9 декабря 2017 г. из порта “Сабетта” был отправлен первый танкер со сжиженным газом, произведенным на заводе “Ямал СПГ”1. Пуск первой из трех очередей предприятия общей мощностью 16,5 млн. т – несомненный успех, поскольку это первый СПГ-проект в России, в котором изначально контрольная доля принадлежала российским акционерам.
Завод СПГ на Сахалине, введенный в строй в 2009 г., сначала реализовывался усилиями Shell, Mitsui и Mitsubishi; в 2007 г. в проект вошел “Газпром” – к этому моменту завод уже активно строился, а экспортные поставки СПГ были законтрактованы более чем на 70%. “Ямал СПГ” – не единственный проект, который планировалось реализовать в России в последние 10 лет. Пустить новые мощности по сжижению газа рассчитывали также “Газпром” (третья очередь “Сахалина-2”, “Штокмановский СПГ”, “Балтийский СПГ”, “Владивосток-СПГ”), “Роснефть” (“Дальневосточный СПГ”) и группа “Аллтек” (“Печора СПГ”). Однако проекты “Газпрома”, “Роснефти” и “Аллтека” так и остались на бумаге и тому есть несколько причин.
В первую очередь, сохранение ограничений на экспорт СПГ, который был частично либерализован в 2013 г.: право на него получили госкомпании, работающие на шельфе, а также компании, у которых в лицензиях на месторождения к 1 января 2013 г. было зафиксировано строительство СПГ-завода или отправка добываемого газа на сжижение. Помимо “Газпрома”, этим критериям соответствовали “Новатэк” и “Роснефть”, однако за их рамками осталась группа “Аллтек”, еще с 2009 г. планировавшая возвести в Ненецком автономном округе СПГ-завод мощностью 4 млн. т на базе Кумжинского и Коровинского месторождений. Чтобы получить право на экспорт, в мае 2014 г. “Аллтек” заключил с “Роснефтью” рамочное соглашение о создании совместного предприятия (СП). Тогда же в Госдуму был внесен законопроект, сдвигавший на 1 июля 2014 г. дату, по состоянию на которую в лицензиях на месторождения компаний должно было быть зафиксировано строительство СПГ-завода – это открывало “Печоре СПГ” доступ на зарубежные рынки. Однако документ получил негативные отзывы со стороны Минэкономразвития, Минэнерго и Минфина и поэтому не был принят.
К торможению СПГ-проектов привели и санкции. Так, в августе 2015 г. Бюро промышленности и безопасности Минторга США наложило запрет на поставку оборудования для Южно-Киринского месторождения проекта “Сахалин-3”, которое должно было стать ресурсной базой либо для третьей очереди СПГ-завода “Сахалина-2”, либо для проекта “Владивосток СПГ”. Приступить к освоению этого месторождения невозможно без использования подводных добычных комплексов, которые производят норвежская Aker и американские Cameron, GE Subsea и FMC Technologies. Под санкции попал и “Газпромбанк”, который должен был получить до 49% в компаниях – операторах проектов “Балтийский СПГ” и “Владивосток-СПГ”, чтобы привлекать для них средства иностранных банков. Санкции частично ограничили и возможности “Новатэка” по поиску западного финансирования для “Ямала СПГ”: ключевыми партнерами здесь стали Экспортно-импортный банк Китая и Банк развития Китая, которые в апреле 2016 г. предоставили проекту кредиты на 9,3 млрд. евро и 9,8 млрд. юаней (в сумме около $12 млрд. Еще одним неблагоприятным фактором стала высокая напряженность инвестиционной программы “Газпрома”, приоритетом которой пока остаются трубопроводные проекты (“Северный поток-2”, “Сила Сибири” и “Турецкий поток”). До их завершения проект третьей очереди СПГ-завода “Сахалина-2” вряд ли получит приоритет.
На эти проблемы накладывается затоваренность мирового рынка сжиженного газа: по оценке Международного энергетического агентства, к 2022 г. глобальное производство СПГ вырастет до 650 млрд. куб. м/год в сравнении с 452 млрд. в 2016 г., тогда как спрос достигнет лишь 460 млрд. Такой дисбаланс не на руку производителям, которым будет сложнее сохранять рентабельность в условиях падающих цен: за 2014-2016 гг. среднегодовые спотовые цены на СПГ в Азии (TR NE LNG Spot) снизились с $13,9 до $5,7 за миллион британских тепловых единиц, а спотовые цены на природный газ на британском хабе NBP и американском Henry Hub, к которым привязана стоимость контрактов в Европе и США соответственно, упали с $8,4 до $4,7 и с $4,3 до $2,6 США (данные Thomson Reuters).
Правда, эти риски не отпугивают российские компании от новых проектов. В частности, “Новатэк” запланировал строительство СПГ-завода мощностью 18 млн. т на соседнем с “Ямалом” полуострове Гыдан (“Арктик СПГ-2”), “Газпром” же рассчитывает построить третью очередь СПГ-завода “Сахалина-2” и довести до конца проекты “Балтийский СПГ” и “Владивосток СПГ”, пусть даже переведя последний в категорию среднетоннажных. В силе остаются и проекты “Роснефти”, в том числе “Дальневосточный СПГ”, от которого компания официально еще не отказалась. Время покажет, уготовлена ли этим планам лучшая судьба, чем большинству проектов последнего десятилетия.
“Ямал СПГ”. Проект завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) мощностью 16,5 млн. т, ресурсной базой которого станет Южно-Тамбейское месторождение полуострова Ямал с запасами 927 млрд. куб. м по классификации PRMS (по состоянию на 31.12.2013). Оператор проекта – компания “Ямал СПГ”, ее акционерами являются “Новатэк” (с долей 50,1%), Total (20%), CNPC (20%) и китайский Фонд шелкового пути (9,9%). Стоимость – $26,9 млрд.
Предыстория проекта. “Новатэк” выкупил 51% “Ямал СПГ” в 2009 г. В 2011 г. компания довела свою долю до 100%, чтобы вскоре продать 20%-ную долю французской Total. В 2013 г. в проект вошла китайская CNPC, приобретя 20%, а в 2015 г. – Фонд шелкового пути (9,9%).
Финансирование проекта. Окончательное инвестиционное решение по проекту совет директоров “Ямала СПГ” принял в декабре 2013 г.: необходимые капиталовложения были оценены тогда в $26,9 млрд.. В 2010 г. “Новатэк” и “Газпром” заключили агентское соглашение, по которому “Газпром экспорт” за комиссию должен был “проводить” газ через границу, при том, что его собственником должен был оставаться оператор проекта. Однако к концу 2012 г. ни одного контракта на поставку газа с “Ямала СПГ” “Газпром экспорт” не заключил; в результате у акционеров проекта не было возможности использовать эти контракты в качестве залога под получение банковских средств. В 2013 г. экспорт сжиженного газа был частично либерализован: право поставлять СПГ за рубеж получили государственные компании, ведущие добычу на шельфе, а также компании, у которых по состоянию на 1 января 2013 г. в лицензиях на месторождения было предусмотрено строительство СПГ-завода или отправка добываемого газа на сжижение. Помимо “Газпрома” этим критериям соответствовали “Роснефть” и “Новатэк”.
В результате в ноябре 2013 г. “Ямал СПГ” заключила контракт с испанской Gas Natural Fenosa (GNF) на ежегодную поставку 2,5 млн. т СПГ в течение 25 лет. Вслед за этим последовали соглашения с Total (4 млн. т), китайской PetroChina (“дочкой” CNPC, 3 млн. т), а также трейдерами “Новатэка” и “Газпрома” – Novatek Gas & Power (2,9 млн. т) и Gazprom Marketing & Trading Singapore (3 млн. т). К марту 2016 г. по долгосрочным соглашениям было законтрактовано 96% сжиженного газа, который будет производиться на заводе. В 2014 г. “Новатэк” попал под санкции. Поэтому ключевую роль в финансировании проекта сыграли российские и китайские госбанки. В апреле 2016 г. “Ямал СПГ” заключил кредитное соглашение со “Сбербанком” и “Газпромбанком” на 3,6 млрд. евро сроком на 15 лет. Тогда же была достигнута договоренность с Экспортно-импортным банком Китая и Банком развития Китая о предоставлении кредитов на 9,3 млрд. евро и 9,8 млрд. юаней (в сумме около $12 млрд.). Небольшую долю в финансировании составили кредиты от европейских и японских банков. В декабре 2016 г. “Ямал СПГ” подписал соглашение с японским JBIC о займе на 200 млн. евро, а также с итальянским Intesa Sanpaolo о займах на 750 млн. под страховое покрытие SACE и COFACE – итальянского и французского экспортно-кредитных агентств. Наконец, в июне 2017 г. “Ямал СПГ” привлек еще один кредит от европейских банков (в том числе Raiffeisen Bank International AG и Intesa Sanpaolo) на 425 млн. евро под страховое покрытие экспортно-кредитных агентств Швеции (EKN) и Германии (Euler Hermes).
Льготы для проекта. Правительство предоставило проекту несколько налоговых и таможенных льгот. В течение 12 лет с начала добычи на Южно-Тамбейском месторождении будет действовать нулевая ставка НДПИ на газ и налога на имущество (при условии добычи не более 250 млрд. куб. м), а также сниженная ставка налога на прибыль (с 18% до 13,5%). К числу льгот также относятся нулевые пошлины на экспорт СПГ и освобождение от НДС при покупке оборудования, не имеющего аналогов в России.
Транспортировка СПГ. Один из ключевых рисков проекта – перевозка СПГ по Северному морскому пути. Круглогодичная транспортировка из порта Сабетта будет возможна только в западном направлении, в то время как в восточном – лишь с июля по декабрь. Для перевозки будут использоваться танкеры арктического класса Arc 7, рассчитанные на температуру до минус 50 градусов по Цельсию и прохождение льдов толщиной более 2,1 м без сопровождения ледоколов. В общей сложности будет задействовано 15 танкеров – все они будут сооружены на корейской верфи Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME). Первый такой танкер, “Кристоф де Маржери” (названный в честь президента Total, погибшего в авиакатастрофе во Внуково в 2014 г.), в зимнюю навигацию 2016-2017 гг. успешно прошел ледовые испытания, а в минувшем августе провел первый рейс, доставив СПГ из Норвегии в Южную Корею за 17 дней.
В летнюю навигацию арктические СПГ-танкеры будут доставлять СПГ потребителям напрямую, а в зимнюю они будут заходить в терминал Зебрюгге, где бельгийская компания Flyxus (Yamal Trade, 100%-ная “дочка” “Ямал СПГ” заключила с ней контракт на 20 лет) будет оказывать услуги по перевалке СПГ на танкеры конвенционного типа для доставки потребителям в Азии через Суэцкий канал. Согласно оценкам “Ямал СПГ”, доставка СПГ в азиатские страны через восточное направление будет занимать в 2 раза меньше времени, чем через западное. Однако в полной мере реализовать это преимущество будет невозможно до тех пор, пока “Атомфлот” не введет в строй универсальные атомные ледоколы мощностью 60 МВт – “Арктика”, “Сибирь” и “Урал”; их сдача намечена на 2019, 2020 и 2021 гг.
Сроки пуска СПГ-завода. Пуск первой очереди “Ямала СПГ” мощностью 5,5 млн. т состоялся в декабре 2017 г. Ввод в строй второй очереди намечен на III квартал 2018 г., третьей – на I квартал 2019 г. В начале октября “Новатэк” анонсировал планы по вводу четвертой линии завода мощностью до 1 млн. т. Ее проектирование уже завершила НИПИгазопереработка, принадлежащая “Сибуру”. Ввод в эксплуатацию намечен на IV квартал 2019 г.
Перспективы проекта. Конечный успех “Ямала СПГ” будет зависеть от его рентабельности для инвесторов. В силу низкой себестоимости добычи на Южно-Тамбейском месторождении проект в значительной мере защищен от рисков падения цен на СПГ, тем более, что некоторые из экспортных контрактов (в частности, с китайской CNPC) привязаны к нефтяному индексу JCC (Japanese Crude Cocktail), одному из самых дорогих в мире. В силу законтрактованности почти всего сжиженного газа проект защищен и от риска перепроизводства на мировом рынке. Впрочем, уже сам факт пуска завода на Ямале в некоторой степени можно считать успехом: среди российских СПГ-проектов, заявленных в последние 10 лет, это единственный, что был доведен до конца.
“Сахалин-2”. Завод по производству СПГ проектной мощностью 9,6 млн. т на ресурсной базе Лунского месторождения острова Сахалин. Оператор проекта – компания Sakhalin Energy, совладельцами которой являются “Газпром” (50% плюс одна акция), Shell (27,5% минус одна акция), Mitsui (12,5%) и Mitsubishi (10%).
Предыстория проекта. Компания Sakhalin Energy была создана в 1994 г. для освоения Пильтун-Астохского и Лунского месторождений с общими запасами 182,4 млн. т нефти и 633,6 млрд. куб. м газа в рамках проекта “Сахалин-2”, реализуемого в соответствии с соглашением о разделе продукции (СРП). Режим СРП наделяет оператора правом на поиск, разведку и добычу нефти и газа. Помимо инвестиций в освоение месторождений оператор обязан вносить плату за геологическую информацию о недрах, разовые и регулярные платежи за пользование недрами (ренталс), а также уплачивать страховые взносы и налог на прибыль. Получив компенсацию расходов на освоение месторождения, оператор делит прибыльную продукцию с государством или платит ему денежный эквивалент. На условиях СРП также реализуется проект “Сахалин-1” (оператор – “Эксон Нефтегаз Лимитед”) и осваивается Харьягинское нефтяное месторождение (оператор – “Зарубежнефть-добыча Харьяга”). До 2007 г. основным акционером Sakhalin Energy была Shell, которой принадлежало 55%, на долю же Mitsui и Mitsubishi приходилось 25% и 20% соответственно. В декабре 2006 г. участники проекта согласились продать половину своих акций “Газпрому” за $7,45 млрд., сделка была закрыта четыре месяца спустя. Продаже предшествовал ряд экологических претензий со стороны регуляторов. Так, Росприроднадзор пригрозил через суд расторгнуть СРП, обвинив Sakhalin Energy в несоблюдении экологического законодательства. В свою очередь Федеральное агентство по водным ресурсам приостановило действие 12 из 19 лицензий на водопользование компании “Старстрой”, являвшейся генеральным подрядчиком строительства трубопровода, предназначенного для транспортировки газа с Лунского месторождения на севере острова до СПГ-завода, расположенного на юге. После сделки эти лицензии были восстановлены.
Претензии регуляторов снизили стоимость контрольного пакета Sakhalin Energy – накануне сделки эксперты оценивали его в $8-10 млрд. Этот же фактор стал одной из причин задержки ввода СПГ-завода в эксплуатацию: его планировалось пустить в строй в сентябре 2008 г., однако эксплуатация началась лишь в феврале 2009 г., а первый газовоз прибыл в Японию в апреле. В результате Sakhalin Energy столкнулась с риском невыполнения обязательств перед клиентами. К февралю 2007 г. компания законтрактовала 98% СПГ. Помимо Shell Eastern Trading, заключившей соглашение на покупку 1,6 млн. т СПГ в год, его крупнейшими потребителями стали корейская Kogas (1,5 млн. т), а также японские Tokyo Electric Power (1,5 млн. т), Tokyo Gas (1,1 млн. т), Kyushu Electric (0,5 млн. т), Toho Gas (0,3 млн. т), Hiroshima Gas (0,2 млн. т) и Osaka Gas (0,2 млн. т), а срок действия большинства договоров составил от 20 до 24 лет. Чтобы не допустить срыва поставок, Sakhalin Energy была вынуждена приобретать СПГ на стороне и из-за разницы между законтрактованной ценой и стоимостью покупки СПГ на рынке потери компании составили $1,24 млрд.
Проект третьей линии СПГ-завода. Фактическая мощность завода оказалась выше проектной: в 2016 г. на двух технологических линиях было произведено 10,93 млн. т СПГ, которые затем были экспортированы в Японию (67,4% объема поставок), Южную Корею (17,1%), Китай (3%) и на Тайвань (12,5%). Участники проекта уже много лет обсуждают строительство третьей очереди, однако инвестиционное решение по ней пока не принято. Одна из причин – неопределенность ресурсной базы: газ для проекта планировалось поставлять с Южно-Киринского месторождения “Газпрома”, осваивать которое невозможно без закупки оборудования для подводной добычи у норвежской Aker и американских Cameron, GE Subsea и FMC Technologies. Однако поставки такого оборудования в августе 2015 г. попали под санкции США. Сырьем для третьей линии может стать и газ проекта “Сахалин-1”, однако “Газпрому” долгое время не удавалось договориться с одним из его акционеров – “Роснефтью” – о цене поставок: “Роснефть” хотела продавать газ по экспортному нетбэку (экспортная цена минус пошлины и транспортные расходы), тогда как “Газпром” был готов покупать его лишь по тарифам ФСТ. В сентябре стороны все же пришли к консенсусу: “Газпром” согласился ежегодно поставлять 2,3 млрд. куб. м газа для “Восточной нефтехимической компании” “Роснефти, а “Роснефть” пообещала передавать “Газпрому” газ “Сахалина-1” для третьей линии СПГ-завода “Сахалина-2”. Однако даже при условии разрешения проблем с сырьем третья линия СПГ-завода будет введена в строй не раньше 2023 г. – такой срок “Газпром” указал в меморандуме к мартовскому выпуску еврооблигаций. Приоритетами для компании сейчас остаются газопроводы “Северный поток-2”, “Сила Сибири” и “Турецкий поток”. До их завершения реальных инвестиций в проект, который, по некоторым экспертным оценкам, обойдется “Газпрому” в $5-6 млрд., ждать вряд ли стоит.
“Арктик СПГ-2”. Проект завода по производству СПГ состоит из трех очередей общей мощностью до 18 млн. т. Ресурсной базой должно будет стать Утреннее месторождение с доказанными запасами 388,5 млрд. куб. м (согласно классификации SEC по состоянию на 31 декабря 2016 г.), расположенного на соседнем с Ямалом Гыданском полуострове. Лицензией на него владеет “дочка” “Новатэка” “Арктик СПГ-2”.
Технические аспекты проекта. Технико-экономическое обоснование (ТЭО) проекта будет представлено не раньше 2018 г. Согласно предварительной оценке “Новатэка”, за счет 30%-ного снижения средних капиталозатрат в сравнении с “Ямалом СПГ” его стоимость составит $19 млрд. В отличие от проекта “Ямал СПГ”, линии по сжижению газа будут расположены не на берегу, а в Карском море на гравитационных платформах; как и остальное оборудование они будут произведены на Кольской верфи в Мурманской области. Лицензия на технологию сжижения газа приобретена у немецкой Linde AG – об этом было объявлено в мае 2017 г. В целях реализации проекта Linde AG подписала с “Новатэком” и соглашение о стратегическом сотрудничестве, к которому также присоединились французская Technip и Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа (НИПИГАЗ).
Потенциальные участники и кредиторы. У проекта, возможно, будет тот же состав участников, что и у “Ямала СПГ”. Об интересе к “Арктик СПГ-2” со стороны китайской CNPC в августе 2016 г. сообщал начальник управления ее внешних связей Ли Юэцян. О желании участвовать в проекте в июле 2017 г. заявлял и президент Total Патрик Пуянне: правда, по его словам, компания пока не решила, будет ли она участвовать в нем напрямую или же опосредованно, через партнерство с “Новатэком”, в капитале которого Total принадлежит 19% . Проект может получить финансирование со стороны японского банка JBIC, ранее предоставившего “Ямалу СПГ” заем на $200 млн. – об этом в ноябре 2016 г. заявлял главный исполнительный директор JBIC Тадаси Маэда.
Риски проекта. Один из рисков проекта – растущая конкуренция на мировом рынке СПГ, под влиянием которого законтрактовать газ с “Арктик СПГ-2” будет непросто. Производство сжиженного газа на втором заводе “Новатэка” должно будет начаться в 2022 г.: по оценке Международного энергетического агентства, к этому моменту глобальное производство СПГ вырастет до 650 млрд. куб. м/год в сравнении с 452 млрд. в 2016 г., тогда как спрос достигнет лишь 460 млрд. В таких условиях у потребителей будет больше возможностей добиваться низких цен. Нельзя исключать и сложностей с привлечением внешнего финансирования: как и в случае с “Ямалом СПГ”, участникам проекта придется рассчитывать в первую очередь на средства азиатских банков. Впрочем, более детально перспективы проекта будут ясны только после пуска “Ямал СПГ”: от его рентабельности во многом зависит окончательное инвестиционное решение по “Арктик СПГ-2”.
“Штокмановский СПГ”. Проект завода по производству СПГ мощностью 7,5 млн. т на ресурсной базе Штокмановского месторождения шельфа Баренцева моря с запасами 38 трлн. куб. м газа. Оператором проекта должна была стать компания Shtokman Development AG, в которой 51% принадлежал “Газпрому”, 25% – французской Total, 24% – норвежской StatoilHydro.
Предыстория и перспективы. Shtokman Development AG была создана в 2008 г. в качестве сервисной компании, которая должна была построить добывающие платформы и СПГ-завод. Владеть ими она должна была в течение 25 лет, получая от “Газпрома” плату за услуги по добыче и переработке. По истечении этого срока свои доли в ней Total и StatoilHydro должны были продать “Газпрому”, который с самого начала проекта должен был заниматься маркетингом газа. Принять окончательное инвестиционное решение первоначально планировалось в 2009 г., начать добычу газа (23,7 млрд. куб. м/год) – в 2013 г., а пустить в строй завод СПГ – в 2014 г. Эти работы оценивались $15 млрд. Однако из-за глобального кризиса и падения цен на нефть акционеры проекта были вынуждены пересмотреть эти планы: в 2010 г. срок начала добычи был перенесен на 2016 г., ввода в эксплуатацию СПГ-завода – на 2017 г. Затянулся и поиск партнеров для экспортных контрактов – заключить их “Газпром экспорт” планировал до конца 2009 г. Однако потенциальные покупатели нашлись лишь в 2011 г.: ими стали индийские Petronet LNG, GSPC и GAIL, с которыми GM&T, трейдинговая “дочка” “Газпрома”, подписала меморандумы о взаимопонимании.
Без трудностей не обошлось и при обсуждении технологических аспектов проекта. Первоначально добываемый газ планировалось поровну делить между трубопроводными поставками и поставками для сжижения. Однако в 2012 г. “Газпром” предложил сжижать почти 100% добываемого газа, за исключением 1,7 млрд. куб. м, которые должны были идти на газоснабжение Мурманской области – с этой схемой была согласна StatoilHydro, Total же считала, что это предложение требует обсуждения. Другим негативным фактором стало удорожание проекта: к 2012 г. он оценивался уже в $30 млрд. Наконец, из-за сланцевой революции проект лишился потенциального рынка сбыта: за 2009-2013 гг. США сократили импорт СПГ в 4,7 раза: с 452 млн. до 96,9 млн. куб. футов в год. Как следствие, инвестиционное решение по проекту так и не было принято и “Газпром” был вынужден от него на неопределенное время отказаться. В мае 2013 г. компания признала, что Штокман будет осваиваться уже будущими поколениями. Три месяца спустя “Газпром” отменил тендер на проектирование СПГ-завода. За год до этого истекло акционерное соглашение по Shtokman Development AG: StatoilHydro вышла из него, зафиксировав убыток в $335 млн., потери же Total составили $350 млн.
“Дальневосточный СПГ”. Проект завода по производству СПГ мощностью 5 млн. т/год с возможностью расширения до 10 млн. т. Его ресурсной базой должны будут стать месторождения проекта “Сахалин-1” – Чайво, Одопту и Аркутун-Даги с запасами 307 млн. т нефти и 485 млрд. куб. м газа, которые разрабатываются консорциумом “Эксон Нефтегаз Лимитед” (по 30% – у ExxonMobil и японской Sodeco, по 20% – у “Роснефти” и индийской ONGC).
Предыстория и перспективы. “Дальневосточный СПГ” – совместный проект “Роснефти” и ExxonMobil. Работа над ним ведется с февраля 2013 г., когда компании заключили меморандум о взаимопонимании, в котором закрепили намерение оценить целесообразность строительства СПГ-завода на российском Дальнем Востоке. Площадкой для завода должен будет стать либо поселок Ильинское на юге Сахалина, либо порт Де-Кастри в Хабаровском крае. Окончательный выбор зависит от решения проблем с инфраструктурой для транспортировки газа с севера острова. С 2013 г. “Роснефть” пыталась получить доступ к Транссахалинской трубопроводной системе, которая была возведена акционерами проекта “Сахалин-2” для поставок газа на первый в России СПГ-завод мощностью 9,6 млн. т. В 2015 г. Федеральный арбитражный суд Дальневосточного округа обязал Sakhalin Energy предоставить “Роснефти” доступ к свободным мощностям трубопровода, однако они составляют не более 2 млрд. куб. м/год, в то время как “Роснефть” рассчитывала на возможность транспортировки до 8 млрд. куб. м. Выходом могло бы стать строительство второй ветки газопровода – для “Роснефти” это будет дешевле постройки собственного газопровода с нуля. Однако на это требуется согласие акционеров Sakhalin Energy и в первую очередь “Газпрома”. С учетом затрат на расширение Транссахалинской трубопроводной системы “Роснефть” оценивала проект “Дальневосточный СПГ” в $12 млрд., а без них – в $8 млрд. Эти инвестиции могут остаться на бумаге, если будет подтверждена предварительная договоренность “Роснефти” и “Газпрома” об обмене газом на Дальнем Востоке – газа “Сахалина-1” и для третьей очереди СПГ-завода “Сахалина-2”, и для завода “Роснефти” и ExxonMobil не хватит. Официально “Роснефть” от проекта пока что не отказалась. О сохранении интереса к нему в сентябре сообщил Стивен Батт, президент “Эксон Нефтегаз Лимитед”, компании-оператора проекта “Сахалин-1”, в состав которой может быть включен “Дальневосточный СПГ” во избежание влияния санкций.
“Печора СПГ”. Проект завода по производству СПГ мощностью 4 млн. т на ресурсной базе Кумжинского и Коровинского месторождений Ненецкого автономного округа с общими запасами 165 млрд. куб. м газа по категории АВС1+С2. Оператор проекта – совместное предприятие “Роснефти” и группы “Аллтек”, созданное в 2015 г.
Предыстория и перспективы. Проект “Печора СПГ” впервые был анонсирован в декабре 2009 г. компанией “СН-Нефтегаз” (в июле 2010 г. она была переименована в ООО “Печора СПГ”), входящей в группу “Аллтек”. В 2010 г. было принято окончательное решение о реализации проекта: площадкой для него должен был стать поселок Индига в незамерзающей части побережья Баренцева моря в 230 км от Нарьян-Мара. Начать строительство планировалось в 2011 г., пустить завод в строй – не позже 2015 г. Инвестиции в проект оценивались в $6 млрд., из которых $3,5 млрд. должны были пойти на строительство завода, $1,5 млрд. – на добычу, еще $1 млрд. – на транспортную инфраструктуру. Расширить ресурсную базу проекта “Аллтек” рассчитывал за счет покупки лицензий на освоение Вайнейвисского и Лаявожского месторождений, находившихся тогда в нераспределенном фонде недр – в этом случае мощность СПГ-завода можно было увеличить до 8 млн. т. Однако по сей день проект так и остается на бумаге. Ключевая причина – отсутствие у его оператора прав на экспорт СПГ, которым, согласно действующему законодательству, обладают госкомпании, работающие на шельфе, а также компании, в лицензиях на месторождения которых по состоянию на 1 января 2013 г. было предусмотрено строительство завода СПГ или направление добываемого газа на сжижение. Помимо “Газпрома” этим критериям соответствуют только “Роснефть” и “Новатэк”.
Чтобы получить право на экспорт, “Аллтек” пошла на организацию совместного предприятия с “Роснефтью”. Рамочное соглашение о его создании было подписано 23 мая 2014 г., а уже 27 мая первый зампред комитета ГД по природным ресурсам Валерий Язев внес на рассмотрение законопроект, который позволял экспортировать СПГ компаниям, в лицензиях на месторождения которых строительство завода СПГ было предусмотрено по состоянию не на 1 января 2013 г., а на 1 июля 2014 г., что открыло бы “Печоре-СПГ” доступ на зарубежные рынки. Однако документ получил негативные отзывы Минэнерго, Минэкономразвития и Минфина и поэтому принят не был. Участникам проекта не удалось получить и лицензии на Вайнейвисское и Лаявожское месторождения – аукцион на их покупку в июне 2016 г. выиграл “Газпром”, предложив за них 23,3 млрд. руб. при стартовом платеже в 8 млрд. В этой связи “Роснефть” стала рассматривать возможность строительства вместо завода СПГ газохимического комплекса по производству 6,9 млн. т метанола или 4,3 млн. т метанола и 3,3 млн. т карбамида. Впрочем, проект СПГ-завода окончательно не положен под сукно: в июне о поиске для него стратегического инвестора заявляла вице-президент “Роснефти” Влада Русакова. Возможно, им станет BP: в июле на Всемирном нефтяном конгрессе в Стамбуле об интересе к участию в нем заявил Роберт Дадли. В случае покупки доли в проекте BP застолбит его на будущее.
“Балтийский СПГ”. Проект завода по производству СПГ мощностью 10 млн. т с возможностью расширения до 15 млн. т, который будет расположен в порту Усть-Луга Ленинградской области. Оператором проекта должно будет стать СП “Газпрома” и Shell – о его создании компании договорились в июне 2017 г. Роль ресурсной базы будут выполнять не конкретные месторождения, а поставки из единой системы газоснабжения (ЕСГ) “Газпрома”.
Предыстория и перспективы проекта. Построить завод по сжижению газа на Балтике монополия планировала больше 10 лет назад. В 2005 г. “Газпром” и “Совкомфлот” создали совместное предприятие Baltic LNG с долевым участием в 80% и 20%, которое получило в пользование 270 га земли под строительство в Приморске (Ленинградская обл.) завода мощностью 7 млн. т СПГ для поставок в США и Канаду. Однако в 2007 г. проект был признан нерентабельным – “Газпром” от него отказался в пользу “Штокмановского СПГ”, который, правда, в 2013 г. был свернут. В 2011 г. Baltic LNG выкупил “Сибур” с целью построить газохимический комплекс. Однако и этот проект так и остался на бумаге, в результате предприятие Baltic LNG было ликвидировано.
В июне 2013 г. “Газпром” реанимировал проект, заключив с Ленинградской областью меморандум о взаимопонимании и сотрудничестве при строительстве завода СПГ. В качестве места размещения будущего завода рассматривались две площадки в Выборгском районе и одна в Кингисеппском. В апреле 2015 г. при принятии окончательного инвестиционного решения выбор пал на порт Усть-Луга; стоимость проекта была оценена в $10 млрд. Партнером “Газпрома” стала Shell. В июне 2016 г. компании подписали меморандум о взаимопонимании по проекту, а в минувшем августе договорились о совместном проведении технико-экономического исследования (ТЭО). К участию в проекте “Газпром” хотел привлечь “Газпромбанк”: в марте 2014 г. стороны заключили соглашение, по которому банк должен был получить менее 50% в проектной компании, чтобы привлечь средства от российских и зарубежных финансовых институтов. Однако в январе 2016 г. совет директоров “Газпрома” исключил из договора условия участия “Газпромбанка” в проектной компании, оставив за ним лишь роль финансового консультанта. Причиной стали международные санкции против “Газпромбанка”, осложнившие выход на зарубежные рынки.
Интерес к проекту проявляли также японские Itochu Corporation и Mitsui & Co., Ltd: в июне на Санкт-Петербургском международном экономическом форуме Алексей Миллер провел встречу с их представителями, однако о конкретных результатах переговоров не сообщалось. На момент возобновления проекта его планировалось завершить в 2018 г. Однако с 2013 г. сроки пуска завода несколько раз переносились: ввод в эксплуатацию теперь ожидается в 2022-2023 гг., как следует из мартовского меморандума к выпуску еврооблигаций.
Но и этот срок может быть сдвинут. Причина – не только высокая напряженность инвестпрограммы “Газпрома”, приоритетом которой пока остаются трубопроводные проекты (“Северный поток-2”, “Сила Сибири”, “Турецкий поток”), но и риски “Балтийского СПГ”. К числу последних относится и затоваренность европейского рынка, на который ориентирован проект, и его логистическая сложность: в силу узости датских проливов, соединяющих порты Балтийского моря с портами мирового океана, “Газпрому” для перевозки СПГ придется использовать небольшие газовозы, что может привести к удорожанию проекта. В этой связи “Балтийский СПГ” вряд ли будет пущен в эксплуатацию раньше, чем третья очередь СПГ-завода “Сахалина-2”.
Малотоннажные СПГ-проекты. В последнее время российские компании стали проявлять интерес к строительству малотоннажных СПГ-заводов (годовой мощностью до 1 млн. т по классификации Международного газового союза). Конечные потребители СПГ, произведенного на таких заводах, используют его преимущественно в жидком, а не регазифицированном виде. За рубежом к их числу относятся судоходные компании, а также предприятия малой электрогенерации и наземного транспорта. Развитию глобального рынка малотоннажного СПГ в первую очередь способствует ужесточение экологического регулирования на морском транспорте. Так, с 2015 г. право на перевозку грузов в Балтийском и Северном морях имеют лишь те суда, в топливе которых доля серы не превышает 0,1% – ранее предельно допустимым был уровень в 1%. В ближайшие годы подобное ужесточение произойдет и в других акваториях мира: к 2020 г. предельный уровень содержания серы в топливе судов, допускаемый Международной морской организацией, снизится с нынешних 3,5% до 0,5%. Это заставит морских перевозчиков искать замену мазуту, одной из альтернатив которому является сжиженный газ.
В России к числу малотоннажных проектов относится, в частности, “Владивосток СПГ” “Газпрома”. О планах возвести завод СПГ в бухте Перевозная Хасанского района Приморского края компания заявила в 2013 г. Первоначально планировалось, что его мощность достигнет 10 млн. т (с возможностью расширения до 15 млн.), а ресурсной базой станет либо Чаяндинское месторождение Якутии (с запасами 1,4 трлн. куб. м газа), либо группа месторождений проекта “Сахалин-3” – Южно-Киринское (с запасами 711,2 млрд. куб. м), Киринское (162,5 млрд. куб. м) и Мынгинское (19,8 млрд. куб. м). В проекте должен был принять участие “Газпромбанк”: как и в случае с “Балтийским СПГ”, банк должен был получить до 49% в компании-операторе, чтобы привлечь финансирование российских и зарубежных финансовых институтов. Еще одним участником мог стать японский концерн Japan Far East Gas Co. в составе Itochu, Japex, Marubeni, Inpex и Cieco – в июне 2013 г. “Газпром” заключил с ним меморандум о взаимопонимании.
Однако эти планы не воплотились в жизнь. Чаяндинское месторождение стало ресурсной базой для экспорта газа в Китай по трубопроводу “Сила Сибири”, поставки по которому начнутся в декабре 2019 г. На Южно-Киринском месторождении в результате доразведки были найдены большие запасы нефти; поскольку при добыче сначала извлекается нефть и лишь затем газ, сроки вывода месторождения на пиковую добычу в 16 млрд. куб. м газа были перенесены с 2020 г. на 2023-2024 гг. А в 2015 г. Южно-Киринское попало под секторальные санкции США: компаниям – производителям оборудования для подводной добычи было запрещено поставлять его оператору месторождения. Под санкции попал и “Газпромбанк”, из-за чего в проекте он остался лишь в качестве финансового консультанта. В силу этого в 2015 г. “Газпром” был вынужден исключить проект стоимостью $12 млрд. из списка приоритетных.
“Владивосток СПГ” был реанимирован, правда, уже в ином формате: “Газпром” планирует переориентировать его под поставку топлива для бункеровки – об этом Алексей Миллер сообщил в конце июня. Для российского Дальнего Востока это будет первый подобный проект, тогда как на северо-западе СПГ для заправки судов производят несколько предприятий. Речь, в частности, идет о заводах в Кингисеппе (мощностью в 10 тыс. т/год) и Пскове (23 тыс. т), которые были введены в строй в 2008 г. и 2013 г. компанией “Криогаз”, подконтрольной “Газпромбанку”. Эта же компания ведет строительство заводов в Петрозаводске (100 тыс. т), Калининграде (150 тыс.) и порту Высоцк Ленинградской области (660 тыс. т). В минувшем июле 51%-ную долю в проекте в Высоцке выкупил “Новатэк”. Еще один проект принадлежит компании “СПГ-Горская”, строящей в Санкт-Петербурге завод мощностью 1,26 млн. т для бункеровки судов, находящихся в Финском заливе. (nangs.org/Химия Украины и мира)