторождения нефти имени Романа

Требса, Варандейское, Торавейское, Медынское, Тобойское, Мядсейское.

Швартовка танкера к терминалу и пере-

валка жидкого груза – важнейшее звено в

схеме нефтяных перевозок. Здесь требуется

особая слаженность действий работников

СМЛОП и экипажа судна. Первая отгрузка

сырой нефти с «Варандея» состоялась в 2008

году. Всего за 3,5 года работы морского

ледостойкого причала арктические танке-

ры «Василий Динков», «Капитан Готский» и

«Тимофей Гуженко» перевезли в Мурманск

для последующего экспорта 21 миллион

тонн нефти, которая пошла преимуществен-

но на рынок США. Повышенная производи-

тельность насосной станции терминала – 8

тысяч кубометров в час – даже в сложных

северных условиях обеспечивает загрузку

танкера дедвейтом 70 тысяч тонн всего за

10–12 часов. И хотя в 2012 году объем пере-

валки уменьшился из-за снижения добычи

на месторождении Южное Хыльчую, запа-

сы которого оказались меньше прогнозных,

потенциал терминала «Варандей», без сом-

нения, будет реализован при дальнейшем

развитии нефтедобычи в Тимано-Печоре, в

том числе на шельфе Баренцева моря.


68 АНАЛИТИКА И ПРОГНОЗЫ

УТРАЧЕННЫЕ ИЛЛЮЗИИС начала 2000-х Россия из года в год увеличивала объе-

мы экспорта и свое присутствие на европейском рынке.

Подобная стратегия с ориентацией на устойчивый рост

спроса на газ в Европе и максимизацию экспортных

объемов, а не цен во многом была унаследована от

Советского Союза. В связи с этим правительство РФ обя-

зало «Газпром» повысить добавленную стоимость прода-

ваемого газа – была объявлена концепция «движения в

даунстрим» и получения доступа к конечным потребителям

в европейских странах. Компания приступила к глобали-

зации деятельности – стали развиваться многочисленные

совместные предприятия, активно проводился поиск евро-

пейских активов, связанных с хранением, транспортиров-

кой и сбытом.

Однако глобальный экономический кризис, начав-

шийся в 2008 году, ознаменовал серьезное сокращение

российских поставок. Он выявил и усилил своеобраз-

ный «фазовый переход» на европейском газовом рынке.

Трансформацию претерпевают все фундаментальные фак-

торы: спрос, предложение, ценообразование и регули-

рование рынка. Причем эти изменения, с учетом нового

политического, экономического и экологического контек-

стов, в предстоящее десятилетие будут только усиливаться,

создавая целый набор угроз для традиционной российской

экспортной стратегии в газовой сфере.

Сейчас, задним числом, уже становится очевидным, что

докризисные прогнозы европейского спроса на газ были

чересчур оптимистичны, ошибались все: идея продолже-

ния восходящего тренда начала 2000-х годов и всеобщее

восприятие газа как топлива будущего привели к завы-

Сбудутся ли газовые надежды

Мария БЕЛОВА,

старший аналитик направ-

ления «Мировая энерге-

тика» Энергетического

центра Московской школы

управления «Сколково»,

кандидат экономических

наук

Апокалиптические

настроения среди

участников европей-

ского рынка газа в

последние полгода

усиливаются, все

чаще слышны репли-

ки: «Мы его теряем».

Действительно, ситуа-

ция выглядит довольно

тяжелой. Европейский

рынок изменился без-

возвратно, и для того,

чтобы успешно рабо-

тать на нем, России

неизбежно придется

разрабатывать

принципиально новую

стратегию.

Джонатан СТЕРН,

профессор BP

Энергетического центра

Московской школы управ-

ления «Сколково»

Татьяна МИТРОВА,

руководитель направле-

ния «Мировая энергетика»

Энергетического центра

Московской школы управ-

ления «Сколково», канди-

дат экономических наук

ИСТОЧНИК: ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ЦЕНТР БИЗНЕС-ШКОЛЫ «СКОЛКОВО»

Рис. 1. Соотношение спроса на газ в Европе

и законтрактованных объемов поставок в 2011 году


69

шенной оценке потенциала спроса и заключению избы-

точного количества контрактов на поставку газа (Рис. 1).

А ведь помимо контрактного газа в последние несколь-

ко лет на Европу были нацелены и достаточно существен-

ные незаконтрактованные объемы, которые поставлялись

по споту, в частности – СПГ, который изначально предназ-

начался для американского рынка, но затем был перена-

правлен в результате «сланцевой революции».

Конечно, кризисный спад экономики сложно было

предсказать, но ведь рост спроса в Европе прекратился

задолго до 2008 года – просто никто не хотел этого заме-

чать. Если в 1990–2000 годах среднегодовые темпы роста

газопотребления составляли 3 процента, то в 2000–2005

годах они снизились до 2,3 процента, а в 2005–2011 годах

сокращение происходило в среднем на 1,8 процента в год.

Таким образом, впервые за всю историю европейской

газовой промышленности, кризис продемонстрировал

вероятность стагнации и даже снижения спроса на газ.

И есть серьезные опасения, что это долгосрочная тенден-

ция, связанная с насыщением спроса (особенно на наибо-

лее крупных и зрелых рынках Северо-Западной Европы), а

не просто краткосрочный спад.

Основные причины торможения спроса – стареющее

население Европы, оптимизация энергоэффективности

жилищного фонда, крайне медленное восстановление про-

мышленности после кризиса, вялый рост спроса на элек-

троэнергию и быстрый – использования возобновляемых

источников энергии. Даже закрытие ряда АЭС в Германии

не оправдало надежд на рост спроса – замещение выбыв-

ших мощностей газовыми было минимальным, основную

роль взяли на себя угольные станции. На сегодняшний

день перспективы газа крайне неоднозначны во всех сек-

торах его потребления (Рис. 2).

В последние два десятилетия ключевым сектором про-

грессирующего спроса на газ в Европе была электроэнер-

гетика. Однако сейчас для европейской электроэнергетики

этот вид топлива стал непривлекателен. Рост его потребле-

ния ограничивают следующие факторы:

низкий спрос на электроэнергию в связи с тяжелым

состоянием экономики еврозоны: в 2011 году он сокра-

тился на 0,4 процента, а в перспективе до 2016 года ожи-

дается, что среднегодовые темпы роста не превысят 1,4

процента;

газ вытесняется негазовой must-run генерацией (т.е.

теми станциями, которые загружаются в первую очередь –

ВИЭ, гидро- и АЭС). Так, в Великобритании ввод в 2011

году АЭС Sizewell B привел к сокращению доли тепловой

генерации, при этом доля газовой генерации в выработке

электроэнергии сократилась с 48 процентов в 2010 году

до 44 – в 2011 году. Еще более серьезную угрозу пред-

ставляют ВИЭ, которые развиваются наиболее динамич-

но в первую очередь благодаря созданным Евросоюзом

механизмам их субсидирования. Как только эти мощно-

сти построены, их загружают в приоритетном порядке.

Конечно, в связи с высокой неравномерностью выработки

они требуют поддержки за счет резервных тепловых стан-

ций – так называемых back-up мощно-

стей, однако при этом «поддерживающие»

газовые станции будут загружаться лишь

на 25–30 процентов, что означает низкие

объемы потребления газа;

высокие цены на газ по сравнению

с углем делают его использование в элек-

троэнергетике убыточным, стимулируя

активное замещение газовой генерации

угольной. Новые эффективные газовые

станции в Северо-Западной Европе закры-

ваются, взамен них ставят под нагрузку

старые угольные. Конечно, это радикально

противоречит всем экологическим целям

ЕС, однако в данном случае верх берет

чисто экономический расчет: при нынеш-

них ценах газ слишком дорог для исполь-

зования в электроэнергетике, а цены CO2,

которые должны были бы корректировать

эту ситуацию, упали в последний год до

исторического минимума.

Из-за низкого электропотребления

динамика полностью либерализованных ИСТОЧНИК: ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ЦЕНТР БИЗНЕС-ШКОЛЫ «СКОЛКОВО»

Рис. 2. Динамика потребления газа в Европе по секторам



цен на электроэнергию в последние годы не соответствует

росту цен на топливо, в результате маржа европейских

генераторов резко сократилась.

При этом если спотовые цены на газ еще обеспечивали

его минимальную конкурентоспособность в электроэнер-

гетике в 2009–2010 годах, то цены по долгосрочным кон-

трактам, привязанным к нефти, достигавшие для европей-

ских генераторов 14 долларов за миллион БТЕ, в принципе

не позволяли рассматривать газ в качестве источника для

базовой выработки.

А с 2011 года и спотовые цены перестали обеспечи-

вать конкурентные позиции газа по сравнению с углем.

Так, в Германии к середине 2012

года разница между «чистым» дарк-

спредом и «чистым» спарк-спредом

составляла около 15 евро за мега-

ватт-час (Рис. 3), что вело к отка-

зу генераторов от загрузки газовых

электростанций. В 2011–2012 годах

уровень их загрузки составил лишь

30 процентов по сравнению со сред-

ними историческими значениями

55–60 процентов.

«Чистый» дарк-спред – разница между

ценой продажи электроэнергии и топлив-

ной составляющей угольной генерации с

учетом платы за выбросы CO2.

«Чистый» спарк-спред – разница

между ценой продажи электроэнергии и

топливной газовой генерации с учетом

платы за выбросы CO2.

Таким образом, сейчас газ однозначно про-

игрывает углю в межтопливной конкуренции.

В результате газовые станции в Европе рабо-

тают с все меньшей загрузкой, а потребление

газа в электроэнергетике стагнирует.

Дальнейшие перспективы спроса на газ в

этом секторе сопряжены с высокой неопре-

деленностью. На начало 2012 года в Европе

насчитывалось 640 действующих газовых стан-

ций установленной мощностью около 185 гига-

ватт. В ближайшие годы в эксплуатацию долж-

ны быть введены значительные объемы газо-

вой генерации: около 12 гигаватт мощностей

находится на стадии строительства, еще почти

40 гигаватт – запланировано к реализации.

Однако в сравнении с объемами строительства

ВИЭ и угольных мощностей газ явно проигры-

вает. При этом следует отметить, что основные

вводы новых газовых мощностей приходятся на

2012–2013 годы, а дальше речь идет преимущественно о

планируемых мощностях, от которых генераторы еще могут

отказаться (особенно с учетом нынешних спарк-спредов)

(Рис. 4).

Определенные оптимистичные ожидания у участников

рынка были также связаны с перспективами атомной

энергетики. Из-за аварии на АЭС «Фукусима» в Японии

спрос на газ в электроэнергетике должен был получить

новый импульс. Но после начала постепенного вывода

АЭС из эксплуатации нехватка электроэнергии стала вос-

полняться за счет действующих угольных, а не газовых

электростанций. К примеру, из 24 строящихся сегодня в

Рис. 3. «Чистые» спарк- и дарк-спреды в Германии

в 2009–2012 годах

ИСТОЧНИК: BLOOMBERG

Рис. 4. Проекты электростанций

в Европе в 2012–2016 годах

по видам топлива и стадиям

строительства

ИСТОЧНИК: ENERDATA 2012


71

Германии станций 10 – угольные (включая две на буром

угле), одна – гидро, 12 – ветровые и лишь одна газовая.

Для того чтобы начали строиться новые газовые стан-

ции, дарк-спарк спред должен сократиться до такого уров-

ня, когда более низкие затраты на строительство газовых

мощностей перевесят высокую топливную составляющую.

При существующем же положении дел ощутимое нара-

щивание газовой генерации находится под вопросом.

Фактически уровень цен на газ становится основным

тормозом для спроса на него в электроэнергетике: цены,

индексированные по нефти, оказываются просто неконку-

рентоспособными по сравнению с угольными.

Спотовые цены на газ куда более привлекательны

для этого наиболее важного в Европе сектора газопо-

требления. У производителей газа возникает дилемма:

или снижать цены, отказываясь от привязки к нефти, или

столкнуться с сокращением спроса в электроэнергетике.

В более долгосрочной перспективе такое соотношение

цен чревато устойчивым разрушением спроса – от стро-

ительства многих из планируемых газовых станций могут

отказаться в пользу других видов мощностей.

Постепенно начал сокращаться спрос на газ и в про-

мышленности (Рис. 5). Кризис усугубил этот процесс. Пока

сложно судить о природе сокращения – является ли это

временным снижением (предприятия после кризиса могут

заново нарастить потребление), или безвозвратной поте-

рей промышленных мощностей с их

окончательным перемещением за пре-

делы Европы.

В промышленности увеличение

потребления газа в основном может

идти за счет вытеснения альтернатив-

ных видов топлива – более дорогих

нефтепродуктов (в Греции, Португалии,

странах бывшей Югославии) или эко-

логически неблагоприятного угля

(в Польше, Великобритании, Венгрии,

Ирландии, Эстонии и пр.), но и здесь, как

в электроэнергетике, решающую роль

будет играть цена газа. Сколько-нибудь

заметный рост спроса в промышленно-

сти возможен только на Востоке и Юго-

Востоке Европы (включая Турцию).

Низкие темпы газопотребления

ожидаются и в коммунально-бытовом

и коммерческом секторах – всего 0,4

процента в год в 2010–2030 годах.

Рост заметен лишь в некоторых облас-

тях Турции, на Балканах и в Испании, а

на наиболее крупных и зрелых рынках

Северо-Западной Европы спрос оста-

нется неизменным или даже будет снижается.

Таким образом, можно сделать вывод, что европейский

спрос находится в депрессивном состоянии и основания

для оптимизма в отношении его среднесрочных перспек-

тив отсутствуют. Причем не только среднесрочные, но и

долгосрочные посткризисные прогнозы спроса значитель-

но ниже, чем прежние оценки, так как они, с одной сторо-

ны, предполагают более низкие темпы экономического

роста в Европе, и с другой – учитывают новые целевые

ориентиры ЕС в отношении энергоэффективности и сокра-

щения выбросов CO2.

МЕТАМОРФОЗЫ РЫНКАПомимо падения спроса на европейском рынке России

предстоит столкнуться с все возрастающим числом кон-

курентов, готовых работать по более гибким схемам и не

настаивающих на жестких гарантиях по объемам и ценам

(Рис. 6). Так, в последние годы резко выросли объемы аль-

тернативных поставок СПГ, уже сегодня обеспечивающие

около 20 процентов всего европейского импорта. А после

2015 года ожидается следующая волна роста глобального

предложения СПГ за счет проектов в Австралии, Северной

Америке и Восточной Африке. Особый интерес и нео-

пределенность представляют перспективы поставок СПГ

из Северной Америки (США и Канады). Пока только два

проекта получили одобрение со стороны американской

Рис. 5. Структура потребления газа

в европейской промышленности

ИСТОЧНИКИ: IEA 2012, ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ЦЕНТР БИЗНЕС-ШКОЛЫ «СКОЛКОВО»



администрации, однако в принципе речь может идти об

объемах от 30 до 80 миллиардов кубических метров в год

после 2015 года.

Кроме поставщиков СПГ на европейский рынок нацели-

вается и ряд новых трубопроводных проектов – уже постав-

ляющая газ Ливия, а также страны, рассматриваемые

ЕС в качестве ресурсной базы для «Южного коридора» –

Азербайджан, Иран и Ирак. И хотя Азербайджан имеет

достаточно ограниченные добычные возможности, но вот

политически нестабильные Иран и Ирак в случае норма-

лизации внутри- и внешнеполитической ситуации могли

бы заметно изменить картину с поставками сетевого газа

в Европу – в долгосрочной перспективе можно говорить о

дополнительных 40–80 миллиардах кубических метров в

год (Рис. 7).

Мощная политическая поддержка «Южного коридо-

ра» как со стороны ЕС, так и со стороны США,

включение его в список европейских «проектов

общего интереса» (PCI) и готовность ряда финансо-

вых институтов и компаний инвестировать в этот

проект делают выход хотя бы части этого газа на

европейский рынок вопросом времени.

В связи с этим задача удержания и тем более

наращивания объемов экспорта российского газа

в Европу оказывается очень непростой. Ситуация

усугубляется тем, что российский газ коммерчески

и политически становится менее привлекателен

для Европы: стоимость российской добычи и тран-

спортировки значительно возрастает, что делает

его менее конкурентоспособным на стагнирующем

европейском рынке.

«Старые» российские месторождения, которые

были основой отечественной газовой экспансии,

уже давно находятся в стадии падения. А «новый»

российский газ с Ямала и «Штокмана» будет иметь

минимальную рентабельность на европейском рынке

в связи с очень высокими затратами на производство

(Рис. 8). Учитывая же отстаиваемую «Газпромом» тради-

ционную систему ценообразования с привязкой к ценам

на нефтепродукты, российский газ представляется для

покупателей едва ли не наиболее дорогостоящим на

рынке.

Кроме того, к чисто экономическим соображениям

добавляются политические. Так как газ (справедливо или

нет) считается инструментом внешней политики России, во

многих европейских странах существует сильное сопротив-

ление увеличению его импорта. Перебои в поставках газа

заметно испортили имидж «Газпрома» и усилили стремле-

ние европейских потребителей снижать зависимость от

него.

Итак, традиционная экспортная стратегия нашей стра-

ны на европейском газовом рынке, приносившая успех

без малого полвека, в последние годы все заметнее про-

буксовывает и нуждается в адаптации в соответствии с

новыми реалиями.

Официальные заявки на пересмотр контрактов

«Газпром» стал получать с 2009 года. Такие обращения

поступили от 20 компаний (10 из них, в том числе герман-

ская E.ON, обращались дважды). Концерн в ответ вполне

предсказуемо реагировал на все изменения рыночной

конъюнктуры, отстаивая традиционную модель с индек-

сацией цен по нефти – ведь высокие цены жизненно

необходимы компании для обеспечения экономической

эффективности новых крупных добычных и инфраструктур-

ных проектов.

Под нарастающим давлением клиентов, а также с уче-

том того, что все остальные европейские поставщики

Рис. 7. Потенциально доступные объемы поставок

в Европу незаконтрактованного сетевого газа

ИСТОЧНИКИ: CEDIGAZ, ОЦЕНКИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ЦЕНТРА БИЗНЕС-ШКОЛЫ «СКОЛКОВО»

Рис. 6. Источники европейского импорта газа

и доля России в нем

ИСТОЧНИКИ: BP STATISTICAL REVIEW OF WORLD ENERGY 2002–2011; ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ЦЕНТР БИЗНЕС-ШКОЛЫ «СКОЛКОВО»


73

меняли контракты, «Газпрому», чтобы

удержать долю рынка, также пришлось

пойти на корректировку.

Первая договоренность об этом была

достигнута в 2009 году в ходе длительных

переговоров с наиболее крупными поку-

пателями – E.ON (Германия), ENI (Италия),

Botas (Турция) и GDF Suez (Франция), кото-

рые совместно обеспечивают закупки

около 40 процентов всего российского

газа в Европе. На этом этапе «Газпрому»

удалось обойтись достаточно символиче-

скими уступками. Но уже в 2010 году он

занял более жесткую позицию: ни одна из

компаний-покупателей не получила усту-

пок. В ответ на отказ «Газпрома» от даль-

нейших скидок некоторые европейские

потребители стали решать вопрос через

обращение в арбитраж, которое предусмотрено контракта-

ми в случае, если стороны не смогут урегулировать противо-

речия в течение шести месяцев после начала переговоров.

Первой летом 2010 года в Арбитражный суд Стокгольма

обратилась итальянская Edison. Но решение по данному

делу вынесено не было – газовый холдинг предпочел уре-

гулировать ситуацию в досудебном порядке. В 2011 году

«Газпром» стал давать ценовые скидки в индивидуальном

порядке для тех покупателей, которые имеют важное зна-

чение для компании. Скидки получили Verbundnetz Gas

AG (Германия), компании Эстонии и Латвии, а также DEPA

(Греция) и Botas (Турция), причем для последних двух стран

ценовые уступки были фактически увязаны с переговора-

ми по «Южному потоку».

Другие покупатели, не добившиеся желаемых скидок –

в частности E.ON (Германия), RWE Transgas (Чехия) и PGNiG

(Польша), – в 2010–2011 годах последовали примеру

Edison и подали иски в международный арбитраж с требо-

ванием о пересмотре цен по долгосрочным контрактам.

Данный шаг обосновывался изменениями на мировом

газовом рынке и существенным разрывом между спотом

и ценами долгосрочных контрактов. Цель этих компаний –

добиться приемлемого уровня цен и компенсировать

выплаты за прошедший период.

В январе 2012 года неблагоприятная ситуация на

европейском газовом рынке – более медленное, чем

ожидалось, восстановление рынка, экономические про-

блемы в еврозоне, рост конкуренции и арбитражные

споры – заставили «Газпром» еще раз пойти на уступки.

Цены были пересмотрены опять же только для несколь-

ких крупных клиентов –Wingas (Германия), GDF Suez

(Франция), EconGas (Австрия), Sinergie Italiane (Италия) и

SPP (Словакия), – объемы закупок которых составляют

около 25 процентов российского экспорта в Европу. Этим

ключевым покупателям были предоставлены скидки за

счет пересмотра в формуле базовой цены Ро. При этом не

было речи о каком-либо спотовом компоненте, и структура

цены, а также обязательства по объемам остались неиз-

менными. В марте 2012 года аналогичные условия были

предоставлены итальянской ENI, одному из крупнейших

партнеров «Газпрома» (в том числе по «Южному потоку»).

С германской E.ON соглашение по корректировке цен

было достигнуто только в начале июля 2012 года. С дру-

гими клиентами – Shell Energy Europe, группой Centrex,

швейцарской EGL, голландской GasTerra и датской DONG –

переговоры еще ведутся. Параллельно продолжают-

ся арбитражные споры с RWE Transgas (Чехия), PGNiG

(Польша), а также с Erdgas Import Salzburg (Австрия).

Тем не менее, «Газпром» продолжает следовать так-

тике минимальных уступок по цене. С начала кризиса

компания отчетливо проводит политику, направленную на

максимизацию цены газа, а не поставляемых объемов и

доли рынка, как это было раньше. И надо отметить, что,

несмотря на снижение объемов поставок, доходы компа-

нии стабилизировались и в 2011 году почти вернулись к

докризисному уровню. Однако одновременно произошло

заметное сокращение доли российского газа в европей-

ском импорте.

Как сказал заместитель председателя правления

«Газпрома» Александр Медведев, «мы оказались перед

выбором: во что бы то ни стало сохранять объемы и долю

рынка или во главу угла поставить выручку. Как публичная,

коммерчески ориентированная компания ОАО «Газпром»

заинтересовано в увеличении прибыли, чтобы обеспечить

доход акционерам. Поэтому выбор был сделан правиль-

ный – в пользу выручки, и итоги года подтвердили это.

Рис. 8. Стоимость поставки газа «новых» проектов в Европу на 2020 год

ИСТОЧНИКИ: WEO2011, IEA; CEDIGAZ; NEXANT; ОЦЕНКИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ЦЕНТРА БИЗНЕС-ШКОЛЫ «СКОЛКОВО»



К тому же сохранены система долгосрочных контрактов с

условием take or pay («бери или плати»), принципы цено-

образования, привязанного к корзине нефтепродуктов, и

так далее. Это закладывает надежный фундамент работы

на длительную перспективу».

На XXV Мировом газовом конгрессе в Малайзии в июне

2012 года Медведев выдвинул идею перехода на смешан-

ную индексацию по спотовым ценам и ценам альтернатив-

ных топлив – в первую очередь имея в виду ВИЭ, однако

сложно ожидать, что европейские партнеры согласятся на

эти условия, ведь высокие цены на газ, в отличие от ВИЭ,

никто субсидировать не будет. Таким образом, можно кон-

статировать, что «Газпром» пока отказывается обсуждать

с покупателями столь желаемый ими переход на спотовое

ценообразование.

Существуют различные варианты дальнейшего разви-

тия событий и реагирования на происходящие процессы.

Сегодня Россия может выбирать между двумя стратегиями.

Post factum адаптация – путем предоставления огра-

ниченных уступок покупателям. В пользу данной стратегии

говорят следующие обстоятельства:

при высоких ценах даже меньшие объемы экспорта

обеспечивают рост выручки;

в ближайшие два-три года на глобальном рынке СПГ

не ожидается избытка газа, и соответственно в этот пери-

од давление на европейский рынок не будет сильным;

сроки действия основных контрактов «Газпрома»

истекают только после 2022 года;

острота конфликта может быть несколько сглажена

за счет дальнейших индивидуальных уступок «Газпрома»

его крупнейшим покупателям;

арбитражи длятся несколько лет, на протяжении кото-

рых поставки продолжают осуществляться на прежних

условиях.

Данная стратегия может быть наиболее выигрышной

в среднесрочной перспективе. Однако необходимо пони-

мать, что в случае сохранения приоритета высоких цен

российские экспортные объемы вряд ли превысят 150–

180 миллиардов кубических метров до 2025 года – тогда,

исходя из этого предположения, стоит уточнять инвестици-

онную программу отрасли.

Но самое главное: в перспективе после 2015 года на

рынке возможны радикальные перемены как со стороны

спроса (его замедление в ответ на высокие индексируе-

мые по нефти цены), так и со стороны нового предложения.

И тогда уже стремление любой ценой придерживаться

традиционной стратегии может привести к существенному

сокращению рыночной доли, объемов поставок и экспор-

тной выручки при продаже российского газа в Европу.

Стратегия опережающей адаптации – альтернативная

стратегия, предполагающая постепенный «управляемый»

переход к спотовому ценообразованию. Россия может

договориться с покупателями о «выкупе» долгосрочных

контрактов и затем в рамках спотового ценообразования

осуществлять одновременную оптимизацию цен и объе-

мов в зависимости от текущей рыночной конъюнктуры.

В этом случае для сохранения рыночных позиций

«Газпрому» придется соглашаться на цены, обеспечива-

ющие конкурентоспособность газа в электроэнергетике

(не выше 9–10 долларов за миллион БТЕ), и применять

большую гибкость поставок. Тогда основной упор в стра-

тегии развития отрасли должен делаться на контроль

затрат на добычу и транспортировку газа, а также, с учетом

возникновения высоких рисков для новых дорогостоящих

проектов, – на их государственное стимулирование и под-

держку. Вполне возможно, что от части проектов, которые

не окупаются при таком уровне цен, целесообразно будет

отказаться.

Этот вариант сопряжен с более высокими конъюнктур-

ными рисками, однако дает следующие преимущества:

возможность выгодно «расторговать» изменение

контрактных условий в обмен на финансовую компенса-

цию (как практиковалось при пересмотре контрактов в

Великобритании в период либерализации);

возможность получения необходимых изъятий для

российских инфраструктурных мегапроектов и, может

быть, даже поддержки со стороны европейских финансо-

вых институтов;

более благоприятные условия для получения активов

в даунстрим (например, в газовой генерации);

увеличение российских объемов экспорта и доли

европейского рынка;

учитывая объемы российских поставок, «Газпром»

неизбежно станет доминирующим поставщиком на спото-

вых рынках и сможет оказывать определенное влияние на

цены.

Переходная стадия, которую переживает рынок Европы,

потребует значительных усилий со стороны России незави-

симо от того, какой именно вариант она выберет. В любом

случае европейский рынок, несмотря на то что он будет ста-

новиться все более сложным и конкурентным, останется в

центре внимания российской экспортной стратегии. России

в то же время необходимо развивать экспорт газа в восточ-

ном направлении, причем не только из-за неблагоприятной

экономической и политической ситуации, сложившейся на

сегодняшний день в Европе, но и в связи с тем, что спрос

на газ в Азии будет расти заметно быстрее. В данном слу-

чае представляется целесообразным сосредоточить новые

инвестиции, направляемые на развитие апстрима и мид-

стрима, именно в восточной части России. Решение всех

этих вопросов фактически означает необходимость разра-

ботки новой экспортной стратегии в газовой сфере.


76

СТРАТЕГИЧЕСКАЯ ЗАДАЧАПри всем нашем угольном изобилии – в России сосредо-

точено 20 процентов мировых запасов угля, это около 200

миллиардов тонн, – качественные характеристики углей,

горно-геологические условия их залегания и расположе-

ние основных месторождений по отношению к отечествен-

ным потребителям и морским портам по большей мере

не являются благоприятными. Причем как с точки зрения

внутреннего потребления, так и в плане мировой торговли.

Основные добычные предприятия сосредоточены в Сибири

(64 процента) и на Дальнем Востоке, а потребители – в

европейской части страны и на Урале. Это обусловливает

значительные транспортные затраты, а высокое содер-

жание в большинстве углей влаги, золы и серы зачастую

делает их перевозку нерентабельной.

В такой ситуации Россия следует мировой тенденции в

области использования угля, делая ставку на его глубокую

переработку непосредственно в районах добычи. Этот путь

позволяет экономить ресурсы природного газа и нефти

и обеспечивать потребителей качественным топливом в

регионах, где есть месторождения угля, а нефтепереработ-

ка отсутствует. Продукты, получаемые в результате конвер-

сии угля, могут не только эффективно заменить природный

газ и жидкое котельное топливо, но и служить исходным

сырьем для получения экологически безопасных ультра-

чистых бензина, авиационного, ракетного и дизельного

топлива, водорода и других ценных химических веществ.

Поэтому создание инновационных технологий обогащения

и переработки углей в топлива с новыми потребительски-

ми свойствами является стратегической государственной

задачей.

В ПОЛЬЗУ ГАЗИФИКАЦИИНаиболее распространенные технологии получения синте-

тического жидкого топлива (СЖТ) из угля основаны на двух

процессах. Это прямое ожижение, или гидрогенизация, –

превращение угля в жидкие и газообразные продукты под

давлением водорода в присутствии катализатора в среде

растворителя с последующим гидрооблагораживанием

полученных жидких продуктов, и косвенное, двухстадийное –

РЫНОК ТЕХНОЛОГИЙ

Уголь вместо нефти

Александр

ШУМОВСКИЙ,

заместитель генерально-

го директора по научной

работе ООО «НТЦ ИГИ»

Проблемой обеспечения энергобезопасности озабочены все развитые страны. Те госу-

дарства, которые располагают угольными месторождениями, уверенно делают ставку

на глубокую переработку угля. Россия, имеющая огромные запасы этого вида топлива,

не исключение. Опираясь на мировой опыт и собственные разработки, отечественная

наука предлагает инновационные технологии, которые в будущем обеспечат надежную

альтернативу главному на сегодняшний день источнику энергии – нефти.

Евгений ГОРЛОВ,

генеральный директор

ООО «НТЦ ИГИ»

Константин АЛЕКСЕЕВ,

директор Департамента

угольной и торфяной

промышленности

Минэнерго России


77

газификация с получением синтез-

газа и последующий каталитический

синтез углеводородов.

По обоим направлениям в разных

странах мира проведено большое

количество исследований. Только в

1970–80-х годах в США, Германии,

Японии, СССР, Австралии, Канаде,

Китае, Великобритании было разрабо-

тано в общей сложности более 60 тех-

нологических схем переработки угля

в продукты топливного и химического

назначения.

Метод прямого ожижения, напри-

мер, активно прорабатывается в

Китае, где в последние годы создают-

ся крупнотоннажные промышленные

производства. Уже спроектирован и

построен завод в Эрдосе (провинция

Внутренняя Монголия), который может перерабатывать до

600 тонн угля в сутки. Сейчас завод работает в тестовом

режиме, а в качестве сырья используется молодой субби-

туминозный уголь с теплотворностью 5000 килокалорий на

килограмм, зольностью 4 процента, содержанием влаги

26 процентов.

В СССР технологии получения СЖТ из углей разраба-

тывались, в частности, в Институте горючих ископаемых.

Здесь создавался процесс одностадийного прямого ожи-

жения с применением неокисленных бурых и маломе-

таморфизованных каменных углей. Однако промышлен-

ного воплощения технология не получила. Причин тому

несколько, и одна из них заключается в жестких требова-

ниях к сырьевой базе: зольность порядка 5–10 процентов,

петрографический состав не менее 75 процентов витрини-

Энергетической стратегией России на период до 2030 года в ближайшей

перспективе предусматривается развитие угольной промышленности и

превращение ее в устойчиво функционирующую и рентабельную отрасль.

Одним из направлений решения данной задачи является организация

производства из углей синтетических жидких топлив (СЖТ) и сопутству-

ющих продуктов на базе российских технологий. Внедрение технологий

глубокой переработки угля запланировано и Государственной программой

РФ «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на

период до 2020года».

«Дополнительным сектором масштабного использования угля, сопостави-

мым по объемам с угольной электроэнергетикой, может стать глубокая

переработка угля, в том числе в жидкие моторные топлива… Необходима

своевременная консолидация усилий государства и бизнеса в данной

сфере – по аналогии с соответствующими программами, реализуемыми в

США и странах ЕС».

(из Долгосрочной программы развития угольной отрасли до 2030 года)

Технологии получения синтетического жидкого топлива (СЖТ)


78

та, угли должны быть малометаморфи-

зованы и не окислены.

Если говорить о другой технологии

получения жидкого топлива из угля –

газификации, то здесь пригодны пра-

ктически любые марки углей, в том

числе низкосортные российские

бурые угли, месторождения которых

сосредоточены в Сибири и на Дальнем

Востоке. И это стало одним из главных

аргументов в пользу выбора техно-

логии газификации угля в качестве

основной для нашей страны.

ТРЕБУЕТСЯ ОСОБЫЙ ПОДХОДДля промышленного осуществления процессов газифика-

ции в мире разработаны различные конструкции газоге-

нераторов, позволяющие проводить этот процесс как для

кускового, так и для пылевидного угля.

Наиболее эффективно реализована технология гази-

фикации углей по методу Тексако (компания «Дженерал

Электрик»), где в качестве сырья используются водоуголь-

ные суспензии. Первый завод по газификации угля был

запущен в 1978 году. На сегодня в эксплуатации находятся

13 газовых заводов, в которых работают 43 газогенера-

тора, а в стадии проектирования и строительства – еще

18 заводов. Получаемый газ служит сырьем для выпуска

метанола, аммиака, уксусной кислоты, мочевины, для про-

изводства заменителя природного газа.

Новейшим достижением можно считать разработанный

корпорацией «Пратт-Уитни» прямоточный газогенератор,

работающий на угольной пыли, для которого капитальные

вложения сокращены в несколько раз. Уже начаты опытно-

промышленные испытания этой установки.

Первопроходцем строительства заводов по производ-

ству СЖТ через стадию газификации углей была южно-

африканская компания «Сасол». В ЮАР ею построены два

завода по преобразованию угля в жидкие нефтепродукты:

в Сасолбурге (1955 год) и Секунде (1980 год). Эти пред-

приятия до сих пор эксплуатируются. А сейчас компания

вместе с китайской «Шеньхуа» осуществляет в Китае, в про-

винции Нинкси, очередной проект в области газификации

угля – это будет завод производительностью 4 миллиона

тонн в год по готовым продуктам.

Мировой опыт был тщательно изучен в России. После

оценки проектов, реализованных в промышленных мас-

штабах, сделан вывод, что они имеют существенные недо-

статки и путь прямого воспроизведения технологий при

создании таких производств России не подходит. Нам

необходимы новые технологии, соединяющие в себе луч-

шие зарубежные и отечественные решения.

РОССИЙСКОЕ ПРЕДЛОЖЕНИЕИз новых разрабатываемых процессов газификации наибо-

лее предпочтительной представляется технология, создава-

емая ФГУП ИГИ совместно с ЗАО «Компомаш – ТЭК».

Предлагаемый процесс прямоточной газификации

высокодисперсных водоугольных суспензий на основе

бурых углей любых марок и каменных углей не имеет

зарубежных аналогов, прост в аппаратурном оформлении

и эксплуатации. Основной аппарат – газификатор, разра-

ботанный на основе прямоточного ракетного двигателя, –

отличается высокими показателями энерго- и металлосбе-

режения. Очень важно то, что по этой технологии можно

перерабатывать любые виды твердых горючих ископаемых

(каменные угли различных марок, горючие сланцы, торф),

а также крупнотоннажные отходы лесоперерабатывающей

промышленности и агропромышленного комплекса.

Преимуществами российского процесса газификации

является также возможность эффективного использова-

ния низкосортных углей при одновременном сокраще-

нии вредных газообразных выбросов (соединений серы

и азота) в атмосферу. Технологическая схема состоит из

блоков приготовления мелкодисперсной водоугольной

суспензии (ИКЖТ), подачи суспензии в газогенератор, пря-

моточной газификации, очистки газа, конверсии газа для

получения синтез-газа, получения синтетической нефти,

разделения синтетической нефти на сжиженный газ (про-

пан-бутан), бензиновую фракцию, фракции реактивного и

дизельного топлив и высокоплавкий парафин. Бензиновую

фракцию через реформулирование преобразуют в высо-

кооктановый бензин, отвечающий стандартам Евро-4 и 5.

Фракцию реактивного топлива методом гидроизомери-

зации преобразуют в топливо для современных страте-

гических летательных аппаратов и экологически чистое

ракетное топливо. Из высокоплавкого парафина методом

легкого гидрокрекинга получают реактивное и дизельное

топлива, отвечающие стандартам Евро-4 и 5.

Синтетическая нефть, получаемая в процессе косвен-


Для России, имеющей свыше 20 процентов мировых запасов угля, преимущест-

венно расположенных в Сибири, технологии глубокой переработки угля имеют

стратегическое значение. Их реализация позволит:

использовать низкокачественные угли, отходы угледобычи, углеобогащения с

тем, чтобы вовлечь в экономику еще больше ресурсных запасов;

получить дефицитные продукты на месте добычи без затрат на обогащение

углей и сократить объемы железнодорожных перевозок;

повысить эффективность отдачи каждой тонны угля по сравнению с его пря-

мым сжиганием;

уменьшить объемы вредных выбросов в атмосферу и затраты на их очистку.

Рынок сбыта синтетических топлив практически неограничен.


79

ного ожижения углей, превосходит основные марки нефтей

(арабскую, Вгеnt, суматранскую легкую) по содержанию

дизельных фракций на 5–10 процентов, она содержит на

два порядка меньше серы и азота. По свойствам и составу

синтетическая нефть ближе всего к стабильному газовому

конденсату.

Сейчас начинается очень важный этап разработки

инновационной технологии – переход от лабораторных

исследований к созданию комплекса демонстрационных

установок. Площадка для размещения комплекса уже

подобрана. Это ОПОФ-Углепродукт, опытная база Института

горного дела им. А.А. Скочинского в поселке Жилеве

Московской области. Согласно «дорожной карте», разра-

ботанной Минэнерго России в соответствии с правитель-

ственными директивами по созданию в РФ предприятий

по переработке углей в жидкое синтетическое топливо,

комплекс демонстрационных установок в Жилеве должен

заработать до конца 2013 года.

Конечным итогом реализации инновационного проекта

должно стать создание промышленных предприятий, где

будет осуществляться синтез энергоресурсов из угля по двух-

стадийной технологии. Проект интересен и тем, что его реа-

лизация предполагает межотраслевую интеграцию – коо-

перацию угольщиков, химиков-переработчиков, машино-

строителей, строителей. Доля строительно-монтажных работ

в общем объеме инвестиций при создании таких заводов

достигает 50 процентов от общего объема финансирования.

Оформление технологических процессов ставит задачу и

перед машиностроителями – потребуется разрабатывать и

изготавливать новое крупногабаритное оборудование.

ПРАВИЛЬНЫЙ ВЫБОРТо, что мы не ошиблись в выборе стратегии развития про-

изводства СЖТ из углей и технологии газификации как

базовой, подтверждается итогами последних международ-

ных конференций World CTL. Представители практически

всех ведущих фирм и инжиниринговых компаний, занима-

ющихся разработками в области производства из углей и

биомассы синтетических жидких и газообразных топлив,

сошлись во мнении: самый перспективный процесс – гази-

фикация, и лишь в частных случаях можно рассматривать

прямую гидрогенизацию. Пиролиз углей специалисты счи-

тают бесперспективным направлением, хотя смолу коксо-

вания углей можно рассматривать как один из источников

сырья для производства СЖТ.

Прогнозируемый многими экспертами возврат к эре

угля немыслим без развития новых технологий его пере-

работки. Производство новых видов высококачествен-

ного топлива за счет газификации угля уникальным

прямоточным способом – это именно те технологии,

которые способны сделать уголь как источник энергии

непревзойденным в экономическом и экологическом

аспектах. Создание рентабельного производства по

получению тонкодисперсного жидкого угольного топли-

ва, энергетического газа, синтез-газа и синтетических

моторных и реактивных топлив, а в дальнейшем и раз-

вертывание широкомасштабного производства высо-

кокачественных энергоносителей на основе глубокой

переработки бурого угля – это первостепенная задача в

углепереработке и энергетике сегодняшнего дня и бли-

жайшего будущего.

ВВС США приступили к активным испытаниям синтетиче-

ского авиационного топлива еще в 2007 году. Тогда пресса

сообщала, что, по мнению военных стратегов, активное

внедрение горючего, получаемого в результате химиче-

ского преобразования углеводородного сырья (например,

угля), поможет США избавиться от всевозрастающей зави-

симости от арабских государств. Кроме того, синтетиче-

ское топливо гораздо экологичнее и обеспечивает лучшие

режимы работы двигателей.

Испытания синтетического топлива проводились в зимних

условиях на бомбардировщике В-52, переоборудованном

в летающую лабораторию. Полученные результаты позво-

лили предположить, что в перспективе вся авиация США,

а также наземные войска будут переведены на синтетиче-

ские виды топлива. На разработку его уже к тому времени

(то есть к февралю 2011 года) были потрачены значитель-

ные суммы.

Есть данные по испытаниям синтетического дизельного

топлива в США и Китае. В США два автомобиля Audi A3 TDI с

дизельными двигателями проехали около 1600 километров

на новом синтетическом топливе RenDiesel, изготавлива-

емом на предприятии RenTech в Калифорнии из органиче-

ских соединений и сельскохозяйственных отходов. По сло-

вам представителей компании, новое синтетическое топли-

во выделяет меньше летучих соединений, чем «дизель» или

этанол. Средний расход топлива составил 5,6 литра на 100

километров. В Китае проведены сопоставительные тесто-

вые испытания дизельного топлива, получаемого на заводе

«Итай» по технологии компании «Синфуэлс». Два одинаковых

автомобиля с дизельными двигателями проехали 100 000

километров, причем бак одного автомобиля заправляли

синтетическим топливом, а бак другого – обычным дизель-

ным топливом нефтяного происхождения. Расход топлива

на 100 километров составил 5,5 и 9 литров соответственно.

МЕЖДУ ПРОЧИМ


80

СПРОС РАСТЕТПо экспертным оценкам, дефицит пресной воды в мире

формирует устойчивый спрос на ввод опреснительных

мощностей. Так, в странах Ближнего Востока и Северной

Африки обобщенная годовая прибыль сектора опреснения

составляет около 4 миллиардов долларов США. В период

с 2009 по 2013 год участниками рынка запланированы

инвестиции в объеме 15,5 миллиарда долларов. При этом

суточная потребность данного региона в опресненной воде

ежегодно возрастает на 2,7 миллиона кубических метров.

Учитывая этот факт, стабильно развивающийся региональ-

ный рынок опреснительных заводов ожидает значитель-

ный рост (Табл. 1).

Поставщиками услуг по производству пресной воды

также учитывается, что, несмотря на снижение инвести-

ций в мировую экономику в периоды финансовых спадов,

долгосрочные факторы роста в секторе опреснения воды в

регионе по-прежнему остаются устойчивыми.

В поисках перспективных технологий производст-

ва пресной воды многие страны изучают возможности

использования для этих целей атомной энергетики (Египет,

Тунис, Кувейт, Иордания, Ливия, Индонезия, Марокко,

Сирия, Израиль и др.). С участием экспертов МАГАТЭ в

ряде стран проведены исследования по технико-экономи-

ческому обоснованию технологий атомного опреснения.

Среди результатов этих исследований – доказанные эко-

номические и экологические выгоды рассматриваемого

способа производства пресной воды. В 2008 году на 52-й

сессии Генеральной конференции МАГАТЭ принят «План

рентабельного производства питьевой воды с использо-

ванием атомных реакторов средней и малой мощности»,

предусматривающий широкое развитие сотрудничества


Атомное опреснение воды: перспективный вектор

Юрий УДЯНСКИЙ,

кандидат технических наук,

главный специалист отде-

ла Московского филиала

ОАО «НИАЭП»

Российская атомная отрасль готова активно помогать странам, испытывающим недо-

статок пресной воды. Для этого есть необходимые современные технологии и оборудо-

вание, которые позволяют создавать ядерные опреснительные комплексы, не уступа-

ющие по технико-экономическим показателям лучшим зарубежным аналогам. Анализ

потребностей в чистой воде и оценка возможностей зарубежных и российских разра-

ботчиков показывают, что благодаря развитию этого направления наша страна может

существенно укрепить позиции на мировом рынке атомной энергетики.

Олег КОРОВЯКОВ,

начальник отдела

Московского филиала

ОАО «НИАЭП»

Игорь ЗАЙЦЕВ,

доктор технических наук,

профессор Академии

военных наук, замначаль-

ника отдела Московского

филиала ОАО «НИАЭП»


81

исследовательских институтов, производственных компа-

ний, финансовых и государственных организаций стран –

членов МАГАТЭ.

С помощью реакторов малой и средней мощности

может производиться от 80–100 до 200–500 тысяч куби-

ческих метров пресной воды в сутки. По сравнению с не-

ядерной дистилляцией атомное опреснение обладает

более выгодной ценой и имеет большой потенциал для

развития. Возможность распространения технологии ядер-

ного опреснения зависит от экономических факторов реги-

она. Это направление считается одним из наиболее важ-

ных для МАГАТЭ, которое проводит постоянный мониторинг

проблемы дефицита пресной воды в 20 странах.

На примере Египта были выполнены исследования

по оценке рентабельности опреснительного комплекса

в составе АЭС с реакторами мощностью 650 и 1000

мегаватт, которые однозначно подтвердили преимущество

использования атомной энергии перед углеводородными

источниками. При этом рассматривались варианты с раз-

личными технологическими процессами обессоливания

морской воды: многоступенчатая пленочная дистилляция

MED (Multi Effect Distillation), многоступенчатое мгновен-

ное вскипание MSF (Multi Stage Flash), обратный осмос RO

(Reverse Osmosis), включая гибридные схемы MED+RO и

MSF+RO. Для установки с водо-водяным реактором мощ-

ностью 1000 мегаватт себестоимость кубометра пресной

воды составила 0,65 (RO), 0,89 (MED) и 1,48 (MSF) доллара

США при ставке дисконтирования 8 процентов.

За последние годы разработчики технологий опресне-

ния воды предложили целый ряд значительных новшеств:

достигнуто почти экспоненциальное увеличение про-

изводственных мощностей установок, многовариантно-

сти методов дистилляции, расширена производительность

пленочной дистилляции (MED) от 1000 до 31 000 куби-

ческих метров в сутки, мгновенного вскипания (MSF) –

с 31 000 до 80 000 кубических метров в сутки;

осуществлен переход к использованию новых высо-

кокачественных материалов, разработаны специальные

сплавы с высокой теплопроводностью, расширено исполь-

зование неметаллических материалов в конструкции испа-

рителя;

улучшена коррозионная стойкость конструкционных

материалов;

повышены термодинамическая эффективность про-

цесса и доступность конструкции для очистительных про-

цедур;

усовершенствована конструкция опреснительного

модуля, в разы сокращено количество свинца, используе-

мого при монтаже;

разработаны более эффективные и точные АСУ.

В настоящее время ведущие позиции поставщиков

оборудования по обессоливанию морской воды занима-

ют компании Южной Кореи, Японии, Франции, Израиля.

Южнокорейской компании Doosan Heavy Industries &

Construction Co. Ltd (Doosan) принадлежит около 40 процен-

тов мирового рынка производства установок по опресне-

нию морской воды. Установки компа-

нии Doosan по опреснению морской

воды имеют производительность от

5000 до 378 000 кубических метров в

сутки (MGD). При этом потребляемая

электрическая мощность установки

составляет соответственно от 0,83 до

62,5 мегаватта. Расчеты проводились

при условии, что для производства

1 кубического метра воды требуется

3,96 киловатт-часа электроэнергии.

Определенный эксперименталь-

ный опыт накоплен компаниями

Индии, Аргентины, Пакистана. C 2008

года китайская компания CNNC вза-

имодействует с американской AEHI в

рамках совместной разработки и про-

движения на мировой рынок атом-

ного опреснительного комплекса с

реакторами мощностью 650 и 1000

мегаватт.

Технико-экономические показате-

Страна

Оценка

существующих

водных ресурсов,

109 м3/ год

Требования

к водоснабжению

в перспективе

до 2025 года,

109 м3/ год

Дефицит

Алжир 2,25 12,3 -10,04

Греция 10 11,2 -1,2

Египет 23 115 -92

Израиль 0,7 2,8 -1,1

Испания 10 40,7 -30,7

Италия 30 44,4 -14,4

Кипр 0,3 0,9 -0,6

Ливия 0,6 14,2 -13,6

Марокко 1,4 20,3 -18,9

Сирия 2,5 28,7 -26,2

Тунис 1 5,02 -4,02

Турция 20 71,3 -51,3

Франция 35 50 -15

Всего 144,25 362,43 -293,57

Табл. 1. Баланс водных ресурсов и требования к водоснабжению

в различных странах


82

ли некоторых действующих в мире ядерных опреснитель-

ных комплексов представлены в Табл. 2.

ОПЫТ И ПОТЕНЦИАЛРоссийский технологический потенциал атомных опресни-

тельных установок основан на многолетнем опыте эксплу-

атации опреснительного комплекса в Актау (Казахстан).

Атомный энергетический комплекс располагал-

ся на полуострове Мангышлак Восточного побережья

Каспийского моря, в засушливой зоне с малым количе-

ством осадков и ограниченным запасом грунтовых вод с

соленостью 3.5–5.8 грамма на литр. Комплекс был постро-

ен на площадке, расположенной в 12 километрах от горо-

да Актау, в промышленной зоне. Станцию приготовления

питьевой воды соорудили ближе к городу.

Место расположения комплекса было выбрано исходя

из требований:

минимизировать потери при транспортировке пара и

дистиллята промышленным потребителям;

обеспечить необходимый уровень безопасности

населения при возникновении аварийной ситуации на

ядерном реакторе;

обеспечить нормативы экологической безопасности

сбросов в Каспийское море, являющееся рыбохозяйствен-

ным водоемом.

Мангышлакский атомный энергетический комплекс

состоял из реактора БН-350 на быстрых нейтронах с

жидкометаллическим теплоносителем, тепловой блочной

электростанции и двух теплоэлектроцентралей, работаю-

щих на природном газе, десяти многоступенчатых дистил-

ляционных опреснительных установок производительно-

стью от 8000 до 14 500 кубических метров в сутки каждая,

станции приготовления питьевой воды, цеха химической

водоочистки для подготовки питательной воды парогене-

раторов реактора и тепловых электростанций.

Реактор БН-350 – представляет собой трехконтурный

реактор на быстрых нейтронах петлевой компоновки.

В первом и втором контурах в качестве теплоносителя

используется жидкий натрий, в третьем контуре – вода.

Пар для трех турбин с противодавлением и одной кон-

денсационного типа вырабатывался на пяти парогенерато-

рах с естественной циркуляцией. Активная зона окружена

зоной воспроизводства из обедненного урана. Концентрат

железной руды, графит, сталь и бетон используются для

биологической защиты.

При проектном сроке службы в 20 лет реактор прора-

ботал 25 лет, и, по заключениям специалистов, срок его

эксплуатации мог быть продлен до 2003 года. Но в связи

с изменившимися требованиями по ядерной безопасности

модернизация реактора предполагала большие капита-

ловложения, в результате в 1999 году было принято реше-

ние правительства о выводе реактора из эксплуатации.

Таким образом, отечественный опыт разработки, про-

изводства и эксплуатации опреснительных установок, в

том числе с использованием атомной энергии (референ-

ция – опреснительный комплекс на базе реактора БН-350

в Актау), может стать основой для усиления российской

позиции на мировом рынке строительства АЭС и повысить

привлекательность проектов, предлагаемых к реализации

за рубежом, за счет включения в их состав (опционально)

опреснительных комплексов.

Привлекательным и весьма перспективным является

направление, связанное с использованием реакторов

малой мощности (АСММ). Разработкой проектов АСММ

занимаются в 13 странах мира, и существует около 60

инновационных проектов реакторных установок малой

мощности различной степени готовности. В основном рас-

сматриваются проекты стационарного и блочно-транспор-

табельного типа. Большинство проектов разработано в

инициативном порядке и находится в стадии концептуаль-

ного проекта или технического предложения. Экспортные

возможности российской продукции в виде АСММ также


Название Место расположенияМощность,

МВт (э)Тип реактора

Тип опреснительной установки

Производительность,м3/ сут.

Shevchenko Aktau, Kazakhstan 150 LMFBRБН-350 (остановлен

в 1999 году)

MSF & MED 80 000

Ikata-1, 2 Ehime, Japan 566 PWR MSF 2000

Ikata-3 Ehime, Japan 890 PWR RO 2000

Ohi-1, 2 Fukui, Japan 2*1175 PWR MSF 3900

Ohi-3, 4 Fukui, Japan 2*1180 PWR RO 2600

Genkai-4 Fukuoka, Japan 1180 PWR RO 1000

Genkai-3, 4 Fukuoka, Japan 2*1180 PWR MED 1000

Takahama-3, 4 Fukui, Japan 2*870 PWR RO 1000

KANUPP Karachi, Japan 137 PHWR RO 454

Табл. 2. АЭС с опреснительными установками


83

пока существуют как потенциал, реализация которого на

зарубежных рынках зависит в первую очередь от наличия

управленческого решения и создания референтного блока.

Некоторые проекты АСММ предусматривают вариант

ядерного опреснения.

Комплекс на базе плавучей атомной теплоэнергостан-

ции с реактором КЛТ-40С и двух опреснительных устано-

вок суммарной производительностью 100 тысяч кубиче-

ских метров в сутки может в год обеспечить выдачу потре-

бителям 355 миллионов киловатт-часов электроэнергии и

30 миллионов кубических метров пресной воды.

АЭС с реактором ВБЭР-300 в конденсационном режиме

вырабатывает максимальную мощность 335 мегаватт, в

теплофикационном режиме электрическая мощность состав-

ляет 230 мегаватт, а отпуск тепла – 460 гигакалорий в час.

Атомный энерготехнологический комплекс в составе

двух энергоблоков с реактором ВК-300 и опреснительной

установки имеет мощность 346 мегаватт и производи-

тельность – 300 тысяч кубических метров пресной воды

в сутки.

В Табл. 3 приведено сравнение себестоимости произ-

водства пресной воды на обычных и ядерных опреснитель-

ных комплексах.

МЕДЛИТЬ НЕЛЬЗЯСегодня спрос на отечественном и мировом опресни-

тельных рынках достаточно большой, запросов поступает

много, но из-за ограниченных финансовых и материальных

ресурсов до реализации доходят единицы проектов.

По предварительным оценкам экспертов, на мировом

рынке опреснительных установок перспективы отечест-

венных разработок весьма хорошие. Однако на свободных

тендерных торгах выиграть заказ крайне трудно, посколь-

ку одним из требований последних тендерных материалов

является демонстрация трех близких по производительности

опреснительных установок, созданных за последние три года

в различных местах. В России подобный опыт пока отсутст-

вует. Тем не менее, отечественные разработчики способны

создавать опреснительные комплексы (с получением до 700

кубических метров воды в час), не уступающие по технико-

экономическим показателям лучшим зарубежным аналогам.

В нашей стране лидирующие позиции в области

опреснительной техники долгое время занимают ОАО

«СвердНИИхиммаш» и ЗАО НПП «Машпром».

На Рис. 1 представлен модуль дистилляционной опре-

снительной установки ОАО «СвердНИИхиммаш», оснащен-

ный горизонтально-трубными пленочными аппаратами с

максимальной производительностью 700 тонн в час и

имеющий габаритные размеры (м): 38х26х28 (ДхШхВ).

Следует отметить, что из подобных модулей может быть

создана опреснительная установка практически любой

размерности.

Анализ потенциала предприятий отечественной атом-

ной отрасли подтверждает их способность выступить ини-

циатором развертывания фронта работ по реализации

проекта водоопреснительного комплекса в составе АЭС и

провести консультации по согласованию позиций с потен-

циальными участниками проекта.

С учетом производственного опыта и компетенций

предприятий России было бы целесообразно создать уже

в ближайшее время кооперацию разработчиков – турби-

ны, опреснительной установки и атомной станции в целом.

Подготовку рабочего проекта водоопреснительного ком-

плекса и изготовление комплекта несерийного оборудо-

вания можно осуществить в реально короткие сроки, для

этого есть все необходимые организационные и техниче-

ские возможности.

В заключение необходимо отметить, что проблематика,

связанная с созданием конкурентоспособных ядерных

опреснительных комплексов и продвижением их на меж-

дународный рынок, весьма актуальна, отвечает общемиро-

вой тенденции развития атомной техники и имеет важное

государственное значение. Чем быстрее будут приняты

управленческие решения по проекту на государственном

уровне, тем эффективнее будет осуществляться стратегия

дальнейшего укрепления позиций России на мировом

рынке атомной энергетики. Современный рынок и законы

конкурентной борьбы промедлений не терпят.

Табл. 3. Себестоимость производства пресной воды на обычных

и ядерных опреснительных комплексах

Страна (проект) Производительность,м3/ сут.

Процесс Себестоимость воды,долл./ м3

Опреснительный комплекс с органическим источником энергии

Сингапур 135 000 RO 0,45

Израиль (Ashkelon) 165 000 RO 0,52

ОАЭ (Al-Taweelah)ОАЭ (Fujairah)

237 500375 000

MEDMSF-RO

0,700,80

Опреснительный комплекс с ядерным источником энергии

Аргентина (CAREM) 12 000 RO 0,72

Китай (NHR-200) 160 000 MED 0,68

Южная Корея (SMART) 40 000 MED 0,80

Рис. 1. Модуль дистилляционной

опреснительной установки

ОАО «СвердНИИхиммаш»


84 ПАРТНЕРЫ

– Михаил Валерьевич, расскажите, чем занимается

Холдинг «РОТЕК» и какие задачи он решает.

– Холдинг «РОТЕК» – это многопрофильный промыш-

ленный холдинг. Как часть группы «Ренова» он призван

интегрировать высокотехнологичные разработки в России.

Мы развиваем российские предприятия швейцарских кон-

цернов Sulzer и Oerlikon, а также управляем Уральским

турбинным заводом.

Компания Sulzer известна в России в первую очередь

как производитель насосов, но это крупный международ-

ный холдинг, включающий в себя различные направления,

в том числе и разработку технологий и оборудования

для нанесения покрытий, технологий и услуг по модер-

низации и сервису турбинного оборудования. Компания

Oerlikon Balzers предоставляет услуги по нанесению защит-

ных покрытий, в 2010 году в городе Электросталь начал

работу первый центр нанесения наноструктурированных

покрытий Oerlikon Balzers. Нанесение защитных покры-

тий значительно увеличивает надежность энергетического

оборудования, насосов, турбин и повышает их экономич-

ность, позволяя достигать более высоких эксплуатацион-

ных характеристик. ЗАО «Уральский турбинный завод» –

это крупнейшее российское энергомашиностроительное

предприятие, занимающееся разработкой и производст-

вом паровых турбин, оказывающее сервисные услуги по

модернизации оборудования. Интеграция высоких техно-

логий на российские предприятия, синергия высокотех-

нологичных производителей, локализация высокотехно-

логичного производства в России – вот основная задача

Холдинга «РОТЕК».

– Работа Холдинга в основном связана с рынком

энергетики. Как вы оцениваете состояние спроса на

энергетическое оборудование в этом году по сравне-

нию с прошлыми годами?

– Спрос в 2010 и 2011 годах определялся утвержден-

ным перечнем генерирующих объектов, с использованием

которых будет осуществляться поставка мощности по дого-

ворам о предоставлении мощности (ДПМ) (Распоряжение

Правительства РФ № 1334-р от 11 августа 2010 года).

В соответствии с этим распоряжением собственники таких

энергообъектов имеют механизм гарантированного воз-

врата денежных средств и получения льготных условий на

долгосрочном рынке мощности – за счет специально уста-

новленных более высоких тарифов на электроэнергию.

Естественно, дальновидные генерирующие компании в эти

годы разместили большое количество заказов на новое

оборудование. В 2011 году мы наблюдаем некоторый

спад спроса в связи с тем, что новых ДПМ не утвердили, а

строить генерирующие объекты на сегодняшних условиях

собственникам невыгодно. С другой стороны, по различ-

ным оценкам, изношенность основного генерирующего

оборудования (котлов, турбин, генераторов) составляет

50–60 процентов. Это то оборудование, которое требует

замены либо модернизации. Не надо забывать, что с года-

ми КПД любого оборудования снижается, а следовательно,

снижается эффективность всей станции в целом. Этот

вопрос нельзя решить силами региональных сервисных

организаций, они просто производят замену вышедших

из строя узлов. В этом случае целесообразно привлекать

заводы-производители, которые могут предложить ком-

плексную замену либо модернизацию оборудования с

восстановлением ресурса и повышением технико-эконо-

мических параметров.

– Как можно оценить результаты работы ЗАО «УТЗ»

в первом полугодии 2012 года?

– Заказы, полученные нами в прошлом году, позволи-

ли увеличить выпуск продукции на Уральском турбинном

заводе за шесть месяцев этого года в два раза. Основные

Высокие технологии для энергетиковСегодня топливно-энергетическому комплексу нужны не просто

качественное оборудование и современные материалы. Для разви-

тия ТЭК необходимы внедрение высоких технологий, экономически

выгодные проекты модернизации, надежное сервисное обслужи-

вание. И, конечно же, более широкое применение лучшего мирово-

го опыта. О том, что может дать ТЭКу синергия производителей,

Елене Венедиктовой рассказывает генеральный директор Холдинга

«РОТЕК», председатель Совета директоров ЗАО «Уральский турбин-

ный завод» Михаил ЛИФШИЦ.


85

плановые показатели, поставленные перед заводом в

первом полугодии, выполнены, это касается и поступле-

ния денежных средств, и реализации готовой продукции.

На предприятии совместно с Холдингом «РОТЕК» продол-

жается реализация инвестиционной программы. Так, в

период с 2011 по 2013 год в техническое перевооружение

и ремонты будет вложено более 800 миллионов рублей.

Источники инвестиций компании – это собственные

денежные средства и привлеченные кредитные ресурсы.

В рамках программы техперевооружения в этом году был

модернизирован станок производства Skoda, находятся

на модернизации карусельный станок с семиметровым

диаметром план-шайбы и станок для обработки роторов

фирмы Hoesch. Мы продолжаем обновление участка по

производству лопаток, сейчас он полностью укомплекто-

ван станками с ЧПУ, в этом году мы приобрели еще два

обрабатывающих центра фирмы Chiron.

– Какие новые продукты вы готовы предложить

рынку энергетики?

– ЗАО «УТЗ» кроме своей традиционной продукции –

паровых теплофикационных турбин, имеет ряд новых раз-

работок. В первую очередь это паровые турбины для паро-

газовых установок (ПГУ) – современное высокоэффектив-

ное оборудование, позволяющее обеспечить высокий КПД

установки в целом. В этом году УТЗ закончил разработку

новой одноцилиндровой машины типа Т-63/76-8,8 для

ПГУ мощностью 230 МВт. В 2012 году в плане выпуск трех

подобных турбин, предназначенных для станций ЗАО «КЭС-

Холдинг». Во-вторых, это проекты модернизации паровых

турбин, например, самой серийной машины УТЗ Т-100

(мощностью 100 МВт). Также совместно с компанией

Alstom ведется разработка модернизации паровой турби-

ны мощностью 250 МВт с установкой цилиндра высокого

давления с реактивным облопачиванием. Параллельно

ведется работа с компанией Siemens как по использо-

ванию систем регулирования Siemens в наших паровых

турбинах, так и по размещению заказов на изготовле-

ние отдельных узлов газовых турбин Siemens на УТЗ. С

компанией Sulzer Turbo Service прорабатывается вопрос

открытия производственной площадки по сервису газовых

турбин на территории УТЗ.

Что касается Холдинга «РОТЕК», одним из новых направ-

лений является предоставление долгосрочного сервисного

обслуживания газовых и паровых турбин. Долгосрочный

сервис развивается совместно с швейцарской компанией

Sulzer Turbo Services. В этом направлении Холдинг «РОТЕК»

выступает в роли независимого сервис-провайдера.

С конца прошлого года мы заключили уже четыре круп-

ных контракта на долгосрочное сервисное обслуживание

газовых турбин. Два контракта на долгосрочное обслужи-

вание семи газовых турбин GE на станциях «КЭС-Холдинга»,

один контракт на долгосрочный сервис с ТГК-1 на обслужи-

вание газовых турбин Ansaldo V 64.3 и еще один контракт с

«Мосэнерго» на инспекцию горячего тракта газовых турбин

Siemens V 94.2. Общая сумма заключенных контрактов –

более 100 миллионов евро.

– Какие шаги, по вашему мнению, должно предпри-

нять государство, для того чтобы российский рынок

энергомашиностроения эффективно развивался?

– Более половины энергетического комплекса стра-

ны принадлежит государству, государство является также

собственником большинства инфраструктурных объек-

тов. Государству необходимо вкладывать деньги

в обновление энергетической и транспортной

инфраструктуры. Под транспортной инфраструк-

турой понимаются магистральные трубопроводы

для транспортировки нефти, природного газа с

использованием газоперекачивающих агрега-

тов, насосов. Например, система магистраль-

ных нефтепроводов «Транснефти» составляет

48,5 тысячи километров труб, тысячи мощных

насосных станций. При этом расходы компании

на электроэнергию составляют более миллиарда

долларов в год. Модернизация насосного парка

позволила бы сэкономить до 100 миллионов дол-

ларов в год на одних только энергозатратах.

Также нужна государственная поддержка в части

подготовки квалифицированных инженерных

кадров, в первую очередь конструкторов и техно-

логов. Нехватка кадров – это одна из основных

трудностей, с которой сталкиваются наши энерго-

машиностроители.3D-модель модернизированной паровой турбины Т-250


86

«Сатурн – Газовые турбины» при-

мет участие в сооружении западной

ветки «Южного потока» – газотран-

спортной системы «Южный коридор».

Благодаря этому проекту ряд реги-

онов Центральной и Южной России

получат дополнительные объемы при-

родного газа для развития промыш-

ленности, расширения газификации

и нужд коммунального хозяйства.

Он также обеспечит подачу газа в

«Южный поток».

Строительство двух взаимосвя-

занных газотранспортных систем –

«Южного потока» и «Южного коридо-

ра» – будет осуществляться синхрон-

но. Работа над проектной документа-

цией первого этапа сооружения ГТС

«Южный коридор» уже завершена.

Согласно плану строительство начнет-

ПАРТНЕРЫ

Оборудование для «Южного коридора»: только лучшее

Победа ОАО «Сатурн – Газовые турбины» в тендере на поставку двадцати двух газо-

перекачивающих агрегатов для строительства компрессорных станций газопровода

«Южный коридор» была закономерной. Уже на протяжении 12 лет «Газпром» является

основным заказчиком выпускаемого предприятием энергетического и газоперекачива-

ющего оборудования и отмечает стабильность курса ОАО «Сатурн – Газовые турбины»

на повышение конкурентоспособности за счет улучшения качества продукции, фирмен-

ного сервисного обслуживания и эффективного использования ресурсов.

Ольга ШЕРЕМЕТ

ДОСЬЕ

ОАО «Сатурн – Газовые турбины» ведет историю с 1936

года. Сегодня компания является интегратором и комплек-

сным поставщиком высокоэффективного наземного энергетического обору-

дования для нужд энергогенерирующих компаний, ЖКХ городов и поселков,

нефтегазовых компаний (проектирование, производство, монтаж и пускона-

ладка газотурбинных агрегатов, комплексное строительство электростанций,

сервисное обслуживание энергообъектов). Изготавливает также оборудование

для атомной и химической промышленности.

Опираясь на многолетний опыт производства газовых турбин и научно-техни-

ческий потенциал, компания выходит на рынок газотурбостроения с новой кон-

цепцией построения газотурбинного бизнеса, основывающейся на следующих

принципах:

создание конкурентоспособного продукта, отвечающего требованиям совре-

менного рынка;

доступные цены;

гибкий подход при взаимоотношениях с потребителем;

максимальное участие в реализации проектов (от привлечения инвестиций

до ввода энергообъекта в эксплуатацию плюс гарантийное и сервисное обслу-

живание жизненного цикла оборудования).

ся в декабре 2012 года, а завершится

в 2015 году, одновременно с пуском

первой очереди «Южного потока».

Первый этап предполагает строи-

тельство линейной части ГТС «Южный

коридор» протяженностью 834 кило-

метра от компрессорной станции (КС)

«Писаревка» в Воронежской области

до КС «Русская» в Краснодарском

крае, включая сооружение трех КС –

«Шахтинской», «Кореновской» и

«Казачьей», на которых будут уста-

новлены газоперекачивающие агре-

гаты (ГПА) мощностью 25 мегаватт


87

производства «Сатурн – Газовые тур-

бины».

Для оснащения компрессорных

станций был выбран ГПА-Ц-25 – одна

из новейших разработок в модельном

ряду ОАО «Сатурн – Газовые турбины».

Данная установка вобрала в себя

самые совершенные и современные

технологии газотурбинной и компрес-

сорной отрасли.

Так, в качестве привода исполь-

зуется газотурбинный двигатель

ПС-90ГП-25 производства ОАО

«Авиадвигатель», специально создан-

ный для применения в компрессор-

ных установках и имеющий высочай-

шие эксплуатационные показатели

(Табл. 1).

В ГПА-Ц-25 применяется нагнета-

тель типа РТМ 25 производства ООО

«РусТурбоМаш». Нагнетатели этой

серии разработаны с использовани-

ем передовых технологий компании

Siemens специально для нужд ОАО

«Газпром». Нагнетатель газа имеет

лучшие показатели по эффективно-

сти: его коэффициент полезного дей-

ствия достигает 88 процентов, это

на 3 процента выше КПД аналогов

других производителей. Он отвечает

самым строгим требованиям в части

надежности, эффективности и эксплу-

атационной пригодности. Частота

вращения вала компрессора совпа-

дает с частотой вращения силово-

го вала газовой турбины, позволяя

исключить из конструкции редуктор,

что значительно удешевляет агрегат

и повышает показатели его надеж-

ности.

За взаимодействие привода и

приводимого оборудования, а также

функционирование всех вспомога-

тельных систем агрегата отвечает

Наименование параметра Единица измерения Значение

Номинальная мощность кВт 25 600

Эффективный КПД %, не менее 39,2

Частота вращения вала силовой турбины

об./мин 5000

Расход топливного газа на номинальном режиме работы

кг/ч 4745

Температура газа на выходе из двигателя

оС, не более 488

Межремонтный ресурс ч, не менее 25 000

Назначенный ресурс ч, не менее 100 000

Наименование параметра Единица измерения Значение

Номинальная мощность кВт 25 000

Эффективный КПД %, не менее 37,9

Межремонтный ресурс ч, не менее 25 000

Назначенный ресурс ч, не менее 100 000

Срок службы агрегата лет 20

Коэффициент эксплуатационной готовности

не менее 0,98

Тип уплотнений Сухие газовые уплотнения

Используемое топливо Транспортируемый газ

Время пуска ГПАи выхода на номинальный режим

мин, не более 20

Табл. 1. Эксплуатационные параметры газотурбинного двигателя

ПС-90ГП-25 (в условиях ISO)

Табл. 2. Основные параметры газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-25

(в станционных условиях)

система автоматического управления

(САУ). Данная система относится к

последнему поколению САУ и обес-

печивает выполнение всех функций

управления, информирования, отсле-

живания и защиты, необходимых для

надежной работы газоперекачиваю-

щего агрегата.

Применение в конструкции агре-

гата самых современных комплекту-

ющих в сочетании с использованием

высочайшего потенциала конструк-

торского бюро ОАО «Сатурн – Газовые

турбины» в проектировании ГПА-Ц-25

позволило достичь эксплуатационных

параметров и показателей надежно-

сти на уровне ведущих мировых про-

изводителей (Табл. 2).

Система менеджмента качест-

ва ОАО «Сатурн – Газовые турбины»

сертифицирована по ISO 9001:2008

(ГОСТ Р ИСО 9011-2008) и стандарту

Газпром СТО 9001-2006, который по

многим параметрам является наибо-

лее строгим отраслевым норматив-

ным документом.

В производстве ГПА-Ц-25 приме-

няются новейшее оборудование и

изобретения специалистов компании.

К примеру, все монтажные площадки

опорной рамы агрегата (длина рамы

около 12 метров) проходят токарную

обработку на портальном пятикоор-

динатном обрабатывающем центре с

длиной стола 14 метров и погрешно-

стью до 0,01 миллиметра, что обес-

печивает непревзойденную точность

и простоту последующей центровки

оборудования.

До 2015 года ОАО «Сатурн –

Газовые турбины» поставит на

западную ветку «Южного коридора»

все двадцать два агрегата. Из них

восемь – на КС «Казачья», девять –

на КС «Кореновская» и пять – на КС

«Шахтинская».

Развитие сотрудничества с

«Газпромом» продолжается: в 2012

году «Сатурн – Газовые турбины» полу-

чил также заказ на поставку агрега-

тов для проекта «Северный поток».


88 СОЗИДАТЕЛИ

ПОСВЯЩЕНИЕ В ШАХТЕРЫОн приехал в столицу в семнадцать

лет и среди однокурсников по Горному

институту был младшим. Рядом с ним

учились опытные парттысячники и

профтысячники – производственни-

ки, принятые в вуз по путевкам пар-

тийных и профсоюзных организаций,

и ветераны Гражданской войны. Тем

не менее, именно его, вчерашнего

школьника, выбрали старостой груп-

пы – чувствовалась в нем какая-то

особенная ответственность, серьез-

ность. Эта «административная дол-

жность», как шутил потом Братченко,

стала первой в его трудовой биогра-

фии.

Тогда же Борису Федоровичу

впервые довелось спуститься в

шахту. В 1931 году его группу отпра-

вили на производственную практику

в Ростовскую область, на строящу-

юся шахту им. ОГПУ, позже получив-

шую имя Ленина. Взрывные работы

проводили кадровые спецы, а все

остальное легло на плечи практи-

кантов. «Бурили, крепили, слесари-

ли, на лопате упражнялись, – рас-

сказывал о том времени Братченко.

– Старались добросовестно осво-

ить все специальности – как залог

инженерного профессионализма».

Никто при первых трудностях не

отсеялся, и на следующую практику

студенты поехали с не меньшим воо-

душевлением.

За пять лет учебы Братченко успел

поработать в Ростовской и Тульской

областях, в Хакасии и Пермской обла-

сти. А в Москве его теперь ждала

семья: жена и маленький сын. С ними

в 1935 году он отправился по распре-

делению института на Урал, в трест

«Кизелуголь», но уже год спустя попро-

сил перевести его на Донбасс, где

был назначен заместителем главного

инженера шахты имени Октябрьской

революции.

Несмотря на революционное

Юлия САФОНКИНА

Челов ек угля

«Побеждает только тот, кто

твердо знает, за что он сражает-

ся, и верит в свое дело». Правоту

этих слов Михаила Шолохова

его земляк Борис Братченко

подтвердил историей собствен-

ной жизни. Его путь от школь-

ной скамьи в далеком Армавире

до министерского кабинета на

московском Новом Арбате ока-

зался тернистым. Но, выбрав

однажды профессию горного

инженера, Братченко никогда

не пожалел об этом. «Я человек

угольный», – любил повторять

он. Нынешней осенью патриарху

советской угольной промышлен-

ности исполнилось бы 100 лет.

Супруги Братченко с сыном Владимиром. Шахты, 1936 год

На шахте им. «Комсомольской правды»,

1943 год


89

название, шахта оказалась старой,

еще царской: там вовсю использо-

вался гужевой транспорт, а на про-

межуточных выработках вагонетки с

углем по рельсам толкали женщины-

откатчицы. Главными инструментами

забойщика считались металлический

лом-клинок, кайло, поддира, лопата.

Работа в забое была однообраз-

ным, изнуряющим, тяжелым тру-

дом, который потом в течение всей

своей карьеры Братченко стремил-

ся облегчить, сделать более ком-

фортным и рациональным. На кара-

гандинских шахтах до сих пор вспо-

минают о том, как назначенный в

1949 году главным инженером

комбината «Карагандауголь» Борис

Братченко «выбивал» новые комбай-

ны «Донбасс». Борис Федорович имел

долгий телефонный разговор с мини-

стром угольной промышленности, в

результате в Караганду пришли пер-

вые пять комбайнов. А в 1957 году

там работало уже 115 «Донбассов», с

этой техникой шахтеры смогли устано-

вить 7 всесоюзных и международных

рекордов по добыче угля.

ВСЕГДА НА ПЕРЕДОВОЙШахта казалась ему живым организ-

мом. Он с горечью рассказывал о том,

как в 1942 году пришлось взрывать

шахту имени «Комсомольской прав-

ды», которая оказалась под угрозой

захвата фашистами. Прощаться с ней

пришли все жители поселка от мала

до велика. Когда прогремел взрыв,

в небо поднялось дымное кольцо –

словно последний вздох огромного

умирающего существа.

Через год после тех событий

Братченко вернулся на Донбасс,

отказавшись от спокойной должности

в аппарате Совнаркома. Ему непре-

менно нужно было работать там, где

труднее всего. Ему хотелось поскорее

восстановить шахту.

О возрождении «Комсомолки»

можно было бы, наверное, написать

целый роман. Про то, как Братченко

в одиночку попытался пройти по

«задавленному» вентштреку к лаве,

чтобы получить от горнотехнической

инспекции разрешение на эксплуа-

тацию шахты. Тогда он едва не погиб,

застряв в узком проходе под толщей

пород… Как шахтеры по винтику

собирали искореженные взрывами

опоры и подъемные машины, так что

построенный из подручных материа-

лов шахтный копер получился некази-

стым. «Да он же у вас лежит…» – удив-

лялись проверяющие из Москвы, но

этот «неправильный» копер исправно

работал до тех пор, пока на шахте не

выбрали все угольные запасы… Как

23 февраля 1944 года, к удивлению

наркома Вахрушева, не верившего в

обещание Братченко запустить новую

лаву в рекордно короткие сроки, шах-

теры выдали на-гора первую тысячу

тонн угля…

На исходе двадцатого века

Братченко напишет в мемуарах:

«Военные годы остались памятны и

затяжным горем, и короткими радо-

стями, и той сильной надеждой в

каждом из нас, что заживем после

Победы новой жизнью – спокойной и

в достатке». Но покоя в судьбе Бориса

Федоровича так и не случилось: он

всегда работал на износ, жил на пре-

деле сил. Его особенный характер вел

его самыми трудными тропами.

ТРУДНОЕ НАЗНАЧЕНИЕВ 1953 году Братченко снова вы-

звали в Москву. В течение шести лет

он работал заместителем министра

угольной промышленности СССР,

председателем Каменского совнархо-

за, первым заместителем председа-

теля Ростовского совнархоза, началь-

ником отдела угольной, торфяной и

сланцевой промышленности Госплана

СССР. Но уже в 1959-м сменил Москву

на Караганду, где возглавил совнар-

хоз после трагедии в Темиртау.

Незадолго до приезда Братченко

строители металлургического комби-

ната забастовали против ужасающих

условий жизни: руководство строй-

Одна из разрушенных шахт Донбасса


90 СОЗИДАТЕЛИ

ки не позаботилось о том, чтобы

обеспечить рабочих даже питьевой

водой. Протест вылился в массовые

беспорядки и закончился вводом в

Темиртау внутренних войск. Солдаты

получили приказ стрелять по толпе. В

результате одиннадцать восставших

погибли, пятеро позже были пригово-

рены судом к расстрелу, а вся партий-

но-хозяйственная верхушка лишилась

должностей. Братченко фактически

пришлось начинать строительство

сначала, но уже через год после вос-

стания он вместе с новым секрета-

рем обкома Михаилом Сергеевичем

Соломенцевым пустил первую домен-

ную печь. «Обставили все довольно

торжественно, – рассказывал Борис

Федорович, – организовали митинг,

поздравили передовиков производ-

ства. И я считаю, что это правиль-

но. Люди должны видеть результаты

своего труда. Должны ощущать свою

значимость».

ШАХТЕРСКИЙ МАРШАЛВ 1965 году Братченко принял новый

вызов: его выдвинули на должность

министра угольной промышленности

СССР.

Борис Федорович возглавлял

министерство в течение четырех

пятилеток. Сколько трудных решений

принял он за эти годы, сколько людей

с их проблемами и проектами прош-

ло через его по-спартански строгий

кабинет!

Те, кому посчастливилось работать

с министром Братченко, отзывались

о нем как о человеке сдержанном,

который «ко всем относился ровно,

по-отечески, но и спрашивал стро-

го, по-государственному». Он был в

курсе всего, что происходит в отра-

сли, держал в уме сотни имен и цифр,

лично осматривал горные выработки

и обращал особое внимание на то,

чтобы горнякам и их семьям были

созданы все условия для жизни. Он

добился повышения зарплат шахте-

ров в то время, когда во всех осталь-

ных отраслях промышленности зара-

ботная плата была заморожена.

Именно при нем горняки перешли

на 30-часовую рабочую неделю с

повышенной оплатой вечерних и ноч-

ных смен. Советский Союз внедрил

Встреча с британскими коллегами, 1967 год Выступление в Колонном зале, 1969 год

На угольной шахте во время поездки в Германию, 1958 год


91

эту практику первым в мире. Позже

Братченко напишет: «Работе уделял

очень много времени и испытывал

от этого удовлетворение, это было

мое Я».

За двадцатилетие Братченко на

посту министра угольной промыш-

ленности отрасль получила полное

техническое перевооружение. Были

созданы Канско-Ачинский и Южно-

Якутский топливно-энергетические

комплексы, а также Экибастузский

ТЭК с самым мощным в мире 60-мил-

лионным разрезом «Богатырь».

Открылись шахты «Распадская»

в Кузбассе и «Воргашорская» в

Печорском бассейне, заработала

обогатительная фабрика «Сибирь» в

Кемеровской области. Добыча угля

в стране выросла на 140 миллионов

тонн и в 1984 году перевалила за

712 миллионов (сравните с прошло-

годним результатом России – 334,7

миллиона тонн). А в 1985-м, уже при

Горбачеве, Бориса Федоровича, кото-

рого коллеги уважительно прозвали

«шахтерским маршалом», вызвал к

себе возглавлявший тогда прави-

тельство Николай Рыжков и предло-

жил передать пост более молодому

работнику. Братченко молча вышел

из кабинета, написал коротенькое

заявление и ушел в отставку. Так, тихо

и почти незаметно, закончился золо-

той век советского угля.

«Ты не думай, что есть люди из

железа. Все мы из одного материала

литы», – говорил один солдат другому

в «Тихом Доне». Шолохов был люби-

мым писателем Бориса Братченко,

который, даже будучи министром,

находил в сверхплотном графике

время для чтения. Он не умел скучать,

и потому так и не смог смириться с

размеренной жизнью пенсионера.

После ухода из министерства

Братченко активно участвовал в

создании Академии горных наук и был

избран ее почетным президентом. Он

внес огромный вклад в разработку

«Закона об угле», руководил советом

ветеранов войны и труда «Шахтер»,

много времени уделял работе в жур-

нале «Уголь». Отпраздновав в 2002

году 90-летний юбилей, он продол-

жал жить по заведенному в мини-

стерские годы порядку: подъем рано

утром, потом часовая зарядка на тре-

нажере и пять часов напряженного

труда в кабинете в здании бывшего

Минуглепрома. Но эта строгая дело-

витость не мешала ему быть прекрас-

ным собеседником и благодарным

слушателем. Она соседствовала с

умением радоваться жизни: верным

друзьям, хорошим песням, новым

книгам и тому, что завтра будет еще

один день, который можно прожить с

пользой для Отечества.

ВМЕСТО ПОСЛЕСЛОВИЯВ конце марта этого года стало

известно, что в Ростовской области

завершается проектирование шахты

имени Бориса Братченко. Ее стро-

ительство должно начаться в 2013

году в Белокалитвинском районе.

Запасы угля в месторождении оце-

нивают примерно в 37,5 миллиона

тонн. Ожидается, что шахта прорабо-

тает не менее трех десятилетий. Это

будет первая новая шахта, которая

откроется в Восточном Донбассе за

последние несколько лет.

За помощь в подготовке материала

выражаем огромную признательность

Валерию Дмитриевичу Груню и Ольге

Ивановне Глининой.

Во время работы над «Законом об угле»,

1993 год

Встречи на немецкой земле, 1973 год

Журнал ТЭК 6-2012

Documents