В фокусе

Газопровод «Сила Сибири» встанет на плановый ремонт

  • Рынок: LPG, Natural gas
  • 20.09.22

«Газпром» приостановит транспортировку газа по магистральному трубопроводу «Сила Сибири» в период 22-29 сентября в связи с профилактическим ремонтом, сообщила компания во вторник.

Поставки газа по «Силе Сибири» осуществляются в рамках долгосрочного контракта между «Газпромом» и китайской государственной компанией CNPC. Договоренности компаний предусматривают проведение планового ремонта газопровода два раза в год: весной и осенью. Весенний ремонт проводился с 29 марта по 4 апреля.

Газопровод «Сила Сибири» соединяет месторождения в Иркутской области и Якутии с Амурским ГПЗ и далее с Благовещенском на российско-китайской границе. Трубопровод введен в строй в декабре 2019 г. и рассчитан на прокачку 42 млрд м³/год газа, в том числе поставку в Китай 38 млрд м³/год. Но объем поставок будет увеличиваться постепенно, и полная загрузка газопровода ожидается только в 2025 г.

В настоящее время в трубопровод поступает газ лишь с Чаяндинского месторождения в Якутии. Поставки с Ковыктинского месторождения в Иркутской области начнутся в конце октября в рамках пусконаладочных работ, а официальный ввод этого месторождения в строй намечен на вторую половину декабря, сообщил «Газпром» накануне.

Запасы Чаянды и Ковыкты представляют собой многокомпонентный газ. Его разделение на фракции происходит на Амурском ГПЗ, на котором уже работают две технологические линии из запланированных шести. Мощность каждой линии составляет 7 млрд м³/год, а общая мощность Амурского ГПЗ в 2025 г. должна достичь 42 млрд м³/год по сырью. Амурский ГПЗ разделяет газовое сырье на метан, этан, пропан, бутан, гелий и пентан-гексановую фракцию.

В текущем году «Газпром» планирует нарастить прокачку газа по «Силе Сибири» на 40% по сравнению с 2021 г., до 14 млрд м³.

Проектная мощность добывающего комплекса на Чаяндинском месторождении составляет 25 млрд м³/год газа, а на Ковыктинском - 27 млрд м³/год.

Тенденции глобального рынка сжиженных углеводородных газов (СУГ) будут рассмотрены на конференции «Argus LPG 2022» 27 - 28 октября в Стамбуле, Турция.


В фокусе

Новости
14.11.23

Нефтетранспорт - СГ-транс: рынок СУГ адаптируется к новым реалиям

Нефтетранспорт - СГ-транс: рынок СУГ адаптируется к новым реалиям

Moscow, 14 November (Argus) — Основным направлением экспорта сжиженного углеводородного газа (СУГ) из России остается Европа. О переориентировании объемов на новые маршруты из-за возможного запрета на импорт российского СУГ в Евросоюз (ЕС), а также о ситуации с вагоностроением и производством комплектующих в России рассказал Argus генеральный директор компании СГ-транс Сергей Калетин. — Как изменилась логистика российского СУГ в 2023 г.? — Традиционно основным рынком сбыта российских углеводородов остается Европа. На данный момент в направлении стран ЕС идет около 80% всех экспортных поставок СУГ из России. После прекращения отправок через Украину продукция европейским потребителям направляется либо по сухопутному маршруту через Белоруссию и Польшу, либо морем — через порт Усть-Луги (Ленинградская обл.) в Нидерланды и далее до места назначения. Но общая тенденция разворота логистики на восток четко прослеживается и в нашем достаточно консервативном сегменте. Перевозки СУГ парком СГ-транс через погранпереходы Забайкальск — Маньчжурия (Китай), Камышовая (Приморский край) — Хуньчунь (Китай), Наушки (Бурятия) — Сухэ-Батор (Монголия) в первом полугодии выросли почти на 60% к аналогичному периоду прошлого года. Через Забайкальск сейчас едут грузы основных грузоотправителей — Иркутской нефтяной компании (ИНК), Лукойла, Роснефти и Сибур Холдинга. Из-за загруженности Восточного полигона, объединяющего Красноярскую, Восточно-Сибирскую, Забайкальскую и Дальневосточную железные дороги, прорабатываем и другие варианты логистики СУГ. В частности, растут поставки углеводородов через Казахстан — в Киргизию, Таджикистан, Иран. Есть интерес к экспорту в страны Средней Азии. По данным из открытых источников, в январе — июле этого года российские компании направили в Афганистан 120 тыс. т СУГ. Это больше чем за весь прошлый год, когда было отгружено 104 тыс. т газа. В 2021 г. сжиженные углеводороды из России в Афганистан не экспортировались. — На какие рынки переориентируются экспортеры? — Если в какой-то момент Евросоюз внесет СУГ в санкционные списки — а разговоры об этом ведутся, — нам придется выбрать направления, чтобы переориентировать на них грузовые потоки. Это примерно 2 млн т/год. Просчитывать варианты нужно уже сейчас, чтобы подготовиться к неблагоприятному развитию событий. В первом полугодии 2023 г. Тамань (Краснодарский край) была основным экспортным каналом на юге России, но терминал для перевалки СУГ в гавани законсервировали на неопределенное время. Поэтому на эти мощности рассчитывать не приходится. На востоке есть большой и быстро растущий рынок Азии, где наблюдается спрос на российские углеводороды. Но нужно учитывать высокую конкуренцию за пропускные способности. В какой-то момент на восток поехало буквально все — уголь, нефтеналивные грузы, грузы в контейнерах. Кроме того, на Дальнем Востоке остро стоит вопрос с терминальной инфраструктурой для перевалки СУГ. Очевидно, что этим нужно заниматься и развивать это направление. Еще один резерв, который мы можем использовать, — максимально задействовать мощности погранперехода Забайкальск — Маньчжурия на границе России и Китая. Потенциально Забайкальск способен пропускать до 2 млн т/год СУГ. Однако сегодня загружается 10% от этого объема из-за технологии передачи цистерн на китайскую сторону, а точнее, из-за требования формировать составы с вагонами прикрытия. Так, чтобы подать 18 цистерн с СУГ, нужно почти 40 вагонов прикрытия. Для РЖД такая работа невыгодна, потому что состав, который приходит на станцию Забайкальск, стоит и занимает пути в течение 5—6 суток. При этом еще нужно найти порожние вагоны, чтобы обеспечить требуемое прикрытие. За те же 5—6 суток на станции можно принять минимум 10 контейнерных поездов. Мы сейчас ищем разные возможности для того, чтобы изменить подход к передаче вагонов в Китай. Работаем со всеми заинтересованными сторонами, включая администрацию Харбина (33% терминала принадлежит Харбинским железным дорогам) и Российский союз промышленников и предпринимателей (РСПП). Делаем все, чтобы технологию пересмотрели и в этом направлении пошли более высокие объемы СУГ. — Какие точки роста грузовой базы вы видите? — Если говорить про наш основной сегмент СУГ, то на горизонте ближайших трех лет ожидается рост грузовой базы. Со следующего года Иркутская нефтяная компания планирует выйти на расчетные мощности в 800 тыс. т/год. После 2025 г. ожидается запуск Амурского ГПЗ, для нужд которого может потребоваться свыше 3 тыс. цистерн. Есть еще перспективные проекты разработки Харасавэйского и Бованенковского месторождений, которые, как предполагается, принесут около 1 млн т сжиженных углеводородов. Это уже перспектива 2026 г. Примерно тогда же ожидается запуск установки замедленного коксования на Киришском НПЗ, это выведет на рынок дополнительно еще более 200 тыс. т/год СУГ. Пока планы такие, хотя в текущей ситуации очень сложно заглядывать так далеко. — Достаточно ли имеющихся в России вагоностроительных мощностей для покрытия ожидаемого дефицита газового и нефтебензинового парка? — В начале сентября в России была принята Сводная стратегия обрабатывающей промышленности до 2035 г., которая включает в том числе и вагоностроение. Согласно этому документу, до 2030 г. ежегодно будет производиться 58 тыс. вагонов, а с 2030 г. — 66 тыс. единиц. В целом мы видим, что сейчас выбытие парка меньше, чем строительство. Однако это не касается специализированного подвижного состава, и в таких сегментах вагонов не хватает. — С чем связан дефицит специализированного парка? — Парк вагонов на сети РЖД достиг рекордных цифр в 1,37 млн единиц. Это очень много, о чем операторам регулярно сигнализируют в госкомпании. В августе на панельной дискуссии PRO//Движение.Экспо заместитель генерального директора РЖД Михаил Глазков обратил внимание на то, что избыток парка составляет почти 200 тыс. вагонов. В нашем сегменте перевозок СУГ, напротив, ощущается нехватка газовых цистерн. Есть две основные причины дефицита специализированного парка для СУГ: увеличение транспортного плеча из-за разворота грузовых потоков и рост оборота вагонов. Дальность груженого рейса у нас выросла с 1,9 тыс. км до 2,2 тыс. км, а оборачиваемость в условиях загруженности сети увеличилась с 24—25 суток до 32 дней. А рост оборота вагонов на 30% означает рост потребности в парке на 30% для вывоза продукции. В общесетевых масштабах парк цистерн для СУГ относительно невелик — 37,2 тыс. единиц. Почти 63% из них принадлежат СГ-транс и Нефтехимической транспортной компании (НХТК, наше совместное предприятие с Сибур Холдингом в равных долях). В ближайшие три года у нас будет списано 2,2 тыс. цистерн в связи с истечением срока службы. А потребность в парке, как мы видим, будет только расти по мере ввода в эксплуатацию дополнительных производственных мощностей. Покупка новых вагонов сегодня обойдется очень дорого, и срок их окупаемости не очевиден. Цена на цистерны для СУГ выросла с 4,4 млн руб. без НДС в 2020 г. до порядка 7 млн руб. без НДС в текущем году. И это не предел. При этом нужно учитывать повышение стоимости заемного финансирования после увеличения Центробанком ключевой процентной ставки до 15% годовых. Возможно, поддержку операторам в виде субсидирования могло бы оказать государство, как это было в 2014 г. Тогда ситуация была похожая. Я думаю, многие помнят, как в 2013 г. вагоностроители массово выпускали подвижной состав и стоимость парка росла. Что произошло потом, тоже хорошо известно: в три раза упали ставки на аренду полувагонов и потащили за собой весь рынок. По оценкам экспертов, к этому привело перенасыщение рынка вагонами, купленными по высоким ценам, снижение погрузки, сокращение инвестиций. Сейчас, конечно, ставки до тех значений не дойдут, но ситуация опасная — рынок перегрет. — Как вы оцениваете ситуацию на рынке комплектующих для танк-контейнеров? Внутреннее производство покрывает потребности строительства и ремонта? — Ситуация с обеспечением комплектующими и запчастями для ремонта танк-контейнеров стабилизировалась относительно прошлого года. В России появились новые производители уплотнительных материалов, которые заявляют о готовности заместить продукцию зарубежных поставщиков. Это, безусловно, позитивный момент. Однако мы по-прежнему сталкиваемся с определенными проблемами. Качество уплотнителей отечественного производства не всегда отвечает требованиям нашей компании и международных стандартов. Второй момент — допуски размеров. Даже небольшое отклонение приводит к резкому снижению качества ремонта либо делает использование уплотнительных материалов и вовсе невозможным. Некоторые компании, которые являлись официальными представителями зарубежных производителей в России, сегодня вышли из-под влияния прежних владельцев и объединили в своих руках цепочки поставок материалов нескольких производителей. Они стали практически единственным поставщиком продукции в стране. Кажется, что работа через одно окно удобна для потребителей, но это удобство обманчиво. Цены контролировать сложнее, конкуренция практически отсутствует. В настоящее время СГ-транс активно разрабатывает вариант производства базовых уплотнений для широкого ряда запорно-предохранительной арматуры на базе собственной инфраструктуры. Нам это делать несколько проще, чем сторонним производствам, потому что мы понимаем требования, предъявляемые к материалам и качеству их изготовления, и можем производить доработку изделий, доводя их до совершенства. Плюс к этому, учитывая, что производство уплотнителей размещается на базе наших ремонтно-испытательных пунктов, материальные и временные затраты на доставку готовых изделий к местам проведения работ сведены к нулю. В то же время, если вернуться к вопросу обеспечения запчастями и деталями, еще есть позиции, где по-прежнему требуются поставки из-за рубежа. СГ-транс Один из крупнейших в России собственников специализированного подвижного состава для перевозки СУГ и продуктов нефтехимии. СГ-транс имеет долгосрочные соглашения с крупнейшими отраслевыми грузоотправителями, в том числе Сибур Холдингом, Роснефтью, Газпром нефтью и Газпромом. На базе собственных ремонтно-испытательных пунктов (РИП) и механизированных пунктов выполняются работы по текущему отцепочному ремонту грузовых вагонов компании СГ-транс и парка сторонних собственников, а также производятся техническое обслуживание и ремонт танк-контейнеров для транспортировки СУГ и химических грузов. Сергей Калетин Родился 11 октября 1965 г. в Челябинске. Окончил Уральский электромеханический институт инженеров железнодорожного транспорта. Более 23 лет работал на различных должностях на Южно-Уральской железной дороге, филиале РЖД. В 2006—2008 гг. занимал должность первого заместителя начальника департамента вагонного хозяйства РЖД. С 2008 г. по 2014 г. был заместителем генерального директора по техническому развитию Первой грузовой компании. В 2014—2015 гг. являлся старшим вице-президентом — главным инженером компании СГ-транс. С 2015 г. по настоящее время — генеральный директор компании. Вы можете присылать комментарии по адресу или запросить дополнительную информацию feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Группа Argus Media . Все права защищены.

Подробнее
Новости

Россия сократит добычу нефти и конденсата до 527 млн т в 2023 г. - Минэнерго


13.09.23
Новости
13.09.23

Россия сократит добычу нефти и конденсата до 527 млн т в 2023 г. - Минэнерго

Moscow, 13 September (Argus) — Производство нефти и конденсата в России по итогам года снизится до 527 млн т по сравнению с 535 млн т - в 2022 г., согласно обновленному прогнозу министерства энергетики. Ранее в правительстве ожидали более значительного падения добычи жидких углеводородов - до 515 млн т. Министр энергетики Николай Шульгинов раскрыл новый прогноз в интервью газете Известия, опубликованном в среду. Прогнозный показатель 527 млн т соответствует 10,54 млн барр./сут. жидких углеводородов. Организация стран-экспортеров нефти (ОПЕК) также ожидает, что производство нефти и конденсата в России в 2023 г. составит 10,5 млн барр./cут. ОПЕК опубликовала эту уточненную оценку 12 сентября в ежемесячном обзоре рынка нефти. Данный уровень добычи устраивает Россию, сказал в интервью Известиям Шульгинов: Мы должны учитывать, что работаем вместе с другими странами, которые обеспечивают баланс. При этом он нужен и производителю, и покупателю. Так что это согласованное решение, и нас оно устраивает. Россия, являющаяся одним из ключевых участников соглашения ОПЕК+, взяла на себя добровольное обязательство в период с марта 2023 г. по декабрь 2024 г. удерживать добычу нефти на уровне не более 9,449 млн барр./сут. - этот показатель на 500 тыс. барр./сут. ниже, чем производство нефти в феврале 2023 г., согласно расчетам ОПЕК. При этом в апреле вице-премьер Александр Новак прогнозировал добычу нефти и конденсата в стране по итогам года на уровне 515 млн т или 10,3 млн барр./сут. В июле Минэнерго все еще подтверждало актуальность данной оценки. Ограничения в рамках соглашения ОПЕК+ применяются только к нефти и не распространяются на газовый конденсат. Так, Новатэк по итогам 2023 г. ожидает значительное падение производства нефти, но в целом по жидким углеводородам рост добычи у компании составит 2-2,5% благодаря дополнительным объемам газового конденсата, сообщил на этой неделе председатель правления Новатэка Леонид Михельсон. Хотя Россия приняла решение об поддержании стабильного уровня производства нефти вплоть до конца 2024 г., Новак заявил в начале сентября, что эти планы могут корректироваться. Теперь добровольное решение о сокращении добычи нефти будет пересматриваться ежемесячно, чтобы рассмотреть возможность углубления сокращения или увеличения производства, в зависимости от ситуации на мировом рынке, - сказал вице-премьер. Помимо снижения добычи нефти, Россия заявила о намерении ограничивать ее экспорт. В августе сокращение экспорта составляло 500 тыс. барр./сут. относительно уровня мая-июня, а в сентябре-декабре действует более мягкое ограничение - 300 тыс. барр./сут. Добыча газа в России в 2023 г. прогнозируется в объеме 642 млрд м³ по сравнению с 672 млрд м³ - годом ранее, сообщил Шульгинов в среду. Анастасия Красинская Вы можете присылать комментарии по адресу или запросить дополнительную информацию feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Группа Argus Media . Все права защищены.

Новости

Новатэк в 2023 г. повысит добычу конденсата


12.09.23
Новости
12.09.23

Новатэк в 2023 г. повысит добычу конденсата

Moscow, 12 September (Argus) — Новатэк по итогам 2023 г. увеличит добычу жидких углеводородов за счет роста производства газового конденсата, а добыча газа останется на уровне прошлого года. Такой прогноз сделал председатель правления Новатэка Леонид Михельсон, слова которого приводит агентство ТАСС. Новатэк в этом году ожидает значительное падение производства нефти, но в целом по жидким углеводородам рост добычи составит 2-2,5% благодаря дополнительным объемам газового конденсата, пояснил Михельсон. По объемам добычи в 2023 г. по газу будет на том же уровне [что и в прошлом году] — 82 млрд м³ или чуть больше, — сказал он. Россия, являющаяся одним из ключевых участников соглашения ОПЕК+, взяла на себя добровольное обязательство в период с марта 2023 г. по декабрь 2024 г. удерживать добычу нефти на уровне не более 9,449 млн барр./сут. - этот показатель на 500 тыс. барр./сут. ниже, чем производство нефти в феврале 2023 г., согласно расчетам ОПЕК. В 2022 г. Новатэк повысил добычу углеводородов на 2%, до 638,7 млн баррелей нефтяного эквивалента (н.э.). При этом производство газа выросло в прошлом году на 2,8%, до 82,14 млрд м³, а добыча жидких углеводородов, включая газовый конденсат и нефть, сократилась на 2,9%, до 11,94 млн т, сообщается в годовом отчете компании. Значительный объем газа Новатэк направляет на производство сжиженного природного газа (СПГ) на заводах Ямал СПГ (Ямало-Ненецкий АО) и Криогаз-Высоцк (Ленинградская обл.). Завод Ямал СПГ в 2022 г. работал с загрузкой 120%. Номинальная мощность предприятия - 17,4 млн т/год, но фактическое производство и отгрузки СПГ составили в прошлом году почти 21 млн т или 284 танкерные партии, по данным Новатэка, который владеет 60% акций завода. Анастасия Красинская Вы можете присылать комментарии по адресу или запросить дополнительную информацию feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Группа Argus Media . Все права защищены.

Новости

Ямал СПГ будет работать в 2024 г. без остановок на ремонт


12.09.23
Новости
12.09.23

Ямал СПГ будет работать в 2024 г. без остановок на ремонт

Moscow, 12 September (Argus) — Завод по производству сжиженного природного газа Ямал СПГ в следующем году будет работать без остановок на профилактический ремонт, поскольку необходимые работы уже проведены в этом году, Об этом сообщили в Новатэке, который владеет 60% акций предприятия. Закрыли все вопросы с обслуживанием, с запчастями. В июне провели плановую остановку на второй линии, в августе провели полное техобслуживание на третьей линии, - сказал председатель правления Новатэка Леонид Михельсон, слова которого приводит информационное агентство ТАСС. Номинальная мощность завода Ямал СПГ составляет 17,4 млн т/год, но его годовая производительность превышает 100% - по оценкам Новатэка, предприятие может выпускать около 20 млн т/год СПГ. Ранее в этом году Михельсон говорил, что завод в 2023 г. произведет меньше 20 млн т/год в связи с профилактическими ремонтными работами. Ямал СПГ, расположенный в порту Сабетта, включает три технологические линии мощностью 5,5 млн т/год каждая, а также одну линию мощностью 900 тыс. т/год. Четвертая линия работает по технологии Арктический каскад - собственной технологии Новатэка. Михельсон также сообщил, что Новатэк в I квартале 2024 г. собирается увеличить мощность СПГ-завода Криогаз-Высоцк в Ленинградской области. По его словам, компания отказалась от планов строить на этом предприятии вторую технологическую линию, но повысит мощность существующей линии на 10-15% за счет ввода в строй новой компрессорной станции. На данный момент установленная мощность предприятия Криогаз-Высоцк составляет 660 тыс. т/год СПГ. Отгрузки СПГ с этого завода в адрес финской компании Gasum идут в соответствии с действующим контрактом, уточнил Михельсон. Новатэк рассчитывает к 2030 г. производить 65-66 млн т/год СПГ , заявил Михельсон. Помимо действующих заводов Ямал СПГ и Криогаз-Высоцк, выполнение этого плана должны обеспечить новые предприятия Арктик СПГ 2, Мурманский СПГ и Обский СПГ. Анастасия Красинская Вы можете присылать комментарии по адресу или запросить дополнительную информацию feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Группа Argus Media . Все права защищены.

Новости

Новатэк примет инвестрешения по двум СПГ-проектам в 2024 г.


12.09.23
Новости
12.09.23

Новатэк примет инвестрешения по двум СПГ-проектам в 2024 г.

Moscow, 12 September (Argus) — Новатэк собирается принять инвестиционные решения по проектам Мурманский СПГ (мощность - около 20 млн т/год) и Обский СПГ в порту Сабетта на Ямале (около 6 млн т/год) в 2024 г., сообщил председатель правления Новатэка Леонид Михельсон. С учетом этих двух проектов, мощности Новатэка по производству сжиженного природного газа (СПГ) к 2030 г. достигнут 65-66 млн т/год, заявил Михельсон, слова которого приводит информационное агентство ТАСС. Новатэк уже производит СПГ на предприятии Ямал СПГ в порту Сабетта и на заводе Криогаз-Высоцк в Ленинградской области. Номинальная мощность завода Ямал СПГ составляет 17,4 млн т/год, но его годовая производительность превышает 100% - по оценкам Новатэка, завод выпускает около 20 млн т/год. Установленная мощность предприятия Криогаз-Высоцк - 660 тыс. т/год. Новатэк также ведет строительство завода Арктик СПГ 2 на Гыданском полуострове. Проектная мощность этого предприятия составляет 19,8 млн т/год: завод будет включать три линии по сжижению газа мощностью 6,6 млн т/год каждая. Ввод в строй первой линии Арктик СПГ 2 запланирован на I квартал 2024 г., а пусконаладочные работы начнутся уже на этой неделе, сообщил Михельсон. На предприятии Мурманский СПГ компания планирует применять технологию Арктический микс, а на заводе Обский СПГ - Арктический каскад. Это собственные технологии Новатэка, на которые компания уже получила патенты. Завод Мурманский СПГ будет состоять из трех технологических линий, а Обский СПГ - из двух линий. Размещение СПГ-завода в Мурманске позволит использовать на этом предприятии электроэнергию с Кольской АЭС, а отгрузки продукции осуществлять через незамерзающий порт Мурманск. Новатэк в настоящее время строит в бухте Ура в Кольском заливе комплекс по перевалке СПГ мощностью более 20 млн т/год, предназначенный для оптимизации отгрузок с завода Арктик СПГ 2. Для нас, для России — Мурманск идеальное место, если он будет обеспечивать круглогодичный путь по Северному морскому пути. Путь от Мурманска до Обской губы — 1,5 суток. Это идеальное место для будущих проектов, — сказал Михельсон. Мурманский СПГ будет потреблять 30-33 млрд м³/год природного газа, это сырье будет поступать с месторождений Новатэка на юге Гыданского полуострова. Газопровод протяженностью 1400 км для доставки сырья на завод Новатэк будет строить самостоятельно, говорил Михельсон в июне, но он не пояснил, в какой точке предполагается подключение этого трубопровода к Единой системе газоснабжения (ЕСГ), которой управляет Газпром. Анастасия Красинская Вы можете присылать комментарии по адресу или запросить дополнительную информацию feedback@argusmedia.com Copyright © 2023. Группа Argus Media . Все права защищены.