Россия получит серьезный экономический эффект от экспорта СПГ только в том случае, если перейдет от импорта оборудования и технологий к их разработке и производству
В 1970 г. между СССР и ФРГ была заключена, казалось бы, странная сделка “газ – трубы”, согласно которой Советский Союз получал из Германии трубы и оборудование для строительства газопроводов в Европу, а в обмен поставлял свой газ. С тех пори страна научилась производить трубы большого диаметра и широкий спектр оборудования, необходимого для транспортировки сетевого газа и стала независимой в этой области. Но сейчас она столкнулась с похожей ситуацией в области СПГ: запланирован масштабный выход на глобальный рынок при проблеме с собственными технологиями. Удастся ли ей стать самодостаточными и в этой области?
Деньги. Ситуация на рынке СПГ кардинально меняется, это отражается в том числе на ценах. Еще три года назад цена СПГ $15/1 млн. БТЕ считалась нормой, а на спотовом рынке цены доходили до $20. При таких ценах страны-экспортеры энергоресурсов получали значительную природную ренту (сверхприбыль), а потому могли закрывать глаза на ряд аспектов, связанных с себестоимостью продукции.
Сейчас же жесткая конкуренция между производителями (а также межтопливная конкуренция) говорит в пользу того, что среднесрочно цена СПГ едва ли превысит уровень $8-9/1 млн. БТЕ, возможно, будет и ниже. В этих условиях для компаний контроль над расходами становится важнейшим фактором.
Для экспортных проектов тут есть еще один аспект: какая часть от расходов останется в стране? Ведь когда цены реализации продукции близки к себестоимости, а отчисления государству в виде природной ренты минимальны (экспорт СПГ освобожден от пошлины, а для некоторых проектов обнулен и НДПИ), основной способ обеспечения общеэкономического эффекта от СПГ-проектов – максимальная локализация производства всей инфраструктуры.
Посмотрим на ситуацию оценочно. Стоимость сжижения на американских заводах СПГ (эти оценки являются открытыми, а стоимость сжижения на американских заводах считается относительно низкой) находится на уровне $2,5-3,5/1 млн. БТЕ. Если предположить, что большая часть этих средств уйдет на закупку импортного оборудования и оплату иностранных подрядчиков, то получается, что нам придется “возвращать” поставщикам оборудования до 40% от цены реализации СПГ на конечных рынках только в рамках капитальных затрат на сжижение.
Это конечно, грубая оценка. Часть работ (например, по подготовке площадки) и часть затрат на оплату труда удается локализовать в любом случае. С другой стороны, можно вспомнить и про заметные расходы на транспортировку, ведь газовозы в России тоже пока производятся. В любом случае значительная часть вырученных за СПГ денег утекает обратно в счет оплаты оборудования. Что же останется в стране от оценочной цены реализации $8/1 млн. БТЕ?
Другое дело, если оборудование и материалы во всем производственном цикле будут российскими. Тогда можно ожидать и получения большей итоговой валютной выручки, и системного эффекта для экономики из-за загрузки высокотехнологических отраслей.
По большому счету Россия сейчас находится только в начале заявленного пути выхода в мировые лидеры СПГ-рынка. Поэтому нет ничего удивительного, что сейчас используются импортные технологии и оборудование. Вопрос лишь в том, как события будут развиваться дальше.
Технологии. Ключевым элементом строительства завода СПГ является технология сжижения и поставка криогенных теплообменников. Если говорить о крупнотоннажном сжижении, то в России нет собственной технологии, да и в мире ими обладает считанное число компаний. 76% от числа построенных производств занимают различные технологии американской компании Air Products. Еще 18% приходится на технологию “Оптимизированный каскад” ConocoPhillips. За последние годы она стала более востребованной при строительстве СПГ-заводов в Восточной Австралии, поскольку хорошо подходит для сжижения “сухого” газа, то есть природного газа с минимальными примесями этана и пропана. На все остальные технологии приходятся скромные 6% рынка (а из них основная часть – на заводы Shell).
Единственный пока действующий российский завод СПГ на Сахалине (“Сахалин-2”, 10 млн. т) строился компанией Shell, поэтому неудивительно, что здесь была применена технология DMR этой компании. А для “Ямал СПГ” (три линии по 5,5 млн. т, основной акционер – «НОВАТЭК», пуск первой линии ожидается осенью) была выбрана технология от Air Products AP-C3MR.
Как российским компаниям двигаться дальше?
Заводы. В настоящее время в России на повестке дня два крупнотоннажных завода СПГ: газпромовский “Балтийский СПГ” (с ним точного понимания по срокам пока нет) и “Арктик-2 СПГ” компании «НОВАТЭК» – именно этот проект станет третьим по счету российским крупным производством СПГ.
“Балтийский СПГ” планируется реализовывать в партнерстве с компанией Shell, поэтому на нем, вероятно, будут вновь использованы технологии сжижения этой компании. А в “Арктик-2 СПГ”, как стало известно прошедшим летом, будет использована технология компании Linde, а не Air Products. У этой немецкой фирмы большой опыт в создании криогенных установок, но в случае крупнотоннажного сжижения объем “референтных” проектов невелик: фактически это только работающий завод СПГ в Норвегии и незавершенный проект в Иране.
Так или иначе, оба иностранных партнера, с которыми планируют сотрудничать “Газпром” и «НОВАТЭК», имеют небольшую долю на мировом рынке сжижения, а потому есть основания надеяться, что удастся договориться и о создании совместных предприятий в рамках локализации производств.
Наконец, есть еще один вариант для развития российского экспортного СПГ – среднетоннажные производства. Россия уже обладает технологиями, позволяющими выпускать малотоннажные линии по сжижению (до 50 тыс. т/год), от них относительно просто перейти и к среднетоннажным. Правда, российские технологии (так называемый азотный цикл) позволяют сжижать газ с чуть более низкой энергоэффективностью, но в условиях, когда запасы дешевого в добыче газа в стране велики, этот фактор не является принципиальной проблемой.
Вариант со среднетоннажным производством был выбран и для американского СПГ – например, для завода Elba Island LNG (строительство уже идет), где будут построены 10 линий по сжижению общей мощностью 2,5 млн. т/год, то есть мощность одиночной линии составит всего 0,25 млн. т/год. Кроме того, в начале сентября Минэнерго США выступило с инициативой об ускорении разрешительных процедур для строительства экспортных малотоннажных заводов СПГ.
Подобные линии могла бы делать и российская промышленность. В стране одним из первых проектов среднетоннажного завода по сжижению стала “Горская СПГ”. Проект предполагает строительство в Ленинградской области трех линий по 0,42 млн. т каждая на плавучей платформе, пришвартованной к берегу.
Но помимо технологии сжижения и криогенных теплообменников российские компании вынуждены закупать за рубежом и другое сопутствующее оборудование – турбины, компрессоры. Даже “Горская СПГ”, несмотря на относительно небольшую мощность единичной линии, пока вынуждена заказывать большую часть оборудования у иностранных компаний. В настоящее время в России проходит локализация производства турбин, позволяющих строить заводы по сжижению мощностью 0,2 млн. т/год.
Также для крупных производств приходится обращаться к иностранным компаниям при выборе так называемого ЕРС-подрядчика, который берет на себя весь цикл строительства – от проектирования до сдачи завода владельцу.
Перспективы. Еще в мае 2016 г. Минэнерго поставило задачу создать в России единый инжиниринговый центр. Спустя год стало известно, что договориться об объединении усилий “большой тройке” российских газовых компаний – “Газпрому”, «НОВАТЭКу» и “Роснефти” – так и не удалось. Развилка, перед которой оказалась отрасль, не из простых: с одной стороны, в условиях жесткой внешней конкуренции и в обстоятельствах, когда собственные технологии крупнотоннажного сжижения (а также производство сопутствующего оборудования) в России фактически отсутствуют, устраивать внутренние разборки кажется неразумным. Тут можно вспомнить и о санкциях, когда нельзя исключать, что в какой-то момент все три компании могут остаться без доступа к иностранным технологиям. С другой стороны, сложно представить объединение усилий и “национальный консенсус” у жестко конкурирующих компаний. По крайней мере, пока такого рода прецедентов в российской промышленности не было.
Хотя, возможно, существует и третий путь – это формирование крупнотоннажных производств из малотоннажных модулей. И здесь ключевой вопрос – уровень фактических затрат. Согласно исследованиям, проведенным в Энергетическом центре бизнес-школы “Сколково”, пока предварительные оценки таких проектов показывают их высокую конкурентоспособность. Но важно было бы увидеть, как это реализуется на практике. (southcity.pro/Химия Украины и мира)