Тем не менее в новых условиях открываются и новые возможности для успешного развития на основе возобновляемой энергетики, водородных технологий, глубокой переработки сырья (нефть переработка) и реализации «зеленых» проектов. Уже сейчас российские энергетические компании (нефть газ) работают с такими проектами, понимая, что для них это не только вклад в глобальное устойчивое развитие, но и улучшение имиджа, укрепление позиций на международных рынках, повышение уровня доверия партнеров. При этом, как предупреждают аналитики, снижение углеродной составляющей ТЭК — дело достаточно затратное, потребует огромных инвестиций. Эти и другие вопросы рассматривались на сессии РЭН-2021 «Российский ТЭК в условиях энергетического перехода». Предлагаем ознакомиться с мнениями спикеров, принявших участие в их обсуждении.
Елена Лазько :
— Энергетический переход стал консенсусом для регуляторов и общества. Зачастую, когда речь заходит об энергопереходе, деятельность нефтегазовых и угольных компаний демонизируется, более того, слушая заявления политиков и экоактивистов по всему миру, во многих случаях создается ощущение, что ключевые энергетические компании сами же будут оплачивать этот переход. При этом угольные, нефтяные, газовые предприятия как у нас в стране, так и во всем мире являются ключевыми инвесторами, налогоплательщиками, работодателями. Понятно, что энергопереход предусматривает увеличение количества альтернативной энергетики в энергобалансах. Тем не менее, наверное, в самых смелых прогнозах нет 100% замещения угледоводородов. Каким видится баланс в среднесрочной и долгосрочной перспективе? Что делают ведущие энергетические компании, чтоб гармонизировать свою деятельность в этих условиях? Имеются ли у наших ведущих нефтегазовых компаний проекты в альтернативной энергетике? Есть ли экономический смысл ими заниматься?
Сергей Кудряшов:
— По энергопереходу мое мнение следующее: что касается солнечной и ветроэнергетики — это все-таки не конец технологической мысли. Конечно, солнечные и ветряные станции занимают уже сейчас определенную долю в энергобалансе. Но мне кажется, что в будущем появятся новые технологии, в которых будут использоваться совершенно иные энергетические источники. Что мы видим сейчас? Объем инвестиций в нефтегазовые проекты, связанные с upstream (геологоразведка, бурение нефтяных и газовых скважин, добыча нефти), упал практически в два раза с 2014 года. И это, конечно, скажется на состоянии отрасли. Кроме того, надо понимать, что инвестиции в ветер и солнце уже превзошли финансирование, которое идет в upstream. Это те факторы и тренды, которые есть на сегодняшний день. Надо понимать, что мир сегодня пытается создать регулирование, которое направит большой объем инвестиций именно в альтернативную энергетику. Банки в вопросах кредитования смещают свой фокус в этом направлении.
Если посмотреть, что делают другие нефтегазовые компании, я бы поделил их на две части: первая — это сторонники развития эффективных проектов по увеличению газовой составляющей в своем бизнесе и использованию технологий по улавливанию и хранению СО2; вторая — эта группа связана в большей степени с Европой — компании, настроенные на то, чтобы повысить в своем портфеле проекты солнечной и ветровой энергетики.
Сказать, что к 2050-му году из энергобаланса уйдут нефть и газ — наверное, это все-таки рискованные прогнозы. Есть мнение, что человечество недооценивает новые технологии на длительном периоде, и наоборот, — переоценивает их в коротком. Скорее всего, мы где-то здесь и находимся.
Что делает «Зарубежнефть» исходя из новых трендов? Первое, мы, конечно, увеличиваем долю газа в своем балансе. Второе, мы начинаем заниматься солнцем-ветром, но здесь очень прагматичный подход с точки зрения эффективности. Если у нас лучшая береговая база во Вьетнаме, лучшие строительные мощности, и в этом регионе лучшие ветровые нагрузки, а наши предприятия являются подрядчиками для ветровой энергетики, — то мы сегодня рассматриваем вопросы создания у себя ветрового дивизиона для того, чтобы работать на шельфе Вьетнама.
При этом мы рассматриваем вопросы, связанные с синергией. Например, в Ненецком автономном округе для наших удаленных объектов, находящихся в полной изоляции от энергосистемы, мы решили, что на определенных этапах жизненного цикла нам будет выгодно, чтобы производство электроэнергии было не только на газе и на дизельном топливе, но и вырабатывалось с использованием ветра. На сегодня мы уже начинаем первые опытные работы в этом направлении. То есть мы рассмотриваем альтернативную энергетику в синергии с нашим основным бизнесом. Еще перспективное направление — геотермальная энергетика. 50% инвестиций в геотермальную энергетику связаны с подземной частью. Как показывает мировой опыт, эти технологии приходят из нефтегазовой сферы. Об этом говорит опыт Исландии. Возможно, для нас это станет еще одним из сегментов, где мы будем развиваться.
Елена ЛАЗЬКО:
— Прозвучали впечатляющие цифры о том, что в два раза упали инвестиции в нефтегазовые программы. Минэнерго многое делает, чтобы стимулировать компании инвестировать в новые проекты. Что должны делать компании и регуляторы, чтобы большие деньги развернулись в сторону отрасли? Каким вы видите наш ТЭК в долгосрочной перспективе?
Павел СОРОКИН:
— Пока нет однозначных ответов на вопрос, по какому пути будут развиваться энергетические отрасли, поскольку мы еще далеки от завершения технологической и энергетической мысли. А потому энергобаланс будет эволюционировать, будут открыты новые источники энергии, появятся новые технологические прорывы. Но, как мы видим сегодня, к 2050 году естественные углеводороды будут занимать существенную часть в мировом энергобалансе.
Здесь есть разные подходы. Если не вдаваться в крайности, — не в «зеленую», не в традиционную, — то надо подходить к решению проблемы с точки зрения работы на результат. Если результат — это снижение выбросов, а не попытка перекроить какие-то устои, которые на сегодняшний день имеются, то те вещи, которые планируются с точки зрения получения синергии между традиционными и новыми сегментами, являются правильным путем. Здесь мы можем использовать закачивание СО2 и улавливание. При этом уже снижается углеродный след нефтегазовой промышленности в целом. Это и есть работа на результат.
Часть энергии можно перевести в «зеленую», и мы такие усилия видим по тому же проекту «Восток Ойл», или, к примеру, некоторые НПЗ начали устанавливать солнечные панели, чтобы часть энергии получать из ВИЭ. Тот же самый водород, который используется сейчас в процессах нефтепереработки, переводят в категорию либо «голубого» водорода, либо стараются его «озеленить». Эти действия способствуют снижению углеродного следа.
То есть, если смотреть не на лозунги, а если действительно стоит задача снизить выбросы, то каждая из озвученных мер способствует достижению цели. Поэтому нефть, газ и уголь могут быть гораздо чище в глазах обывателя, чем на сегодняшний день являются.
Мы считаем, что даже по самым агрессивным прогнозам, которые стоит рассматривать, доля углеводородов в энергобалансе может упасть с 85% до 60–65%. В базовом сценарии — до 70%. Естественно, на горизонте 30 лет возможны технологические прорывы. Но надо не забывать, чтобы любой из этих прорывов материализовался и занял существенную долю, нужно вкладывать очень большие деньги в инфраструктуру. Сегодня мы слышим о таких планах. При этом мы также читаем все мировые отчеты — и МЭА, и других организаций — которые говорят, что от заявленных инвестиции в какие-то сегменты отстают в два раза, в какие-то — в три-четыре раза относительно того, что они считали изначально.
Естественно, что такой инфраструктурный рывок не может быть моментальным, он займет десятилетия. Мы исходим из того, что здесь нужно исповедовать разумный подход и не бросаться в крайности, когда мировое сообщество прекращает инвестиции в традиционные сегменты.
Результат этого вы видите. Цены на нефть, уголь и, особенно, газ значительно выросли. Да, это краткосрочный скачок. Скорее всего, ситуация в следующем году выправится. Но это тревожный звоночек. На самом деле энергетический кризис не является результатом последнего года, инвестиции снижались на протяжении последних 5–7 лет. А значит, снижаются запасы на балансах у глобальных мейджоров, и минимум денег вкладывается в геологоразведку, чтобы их восполнять. Это тоже звонок, сигнализирующий о том, что через 5–7 лет мы можем увидеть гораздо более серьезные последствия такого подхода, поскольку быстро нарастить добычу имеют возможность всего несколько стран. В США с учетом того, что идет рост цен, мы наблюдаем не очень существенный рост добычи, который происходит из-за ввода в эксплуатацию незавершенных скважин. Причем раньше там было 8 тыс. таких скважин, сейчас — 5 тысяч. То есть существенная часть усилий направлена не на новые скважины, а на введение того фонда, который уже был пробурен. Я думаю, это происходит частично из-за неопределенности, частично из-за ограниченного доступа к финансированию. Это означает, что работать американским нефтяникам приходится с тем фондом, который есть, что чревато быстрым сокращением добычи. В 2020 году в США добыча упала на 2 млн барр. в течение 8 месяцев. Это очень быстрый темп. Причем не искусственное снижение, а естественное падение при остановке инвестиций и активности. Поэтому такие перемены могут случиться достаточно быстро, и к ним надо быть готовыми.
Что касается в целом энергобаланса, то газ до 2040–2045 годов свое место точно сохранит и будет увеличиваться, потому что лучшего переходного топлива пока никто не придумал — как с точки зрения энергоемкости и логистики, так и с точки зрения общих запасов в мире. Сейчас мы наблюдаем скачок цены, который обусловлен комбинацией факторов: в Латинской Америке снизился уровень воды, что привело к падению объемов выработки электроэнергии гидрогенерацией; в Китае — резкий скачок спроса на СПГ из-за запуска новых регазификационных терминалов. Потому весь объем производимого СПГ был переориентирован на эти два рынка. В Европе мы наблюдаем низкий уровень закачки в ПГХ и повышенный спрос. В итоге получили результат, который сегодня имеем. Думаю, это все нормализуется, потому что в мире мощностей хватает, но волатильность будет сохраняться на протяжении всего прогнозного периода.
Чем заменить ренту? Это вопрос, который будет стоять перед всеми производителями. Он будет стоять и перед странами-потребителями, потому что снижение потребления бензина и дизельного топлива, на которые во всех странах большой акциз, приведет к снижению поступления налогов в европейских странах. К тому же машины-то никуда не уйдут. Поэтому налоги трансформируются в другую форму. Об этом идут большие дискуссии. На что этот налог делать. Нам нужно грамотно пользоваться той рентой, которая есть на данный момент. Она при любом раскладе будет уменьшаться, не только из-за энергоперехода, но и из-за удорожания ресурсов и запасов, которые разрабатываются. Надо учиться пользоваться тем инвестиционным потенциалом, что есть, чтобы эти деньги шли на смежников, чтобы создавались рабочие места, финансировалось промышленное производство внутри страны. Все это будет генерировать другие налоги. Мы не считаем, что будут какие-то катастрофические тренды и проблемы в этом вопросе. Время еще есть. Сейчас есть возможность перенаправить ренту в новые сегменты, использовать для создания фундамента будущей экономики.
Елена ЛАЗЬКО:
— Переходим к гидроэнергетике. У европейских коллег есть вопросы к чистоте энергии, вырабатываемой российскими гидроэлектростанциями. С чем это связано, и как вы работаете над этим вопросом? И второй вопрос, «РусГидро», работая с чистой энергией, собирается делать что-то по декарбонизации? Или и так хорошо?
Роман Бердников:
— В начале несколько цифр и фактов: страны, сделавшие ставку на традиционную гидроэнергетику, имеют наименьшие выбросы СО2. Это Норвегия, Бразилия, США, Канада. Никаких инноваций они не придумывали. У них освоение гидропотенциала колоссальное. Если в РФ этот показатель составляет только 22%, то Китай освоил уже 39%. У них только у малых ГЭС (до 5 МВт) установленная мощность больше, чем вся гидроэнергетика РФ. И они еще дальше будут развиваться. В США освоение гидропотенциала — 78%. В среднем по миру эта цифра составляет порядка 50%. Европа его освоила более чем на 70%. Вся установленная мощность российской энергетики — 52 ГВт, в Швейцарии — 17 ГВт, разница в три раза, только если мы сравним площади РФ и Швейцарии, то окажется что у нас она больше в 400 раз. То есть швейцарцы из гидропотенциала взяли все что можно, используют его по максимуму. Поэтому с точки зрения выбросов, может быть, не стоит уделять большое внимание новым технологиям, а идти по уже проторенной дороге? Мы сейчас заказали большую работу научному сообществу по исследованию наших 9 водохранилищ. Исследование должно доказать, что, находясь в более холодных условиях, наши гидростанции, в отличие от той же Бразилии, не выбрасывают метан. Мы начали эту работу, в течение трех лет мы ее сделаем. По результатам этой работы мы докажем Западу, что наша энергия чистая, и те домыслы, которые звучат в наш адрес, надуманы.
Мы планируем развивать гидропотенциал Сибири и Дальнего Востока. Недавно мы обследовали Крапивинскую ГЭС на территории Кемеровской области. Это последний из крупнейших недостроев Советского Союза. Исследовали плотину. Бетон там в хорошем состоянии. Чтобы демонтировать ее нужно потратить 20 млрд руб., чтобы достроить станцию — 50 млрд рублей. Но в случае достройки мы будем иметь 30 МВт новой электростанции. Но нам начинают рассказывать, мол, по балансу она несильно нужна. Как мне кажется, если мы решили двигаться вперед, нам нужно рассмотреть все факторы, которые действительно могут повлиять позитивно на обстановку в регионе, в том числе в плане выбросов СО2.
Сейчас выбросы в среднем по стране составляют 360 г СО2 на 1 КВт∙час. Мы находимся пока, может быть, не на самом плохом месте. Но нам не нужно останавливаться на этом результате, а стараться дальше работать в этом плане, сокращая выбросы. Мы почему-то забываем про стандартные пути минимизации выбросов в традиционных генерациях. В США, кстати, более 40% выработки электроэнергии приходится на угольную генерацию. И они подходят к диверсификации энергобаланса с точки зрения энергобезопасности страны.
На Дальнем Востоке в рамках шести новых строек мы переводим на газ ряд угольных станций. Прежде всего, это Артемовская ТЭЦ, которая была угольной, сейчас мы ее переводим на газ. Срок ввода — 2026 год. Это Владивостокская ТЭЦ-2, Хабаровская ТЭЦ-4. Они также будут работать на газе. Эффекты от такой модернизации тоже нужно считать. В Анадыре мы перевели с угля на газ ТЭЦ мощностью 50 МВт. В то же время нужно понимать, что на Дальнем Востоке от угольных станций мы не отойдем. И от тепла в том регионе, где температуры сильно ниже нуля, мы не откажемся. Мы также уделяем внимание модернизации энергетики локальных изолированных поселков. 79 поселков в Якутии и на Камчатке «РусГидро» планирует перевести на гибридные установки, вырабатывающие электроэнергию с использованием солнца, накопителей и дизельного топлива. В сентябре в рамках энергосервисного контракта мы уже запустили один поселок. Причем сделали это без увеличения тарифной составляющей путем привлечения частных инвесторов.
Елена ЛАЗЬКО:
— Нефтегазовая отрасль начинает испытывать недофинансирование, с другой стороны — есть признаки энергетического кризиса в Европе, при этом СБЕР выступает не только как банк, но и как институт и стратег, который помогает регуляторам и компаниям вырабатывать стратегию развития. Как вы видите текущую проблему с ценами на газ в Европе? С чем она связана? Научит ли она кого-то чему-то? И какая рекомендация компаниям ТЭК на ближайшую и долгосрочную перспективы?
Татьяна ЗАВЬЯЛОВА:
— Мы внимательно следим за всем, что связано с глобальным энергопереходом. У нас за бортом остаться не может эта тема в связи с глубокой вовлеченностью СБЕРа во все экономические отрасли.
Как мы понимаем энергокризис, который случился в ЕС? В моменте мы очень увлекаемся новыми технологиями и забываем о том, что для их развития, чтоб они становились сильнее и переходили в статус камодити (товар, который продается чаще всего в виде фьючерсных контрактов на товарных биржах), необходим баланс, особенно на переходный период. Поэтому все, что происходит в ЕС сейчас — это не кризис альтернативных источников энергии, а в первую очередь определенные ошибки, которые были допущены на этапе планирования энергоперехода.
Что случилось в этот период? Первый момент — более быстрое, чем ожидалось, восстановление экономики ЕС после кризиса, и, как следствие, конкуренция за энергию. Второй — снижение выработки ВИЭ, в первую очередь за счет снижения генерации ветра. Третий — рекордно низкие запасы газа на территории ЕС. Кроме того, Евросоюз, наверное, раньше, чем следовало бы, отказался от долгосрочных газовых контрактов. Вместе все факторы привели к ценовому ралли на газ. Мы его наблюдали, наблюдаем и участвуем. С подачи президента РФ Владимира Путина поспособствовали, чтобы ралли успокоилось, когда РФ пообещала, что дополнительные поставки газа возможны на территорию ЕС через Украину.
Сейчас очевидно, что в Европе глубоко анализируют всё произошедшее, и будут предприниматься какие-то меры и действия. Это не останется без реакции. Кстати, скоро должен выйти подробный план, где будет содержаться набор шагов и решений, связанных с текущим кризисом 2021 года. Но мы не предполагаем, что этот документ будет содержать изменение курса. Для нас совершенно очевидно, что «зеленый» курс сохранится. Целевые показатели по доле генерации за счет ВИЭ останутся неизменными, то есть 65% они будут достигать к 2035 году. Но открытым остается вопрос, как они начнут балансировать при движении в эту сторону. Что мы здесь видим? Какие решения со стороны ЕС ожидают наши аналитики? Наверное, Евросюз решится формировать некий единый газовый резерв в Европе, который позволит в случае непредвиденных ситуаций оперативно вбрасывать необходимый объем газа в свой энергобаланс. Следующий момент, есть такое ощущение, что сложившаяся обстановка предоставляет хороший шанс и серьезные возможности для атомной энергетики. В существующей классификации ЕС атомная энергетика не считается «зеленой», тем не менее, она является низкоуглеродной и очень стабильной. Соответственно уже сейчас ведутся дискуссии о том, чтобы корректировать цели и ставить более серьезные доли в энергобалансе за счет атомной энергетики. И это тоже очень серьезная потенциальная возможность для партнерства на стороне России.
Следующий момент, как открыли наши аналитики, Евросоюз размышляет о том, чтобы запустить программу деметанизации. То есть предполагается давать возможность странам и компаниям, которые серьезно работают по оптимизации выбросов метана, продавать и поставлять дополнительные объемы газа на территорию ЕС. Это еще одна из возможностей для России поработать в этом направлении.
Для России, планируя и реализуя свои программы в части снижения углеродоемкости экономики, очень важно учитывать и сохранять энергобаланс. Базово у нас хорошие предпосылки. Выработка газовой генерации сейчас 47%. У нас серьезная доля (38%) атомной энергетики и гидроэнергетки. И это очень хорошая доля, которая обеспечит стабильную и качественную экономику в переходный период. В дальнейшем нам, конечно, придется принимать решения и правильно балансировать и объемы инвестиций, и достижение необходимых показателей по углеродоемкости экономики, постепенно внедряя и увеличивая долю ВИЭ. Но совершенно очевидно, что база у нас будет оставаться — это газ — в связи с нашими территориальными и экономическими особенностями.
Елена ЛАЗЬКО:
— Мы подошли к финансированию. Как вы считаете, инвесторы рано или поздно вернутся к тому, чтоб финансировать нефтегазовую и угольную отрасль? Могут ли каким-то образом рейтинги компаний по «зеленой» и климатической повестке как-то усилить их позиции?
Михаил СУХОВ:
— Если кратко сказать, то да. Экспертиза по ESG достаточно сложная. Трудно представить, чтоб широкий круг специалистов был экспертом одновременно в сотнях областях. Поэтому определенная стандартизация знаний происходит.
Нужно заметить, что ESG-оценки и «зеленое» финансирование — это не только про те отрасли, которые считаются 100% «зелеными». Доступ к инструменту «зеленого» финансирования возможен, например, если компания инвестирует в возобновляемую энергию, создает для этого отдельные предприятия. И это предприятие вполне может получить «зеленую» верификацию. Если вы строите ветряные электростанции, или другие объекты альтернативной энергетики, входя при этом в структуру компаний, которые занимаются, скажем, традиционной энергетикой, то вполне можно рассчитывать на «зеленый» фонд. И эта деятельность может быть учтена в ESG-оценке материнской компании. И по этому пути можно идти.
Есть инструменты, которые пока не применяются, но мы настойчиво предлагаем регулятору на них посмотреть. Это облигации, привязанные к целям устойчивого развития. Они не учитывают основную деятельность компании, они привязаны только к показателям, которые улучшают состояние среды. Аналогичный инструмент — это облигации климатического перехода. Емкость рынка? Я думаю, больше 100 млрд руб. в год. Потенциал роста — 30–40% при соответствующем внимании регуляторов.
По поводу ESG-оценок хотелось бы сказать, что, наверное, мировая практика родила излишнее количество этих оценок. В мире их существует порядка шести сотен. О какой понятности для инвестора может идти речь? Я считаю, что Россия идет по крайне интересному пути, и может извлечь преимущество более управляемого доступа к этим оценкам, избежав риска мозаичности, риска девальвации ESG-оценок. Поэтому РФ должна взять самое лучшее из методологии и посмотреть, чтоб эти оценки не мешали инвесторам принимать качественные решения.
Мы можем извлечь преимущества также из национальной экспертизы в этом вопросе. Вспомним, как смотрели международные рейтинговые агентства на РФ в 2014–2015 годах. В результате в России была создана национальная отрасль кредитных оценок. Я думаю, ESG-оценки должны учитывать как мнение авторитетных международных компаний, так и национальную экспертизу, потому что при определенных условиях международная компания начинает принимать во внимание не только объективные, но и политические факторы, чего следовало бы избежать. Более того, национальная экспертиза берет меньше денег за франшизу. Поэтому мы надеемся, что в следующем году мы увидим конкуренцию в сфере ESG-оценок, а также определенный акцент на национальную экспертизу.
Есть оценки, которые во многом позиционируются на фронтальной оценке всех компаний. Я не уверен, что такой путь дает объективные знания. В международном агентстве один эксперт отвечает за тысячу компаний. В их число могут входить компании, которые являются лидерами в странах, в отраслях. Мы, со своей стороны, предполагаем развивать адресную экспертизу, планируем работать с компаниями индивидуально, давая глубокие оценки, учитывая отраслевые факторы. Мы публикуем наши методологии и даем индивидуальные оценки по нашей шкале тем или иным компаниям, используя наши национальные экспертизы, с использованием, естественно, международного опыта, международных и национальных стандартов. Поэтому, я считаю, что в ближайшее время эта деятельность обязательно должна быть востребована.
Мы обязательно должны доносить до инвесторов сильные стороны нашей компании. Мы будем накладывать наши сильные стороны на международные стандарты, выявлять отличия и через гибкие схемы доносить до инвесторов. Другое дело, как регулирование подойдет к этому вопросу. Будет ли оно требовать от финансовых институтов в той или иной степени «озеленения» своих активов и операций? Сейчас регулирование пошло по пути формирования отчетности, что является неизбежной частью этого процесса. Тем не менее если регуляторы пойдут по пути стимулирования приобретения «зеленых» инструментов, стимулирования использования ESG-оценок, то мы быстрее дойдем до цели устойчивого развития. Это будет дешевле, потому что понятно, что определенному кругу инвесторов, участвующих в этом процессе, будут предложены более выгодные экономические условия. Пока время работы над качеством. Сегодня мы подписываем соглашение с «Российским энергетическим агентством» Минэнерго России. Мы развиваем свою экспертизу. Надеемся, что это будет взаимовыгодно.
