CC BY
162АРКТИЧЕСКИЕ ГОРИЗОНТЫ РОССИЙСКОГО СПГ
УДК 339.13:665.725
А.Ю. Климентьев, Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО (Москва, РФ),
T_diamonds@mail.ru
И.Г. Родичкин, Центр энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО, Rodichkinigor@hotmaii.com Е.В. Богданов, АО «НовоХим» Корпорация «Энергия» (Москва, РФ), egorbogd@gmail.com
Арктическая зона Российской Федерации неожиданно для многих становится мировым центром производства сжиженного природного газа. Запуск в эксплуатацию проекта «Ямал СПГ» не только увеличил производство сжиженного природного газа в России, но и позволил по результатам 2018 г. нарастить совокупную долю России на европейском рынке газа. По итогам февраля 2019 г. Россия стала крупнейшим поставщиком сжиженного природного газа в Европу. Созданная инфраструктура для «Ямал СПГ» обладает достаточными резервами для увеличения производства. Четвертая линия «Ямал СПГ» и новый заявленный проект «Обский СПГ» за счет реализации на условиях brownfield имеют низкие предельные долгосрочные и краткосрочные затраты.
Компания «НОВАТЭК» не только стала пионером в производстве сжиженного природного газа в Арктике, но и первой в стране начала строительство среднетоннажной линии с применением российской технологии «Арктический каскад».
Рост конкуренции на мировом рынке сжиженного природного газа требует снижения издержек по всей цепочке стоимости. В результате логистические цепочки поставки усложняются и включают в себя перевалку газа с газовозов арктического класса на конвенциональные газовозы. С 2023 г. для перевалки планируется использование терминалов сжиженного природного газа в Мурманске и на Камчатке, которые могут в перспективе выполнять роль региональных газовых хабов.
Разнообразная ресурсная база служит основой для осуществления проектов различной производительности - от малотоннажных до проектов мирового класса. Сжиженный природный газ - наиболее экологически чистый вид топлива. Его применение для снабжения промышленных проектов и для бункеровки позволяет реализовать сценарий устойчивого развития Арктики и обеспечить соответствие мировым экологическим и климатическим вызовам в период до 2050 г.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: АРКТИКА, ТЕРМИНАЛ СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА, ЭКСПОРТ ГАЗА, ЛОГИСТИКА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА, ГАЗОВЫЙ ХАБ.
РОССИЙСКИЙ СПГ - ХОЛОДНЫЙ ГАЗ С СЕВЕРА
Общая оценка потенциала производства сжиженного природного газа (СПГ) в России, по оценке Министра энергетики РФ [1], составляет 40-80 млн т, что вместе с заявленными проектами дает общий возможный объем его производства в России в 123-163 млн т в год.
Достижение таких объемов возможно в первую очередь за счет крупнотоннажных проектов в Арктике.
В Арктике СПГ-производство обеспечивает чистой энергией мировую экономику, и будет
вполне логичным, что СПГ будет широко использоваться в Арктике для обеспечения топливом флота, промышленных проектов и населенных пунктов Арктической зоны РФ.
Несмотря на реализацию проектов СПГ мирового класса, в Арктике имеется разнообразная ресурсная база для мало- и среднетоннаж-ного СПГ [2, 3], и по мере развития инфраструктуры таких проектов должно стать больше.
В условиях ограниченной инфраструктуры и транспортной доступности в Арктике важным будет развитие следующих направлений:
- создание и совершенствование нормативного регулирования доступа к создаваемым СПГ-терминалам в Мурманской обл. и на Камчатке, в т. ч. и по причине существенных государственных инвестиций в терминалы;
- развитие сервисов по транспортировке и распределению малотоннажного СПГ для арктических при -брежных и островных территорий, включая БО-контейнеры, автомобильные цистерны,бункеровщики и малотоннажные газовозы;
- формализация и регулирование экспортных поставок СПГ. Наилучшим вариантом будет полная отмена монополии на экспорт
A.Yu. Klimentyev, Skolkovo Energy Centre (Moscow, Russian Federation), T_diamonds@mail.ru I.G. Rodichkin, Skolkovo Energy Centre, Rodichkinigor@hotmail.com
Ye.V. Bogdanov, NovoKhim JSC, Corporation Energy (Moscow, Russian Federation), egorbogd@gmail.com Arctic horizons of the Russian LNG
The Russian Arctic unexpectedly becomes the world LNG production center. Yamal LNG project not only increased LNG production in Russia but also allowed to boost the share of Russia on the European gas market. Russia became the largest LNG exporter to Europe in February 2019.
The Yamal LNG infrastructure has sufficient reserves and allows to build additional Yamal LNG T4 and even new three trains of new Obskiy LNG project. Brownfield conditions determine low short and long-term marginal cost of LNG. NOVATEK was not only a pioneer in LNG production in the Arctic, but also the first Russian company which launched the construction of a medium scale LNG line using Russian technology «Arctic cascade».
Increased competition on the global LNG market requires lower costs along the entire value chain. As a result, LNG supply chains are becoming more complex and include LNG transshipment from Arctic-class gas carriers to conventional gas carriers. Since 2023, LNG terminals in Murmansk and Kamchatka are planned to be used for LNG transshipment and can in the future serve as regional gas hubs.
A diverse resource base is the basis for the implementation of LNG projects of different productivity - from low-scale to large-scale (global).
LNG is the most environmentally friendly fossil fuel. The use of LNG for supplying industrial projects and for bunkering makes it possible to implement the scenario of sustainable development of the Arctic and to ensure compliance with global environmental and climatic challenges in the period up to 2050.
KEYWORDS: ARCTIC, LIQUEFIED NATURAL GAS TERMINAL, GAS EXPORT, LIQUEFIED NATURAL GAS LOGISTICS, GAS HUB.
СПГ. Так как подавляющий объем поставок будет от ПАО «НОВАТЭК», на месторождения которого не распространяется монополия экспорта [4], то сохранение монополии тормозит развитие мало- и сред-нетоннажных проектов.
С учетом международных процессов по линии Международной морской организации (International Maritime Organization - IMO, далее -IMO) по снижению экологических рисков при использовании флотского мазута в Арктике Россия может выступить с глобальной инициативой запрета на использование любых видов нефтяных топлив во всей Арктике для промышленности и транспорта с горизонтом внедрения к 2035-2040 гг.
Первым этапом этой инициативы должна стать разработка и реализация до 2025 г. концепции Green shipping, подразумевающей замену флотского мазута на СПГ в Арктике.
Для этого Россия может выступить глобальным поставщиком газа для судов, а в дальнейшем и для промышленности и наземного транспорта.
Всемирный фонд дикой природы (WWF) в России провел предва-
рительные оценки экологических и экономических преимуществ перевода судоходства и северного завоза на СПГ (возможно, в комбинации с безуглеродными источниками энергии) [5, 6].
Международное регулирование судовых топлив ужесточается. С 2020 г. вводится ограничение по сере, активно обсуждается запрет на использование мазута для судоходства. Любые изменения следует рассматривать не только с точки зрения ограничений, но и с точки зрения возможностей.
Действующие и планируемые СПГ-проекты и установленный в Указе Президента РФ «О нацио -нальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 г.» целевой показатель грузопотока по Северному морскому пути (СМП) в 80 млн т, возможный запрет 1М0 на использование мазута в Арктике являются возможностью и вызовом для модернизации старого национального арктического флота [7].
Российская Федерация может выступить с инициативой запрета нефтяных топлив в Арктической зоне, и это станет не только до-
полнительными доходами от продажи СПГ на внутреннем рынке, но и инструментом «мягкой силы» для контроля за судоходством в Арктике. В табл. 1 приведены основные характеристики СПГ отрасли.
РОССИЙСКИЕ СПГ-ПРОЕКТЫ В АРКТИКЕ
Арктическая зона за последние несколько лет вошла в перечень мировых центров производства СПГ Обширные запасы природного газа (ПГ) и опыт проекта «Ямал СПГ», который продемонстрировал технологическую реализуемость строительства и эксплуатации заводов СПГ мирового класса в Арктике, а также логистические решения по поставке СПГ по морям Северного Ледовитого океана в зимний и летний периоды, обеспечивают повышенное внимание к региону и вызывают интерес к реализации новых СПГ-проектов. На рис. 1 показаны действующий, в стадии строительства, проектируемые и другие возможные проекты СПГ Арктической зоны России. В табл. 2 даны основные параметры заводов СПГ в Российской Арктике.
Таблица 1. Карта СПГ-отрасли Арктической зоны РФ
Table 1. The map of the LNG-industry in the Arctic zone of the Russian Federation
Цены на газ и газовый хаб Gas and gas hub prices Регулирование цен на газ в Архангельске (зона ЕСГ), Норильске и на Чукотке. Условия и прозрачность цен на терминалах в Мурманске и на Камчатке для внутренних потребителей Gas prices regulation in Arkhangelsk (UGSS zone), Norilsk and on the Chukotka Peninsula. Conditions and price transparency on the terminals in Murmansk and on the Kamchatka Peninsula for domestic consumers
Производство СПГ LNG production Развитие всех сегментов от малотоннажного до крупнотоннажного производств. Расширение использования российских технологий и оборудования. Разработка низкоуглеродных технологий производства СПГ Development of all segments - from low-scale to large-scale production facilities. Expanding the application of Russian technologies and equipment. Development of low-carbon LNG production technologies
Перевозка СПГ LNG transmission Дефицит газовозов ледового класса. Создание малотоннажных газовозов и бункеровщиков ледового класса. Использование ISO контейнеров и автогазовозов Lack of ice grade gas carriers. Construction of low-scale ice grade gas carriers and bunker ships. Application of ISO containers and motor gas carriers
Терминалы Terminals Рост количества бункеровщиков. Появление новых терминалов всех сегментов от малотоннажных до крупнотоннажных, в т. ч. плавучих терминалов Growth of the number of bunker ships. Construction of new terminals of all segments - from low-scale to large-scale, including floating terminals
Рынок СПГ LNG market Развитие системы газоснабжения СПГ национальных потребителей. Стимулирование внутреннего рынка СПГ. Строительство арктического флота с газовыми битопливными двигателями Development of the system for LNG supply to national consumers. Domestic LNG market stimulation. Construction of the Arctic fleet with gas biofuel engines
Нормативное регулирование Normative regulation Формализация получения разрешения на экспорт СПГ. Разработка национальных правил доступа к объектам инфраструктуры (терминалы, газовозы). Введение правила доступа третьих лиц (ТРА) к объектам инфраструктуры, в т. ч. терминалам перевалки СПГ. Разработка правил толлинга мощностей по сжижению газа Formalization of obtaining the permit for LNG export. Development of national rules for access to infrastructure facilities (terminals, gas carriers). Introduction of the rules for third parties' access (TPA) to infrastructure facilities, including LNG transshipment terminals. Development of the rules for tolling of gas liquefaction capacities
Источник информации: Оценки авторов Information source: the authors' assessments
Общий объем производства СПГ в Российской Арктике и в регионах Крайнего Севера может превысить 60 млн т к 2030 г., что создаст усло -вия не только для наращивания экспорта, но и для использования СПГ в качестве бункерного топлива в арктических морях и снабжения локальных потребителей в Арктике (рис. 2).
ШТОКМАН
Штокмановский проект - один из самых первых проектов производства СПГ в России после начала производства СПГ на Сахалине.
В качестве сырьевой базы выступает Штокмановское месторождение, геологические запасы которого составляют 3,9 трлн м3 газа и около 56 млн т газового конденсата.
В момент разработки проекта предполагались существенные
капитальные затраты в размере около $ 47 млрд. Проект предполагал добычу около 70 млрд м3 в год (первая фаза - 23,7 млрд м3) и рассматривался в качестве сырьевой базы поставки газа в Европу через новый магистральный трубопровод Мурманск - Волохов и поставки СПГ в США и другие страны.
Проект был приостановлен в связи с низким потенциальным спросом на СПГ, прежде всего в США. В современных условиях рынок СПГ демонстрирует достаточно высокий оптимизм в долгосрочном периоде, и снова появляются сооб -щения о возможном возобновлении Штокмановского проекта [8]. С учетом меньших объемов производства и снижения цен на строительство СПГ-мощностей в Арктической зоне России, капитальные затраты на проект пересмотрены в сторону снижения и составляют около
$ 7,5 млрд в мощности по сжижению и до $ 10 млрд в добычу ПГ и строительство газопровода к побережью. За счет капиталоемкой добычной и транспортной части цена на газ для Штокмановского СПГ - одна из самых высоких в Арктике и достигает 4 тыс. руб./1000 м3. В табл. 3 приведены основные параметры проекта.
АРХАНГЕЛЬСК
Единственным местом в Российской Арктике, где возможны газоснабжение из Единой системы газоснабжения (ЕСГ) и поставки газа к побережью, является Архангельск. Поэтому, несмотря на достаточно высокую цену на сетевой газ, вполне зако -номерно появление СПГ-проектов в Архангельской обл. В период до 2019 г. было заявлено несколько проектов производства СПГ,
[орсаков Korsakov
ЗАВОДЫ СПГ LNG plants
Г Г| Название, мощность, тыс. т/год Name, capacity, thou, t/year
---Граница Арктической зоны
Arctic zone boundary
Действующий In operation
Проектируемый / В стадии развития
I Архангельский СПГ Arkhangelsk LNG 2 х 0,12 млн т 2x0,12 mint 0,15 млн т 0.15 mint
I Печора СПГ □ Обский СПГ
Pechora LNG Qbsk LNG
2 x 2,6 млн т 3x1,6 млн т
2x2.6 mint 3x1.6 mint
I Ямал СПГ Yamal LNG 3 x 5,5 млн т 3x5.5 mint 0,9 млн т 0.9 min t
J] Возможный Probable
«е Терминалы для бункеровки
I Арктик СПГ-2 Arctic WG-2 3 х 6,6 млн т 3x6.6 mint 2 х 6,6 млн т 2x6.6 mint
I Норильский СПГ Norilsk LNG 2млнт 2 mint
I Якутский СПГ Yakutsk LNG 0,5 млн т 0.5 mint 1,1 млнт 1.1 mint
□ Анадырь СПГ AnadyrLNG 0,0127 млнт 0.0127 mint 0,02 млнт 0.02 mint
Источник информации: Оценки авторов, аналитический обзор [5] Information source: the authors' assessments, analytical review [5]
Рис. 1. Схема размещения СПГ-заводов в Арктической зоне Fig. 1. The layout of LNG-plants in the Arctic zone
но только два проекта находятся в стадии подготовки к реализации.
Географическое положение Архангельской обл., размещение на ее территории крупных промышленных предприятий и важный статус логистического центра национального уровня для освоения Арктики, высокие цены на нефтяные виды топлива позволяют рассчитывать на большие перспективы использования СПГ в Архангельской обл. в качестве газомоторного и бункерного топлива, для автономной и распределенной генерации. Архангельские проекты производства СПГ счита-
ются первым регионом в Арктике, где СПГ может не только производиться, но и использоваться на внутреннем рынке.
Северная Двина СПГ
Проект реализуется Госкорпорацией «Ростех» [9], заявлен в 2019 г. и является комплексным проектом, включающим производство, распределение и объекты потребления СПГ:
- завод по сжижению ПГ с двумя линиями мощностью 120 тыс. т/год каждая;
- объекты распределенной генерации на СПГ в труднодоступ-
ных и изолированных территориях с установленной мощностью не менее 16 МВт;
- перевод на СПГ более 20 котельных;
- перевод на сжиженный и ком-примированный ПГ около 550 единиц общественного транспорта и спецтехники с созданием заправочной инфраструктуры;
- предусмотрена автономная газификация более 10 тыс. домо -владений, фермерских хозяйств, специальных объектов;
- создание соответствующей логистической системы для их своевременного обеспечения СПГ.
Примечание. Зеленым цветом обозначены действующие проекты, красным - приостановленные проекты, синим - проекты в стадии строительства, белым - предполагаемые проекты.
Note. Projects in operation are marked green, suspended projects - red, projects under construction - blue and probable projects - white. Источник информации: Оценки А. Климентьева Information source: Assessment by A. Klimentyev
Таблица 2. Перечень российских арктических проектов СПГ Table 2. List of Russian Arctic LNG-projects
Цикл сжижения Liquefaction cycle Проект(Владелец) Место реализации Project (Owner) Location Год начала производства Year of commissioning Производительность, тыс. т/год Production rate, thou.t/year Статус проекта Project status
н/д n/a «Штокман СПГ» (ПАО «Газпром») Shtokman LNG (Gazprom PJSC) н/д n/a 7500 Приостановлен Suspended
APCI C3MR «Ямал СПГ» T1-T3 (ПАО «НОВАТЭК») Yamal LNG T1-T3 (PAO NOVATEK) 2017-2018 3х5500 Действующий In operation
н/д n/a «Печора СПГ» (Алтэк) Pechora LNG (Altek) н/д n/a 2х2600 Приостановлен Suspended
ПАО «НОВАТЭК» «Арктический каскад» PAO NOVATEK Arctic cascade «Ямал СПГ» Т4 (ПАО «НОВАТЭК») Yamal LNG T4 (PAO NOVATEK) 2019 950 Строящийся Under construction
ПАО «НОВАТЭК» «Арктический каскад» PAO NOVATEK Arctic cascade «Обский СПГ» Т1-Т3 (ПАО «НОВАТЭК) Obsk LNG T1-T3 (PAO NOVATEK) 2022-2023 3 х 1600 Планируемый Scheduled
Linde MFC «Арктик СПГ-2» Т1-Т3 (ПАО «НОВАТЭК») Arctic LNG-2 T1-T3 (PAO NOVATEK) 2023-2025 3 х 6600 Строящийся Under construction
н/д n/a «Арктик СПГ-2» Т4-Т5 (ПАО «НОВАТЭК») Arctic LNG-2 T4-T5 (PAO NOVATEK) 2029-2030 2х6600 Планируемый Scheduled
SMR «Северная Двина СПГ» «Ростехнологии», Архангельская обл. The Northern Dvina LNG Rostekhnologii, The Arkhangelsk region н/д n/a 2 х 120 Планируемый Scheduled
Дроссельный Tthrottle «Архангельск СПГ» Ассоциация «Созвездие», Архангельская обл. Arkhangelsk LNG Association of Oil and Gas Suppliers Sozvezdiye, The Arkhangelsk region н/д n/a 150 Планируемый Scheduled
н/д n/a «Норильский СПГ» Norilsk LNG н/д n/a 2000 Возможный Probable
н/д n/a «Полярный СПГ» Polyarny LNG н/д n/a 500 Возможный Probable
н/д n/a Чукотка Chukotka н/д n/a 24 Возможный Probable
Производственные мощности могут располагаться в районе порта Экономия. Суммарный объем инвестиций в проект оценивается примерно в 14 млрд руб. до 2024 г.
Архангельск СПГ
Проект заявлен к реализации в 2017 г. В качестве площадки выбран район г. Новодвинска. Поставка газа для производства СПГ осуще -ствляется по распределительным
сетям ООО «Газпром газораспределение Архангельск» среднего давления 0,6-1,2 МПа, в которых давление и состав газа относительно стабильны в течение года.
Проект реализуется в регионе с хорошо развитой инфраструктурой, разветвленной системой газопроводов, мощной промышленностью, в соседстве со столицей региона г. Архангельском с его промышленным и научным
потенциалом. В табл. 4 приведены основные параметры проекта.
ПЕЧОРА СПГ
Завод по сжижению ПГ «Печора СПГ» планировался на участке в районе пос. Индига. Рассматривалась возможность размещения производственных мощностей на берегу, на основаниях гравитационного типа, а также в виде плавучего завода СПГ.
а) a)
20 ООО
18 000
16 000
14000
CI о га 12 000
10 000
о л 1— d о 8000
6000
4000
2000
б) b)
О
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Годы
Штокман СПГ Shtokman LNG Печора СПГ Pechora LNG
Years
Полярный СПГ Polyamy LNG Архангельск Arkhangelsk
Анадырь Anadyr Якутск Yakutsk
Норильск Norilsk
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Годы Years
■ Обский СПГ ■ Аркгик СПГ-2 ■ Ямал СПГ ObskLNG Arctic LNG-2 YamalLNG
Источник информации: Оценки А. Климентъева Information source: Assessment by A. Klimentyev
Рис. 2. График ввода мощностей по производству СПГ: а) возможные проекты; б) арктические проекты
Fig. 2. The Schedule for commissioning LNG production facilities: a) probable projects; b) Arctic projects
Проект «Печора СПГ» предусматривает разработку Кумжинского и Коровинского газоконденсатных месторождений в Ненецком автономном округе. Первая очередь проекта обеспечит переработку 4 млрд м3 сухого газа в год и производство 2,6 млн т СПГ. В проект заложены возможности расширения завода СПГ до 5,2 млн т.
В период с 2015 по 2018 г. в состав акционеров входило ПАО «НК «Роснефть». В отношении этого проекта сохраняется большая неопределенность, которая связана с монополией на экспорт СПГ. В феврале 2018 г. Комитет Государственной Думы по энергетике Федерального Собрания РФ дал отрицательное заключение на законопроект, который разрешал проекту «Печора СПГ» самостоятельно экспортировать газ. В результате в 2018 г. ПАО «Роснефть» вышло из участников проекта [10]. В табл. 5 приведены основные параметры проекта.
ЯМАЛ СПГ Т1-Т3
«Ямал СПГ» стал первым крупно -тоннажным проектом производства СПГ в Российской Арктике. Проект стал возможным благодаря принятым в 2013 г. изменениям в Федеральный закон «Об экспорте газа», который определил возможность экспорта СПГ пользователям участков недр на участках недр федерального значения, лицензия на пользование недрами которых по состоянию на 1 января 2013 г. предусматривает строительство завода по производству газа природного в сжиженном состоянии или направление добытого газа природного в газообразном состоянии для сжижения на завод по производству газа природного в сжиженном состоянии. Фактически изменения в закон определили направление развития Российской Арктики в долгосрочной перспективе.
Создание проектов по производству и вывозу СПГ поддержало развитие арктической инфраструктуры и атомного ледокольного флота
России, что привело к снижению рисков судоходства в Арктике и, в свою очередь, дало большой синергетический эффект по подготовке к реализации целого перечня проектов по добыче угля, золота, руд цветных и редких металлов. В табл. 6 показаны основные параметры проекта.
ЯМАЛ СПГ Т4
Компания «НОВАТЭК» за счет реализации проекта «Ямал СПГ» стала безусловным российским лидером в области СПГ. Компания стремится
не только увеличивать производство СПГ, но и развивать собственные технологии сжижения газа.
Первым проектом ПАО «НОВАТЭК» на основе собственной технологии «Арктический каскад» стала четвертая производственная линия проекта «Ямал СПГ».
За счет реализации проекта на производственной площадке крупнотоннажного производства достигается ощутимая экономия на удельных капитальных затратах, а доступ к инфраструктуре, созданной для первых трех линий,
Таблица 3. Основные параметры производства «Штокман СПГ» Table 3. Main parameters of Shtokman LNG production facility
Установленная мощность, тыс. т Installed capacity, thou. t 7500
Технология ожижения Liquefaction technology н/д n/a
Начало производства Commissioning после 2029 after 2029
Поставка газа Gas supply Штокмановское месторождение The Shtokman field
Обслуживаемый флот, м3 Serviced fleet, m3 до 220 000 up to 220 000
Функции бункеровки Bunkerage functions возможно possible
Перевалка на грузовики Transshipment to trucks возможно possible
Признак TPA TPA нет no
САРЕХ, млн руб. САРЕХ, mln Р 500 0001
Издержки производства, S/mmbtu Production costs, S/mmbtu ■ Сырье Feedstock ■ Затраты на ожижение Liquefaction cost ■ Поставка Delivery
Долгосрочные long-term 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00
Краткосрочные short-term - 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00
1 только мощности по производству СПГ 1 only LNG production facilities Источник информации: Оценки А. Климентьева Information source: Assessment by A. Klimentyev
Таблица 4. Основные параметры производства СПГ в Архангельске [3]
Table 4. Main parameters of LNG production facility in Arkhangelsk [3]
Установленная мощность, тыс. т Installed capacity, thou. t 150
Технология ожижения Liquefaction technology н/д n/a
Начало производства Commissioning после 2023 after 2023
Поставка газа Gas supply ЕСГ UGSS
Обслуживаемый флот, м3 Serviced fleet, m3 20 000
Функции бункеровки Bunkerage functions возможно речные суда possibly river ships
Перевалка на грузовики Transshipment to trucks да yes
Признак TPA TPA да yes
САРЕХ, млн руб. САРЕХ, mln Р 15 000
$/т установленной мощности S/t of installed capacity 470 480 490 500 510 520 530 540 550 5(0
Издержки производства, S/mmbtu Production costs, S/mmbtu ■ Сырье Feedstock ■ Затраты на ожижение Liquefaction cost ■ Поставка Delivery
Долгосрочные long-term 0,00 2,00 4,00 <,00 8,00 10,00
Краткосрочные short-term - 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 1,00
приведет к снижению себестоимости производства СПГ.
Благодаря этому удельные капитальные затраты низкие и, по заявлению Компании,будут находиться в диапазоне 450-500 $/т. В отношении операционных затрат имеется неясность в части порядка доступа к инфраструктуре и мощностям хранения и отгрузки СПГ, а также в порядке распределения произведенной продукции среди акционеров проекта. В табл. 7 приведены основные параметры проекта.
Председатель Правления ПАО «НОВАТЭК» Л.В. Михельсон
чрезвычайно высоко оценивает эффективность решения по строительству четверной линии до уровня повышения экономической эффективности всего проекта «Ямал СПГ» Т1-Т3 на 3-4 % [11].
ОБСКИЙ СПГ
Третьим заявленным проектом ПАО «НОВАТЭК» по производству СПГ стал «Обский СПГ».
Проект опирается на инфраструктуру «Ямал СПГ». За счет этого запуск первой очереди запланирован на конец 2022 г., а вторая и третья очереди - во втором и третьем кварталах 2023 г. соответственно.
Каждая из технологических линий будет иметь мощность 1,6 млн т.
Ресурсной базой для «Обского СПГ» должны стать Верхнетиутейское и Западно-Сеяхинское месторождения с запасами 157 млрд м3 газа.
«Обский СПГ» демонстрирует значительные резервы созданной портовой инфраструктуры по хранению и отгрузке СПГ в порту Сабетта. С другой стороны, проект в части добычи и ожижения является интегрированным с относительно небольшой по запасам месторождений сырьевой базой и удаленностью от порта на 150 км. Существенно меньшие запасы
газовая промышленность сжиженный природный газ
№ 8 | 788 | 2019 г.
Таблица 5. Основные параметры производства «Печора СПГ» Table 5. Main parameters of Pechora LNG production facility
Установленная мощность, тыс. т Installed capacity, thou. t 2х2600
Технология ожижения Liquefaction technology н/д n/a
Начало производства Commissioning после 2023 after 2023
Поставка газа Gas supply Кумжинское и Коровинское месторождения Kumzhinskoye and Korovinskoye fields
Обслуживаемый флот, м3 Serviced fleet, m3 170 000
Функции бункеровки Bunkerage functions нет no
Перевалка на грузовики Transshipment to trucks нет no
Признак TPA TPA нет no
САРЕХ, млн руб. САРЕХ, mln Р 350 000
Издержки производства, S/mmbtu Production costs, S/mmbtu ■ Сырье Feedstock ■ Затраты на ожижение Liquefaction cost ■ Поставка Delivery
Долгосрочные long-term 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 0,00
Краткосрочные short-term - 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00
Источник информации: Оценки А. Климентьева Information source: Assessment by A. Klimentyev
Таблица 6. Основные параметры производства «Ямал СПГ» Т1-Т3 Table 6. Main parameters of Yamal LNG production facility T1-T3
Установленная мощность, тыс. т Installed capacity, thou. t 3х5500
Технология ожижения Liquefaction technology APCI C3MR
Начало производства Commissioning T1 - 2017 T2-T3 - 2018
Поставка газа Gas supply Южно-Тамбейское месторождение Yuzhno-Tambeyskoye field
Обслуживаемый флот, м3 Serviced fleet, m3 170 000
Функции бункеровки Bunkerage functions нет no
Перевалка на грузовики Transshipment to trucks нет no
Признак TPA TPA нет no
САРЕХ, млн руб. САРЕХ, mln Р 1 273 000
$/т установленной мощности S/t of installed capacity 470 400 490 500 510 520 530 540 550 560
Издержки производства, S/mmbtu Production costs, S/mmbtu ■ Сырье Feedstock ■ Затраты на ожижение Liquefaction cost ■ Поставка Delivery
Долгосрочные long-term 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 (,00 7,00
Краткосрочные short-term - 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00
Источник информации: Оценки А. Климентьева Information source: Assessment by A. Klimentyev
и удаленность от порта, которая потребует строительства достаточно протяженного газопровода, приведут к повышенным удельным капитальным затратам и операционным затратам по сравнению с «Ямал СПГ» Т4.
Судя по заявленным удельным затратам на «Ямал СПГ» Т4, следует оценивать удельные затраты проекта в размере 500 $/т для мощностей сжижения и 200-300 $/т по мощностям добычи и транспортировки. Таким образом, общая величина затрат не превысит $ 4 млрд.
Аналогично проекту «Ямал СПГ» Т4 имеется неясность в вопросе
порядка доступа к инфраструктуре и мощностям хранения и отгрузки СПГ проекта «Ямал СПГ». При оценке операционных и денежных затрат по проекту прибегали к предположению о дополнительных затратах в 30 $/т за пользование хранилищем и перевалку СПГ при применении инфраструктуры «Ямал СПГ». В табл. 8 приведены основные параметры проекта.
АРКТИК СПГ-2
Проект «Арктик СПГ-2» стал вторым крупнотоннажным проектом ПАО «НОВАТЭК» в Арктике. Для реализации проекта применя-
ется технология сжижения компании Linde, которая по ряду оценок обеспечит лучшее использование внешнего арктического холода и за счет этого позволит снизить операционные издержки. Вторым существенным изменением является использование оснований гравитационного типа, на которых будут размещаться мощности по сжижению. Для реализации проекта в Мурманской обл. строится специальная верфь, которую в ПАО «НОВАТЭК» называют «заводом заводов». По оценкам, реализуемая концепция позволит на 30 % снизить удельные
Таблица 7. Основные параметры «Ямал СПГ» Т4 [2] Table 7. Main parameters of Yamal LNG Т4 [2]
Установленная мощность, тыс. т Installed capacity, thou. t 950
Технология ожижения Liquefaction technology «Арктический каскад» Arctic cascade
Начало производства Commissioning конец 2019 End of 2019
Поставка газа Gas supply Южно-Тамбейское месторождение Yuzhno-Tambeyskoye field
Обслуживаемый флот, м3 Serviced fleet, m3 170 000
Функции бункеровки Bunkerage functions нет no
Перевалка на грузовики Transshipment to trucks нет no
Признак TPA TPA нет no
САРЕХ, млн руб. САРЕХ, mln Р 31 825
S/т установленной мощности S/t of installed capacity 470 400 490 500 510 520 530 540 550 560
Издержки производства, S/mmbtu Production costs, S/mmbtu ■ Сырье Feedstock ■ Затраты на ожижение Liquefaction cost ■ Поставка Delivery
Долгосрочные long-term 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00
Краткосрочные short-term - 0,50 1,00 1,50 2,00 2,50 3,00 3,50 4,00
Денежные cash expenses
Таблица 8. Основные параметры «Обский СПГ» Table 8. Main parameters of Obsk LNG
Установленная мощность, тыс. т Installed capacity, thou. t 3 х 1600
Технология ожижения Liquefaction technology «Арктический каскад» Arctic cascade
Начало производства Commissioning Т1 - конец 2022 Т1 - end of 2022 Т2-Т3 - конец 2023 Т2-Т3 - end of 2023
Поставка Gas supply Верхнетиутейское и Западно- Сеяхинское месторождения Verkhnetiuteyskoye and Zapadno-Sayakhinskoye fields
Обслуживаемый флот, м3 Serviced fleet, m3 170 000
Функции бункеровки Bunkerage functions нет no
Перевалка на грузовики Transshipment to trucks нет no
Признак TPA TPA нет no
САРЕХ, млн руб. САРЕХ, mln Р 260 000
Издержки производства, S/mmbtu Production costs, S/mmbtu ■ Сырье Feedstock ■ Затраты на ожижение Liquefaction cost ■ Поставка Delivery
Долгосрочные long-term 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00
Краткосрочные short-term - 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00
Источник информации: Оценки А. Климентьева Information source: Assessment by A. Klimentyev
капитальные затраты. В табл. 9 приведены основные параметры проекта.
ЧУКОТКА
Чукотка - один из немногих ре -гионов в России, где трубопровод ПГ выходит на побережье. Имеющиеся резервы в добыче ПГ позволяют организовать собственное производство СПГ в объеме до 30 тыс. т на основе Западно-Озерного месторождения с сохранением надежного газоснабжения существующих потребителей.
Как и в Архангельской обл., производство СПГ на Чукотке,
прежде всего, может ориентироваться на внутренний рынок. Географическое положение Чукотки дает возможность использовать инфраструктуру по выпуску и хранению СПГ для развития бункеровки СПГ морского транспорта и портовых судов, а также рассматривать поставки СПГ на экспорт для потребителей на Аляске.
Газ, поставки которого могут производиться с заводов СПГ на Ямале, терминала СПГ на Камчатке (после 2023 г.) и собственного производства в Анадыре, в условиях высоких цен на субституты является конкурентоспособным
энергоносителем в долгосрочной перспективе.
Текущее замещение угля в трех прибрежных населенных пунктах Чукотского АО - Эгвекинот, Певек и Мыс Шмидта - обеспечит потребление 56 тыс. т СПГ и снижение использования угля на 125 тыс. т. В случае использования СПГ в качестве основного энергоносителя для горных проектов Баимской площади и Беринговского угольного проекта общий объем спроса на СПГ приблизится к 484 тыс. т в год.
Наличие фиксированных маршрутов пассажирских перевозок
Таблица 9. Основные параметры «Арктик СПГ-2» Table 9. Main parameters of Arctic LNG-2
Установленная мощность, тыс. т Installed capacity, thou. t 19,8
Технология ожижения Liquefaction technology MFC Linde
Начало производства Commissioning T1 - 2023 T2 - 2024 T3 - 2025
Поставка газа Gas supply Месторождение Утреннее Utrenneye field
Обслуживаемый флот, м3 Serviced fleet, m3 170 000
Функции бункеровки Bunkerage functions нет no
Перевалка на грузовики Transshipment to trucks нет no
Признак TPA TPA нет no
САРЕХ, млн руб. САРЕХ, mln Р 1 400 000
Издержки производства, S/mmbtu Production costs, S/mmbtu ■ Сырье Feedstock ■ Затраты на ожижение Liquefaction cost ■ Поставка Delivery
Долгосрочные long-term 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00
Краткосрочные short-term - 1,00 2,00 3,00 4,00
Денежные cash expenses
СПГ Ямал YamalLNG
мин 32
min J2
макс max 338 338
1
- Мыс Шмидта
СПГАнадырь Anadyr L№
СПГ-терминал на Камчатке ' Kamchatka LNG-terminal
мин 15
min 15
—*
РГ=
Беринговский
Производство СПГ LNG production Береговое хранилище СПГ Onshore LNG storage Плавучее хранилище СПГ Floating LNG storage
Добыча газа a Gas production jg Злектростанция на СПГ LNG-based power station *—f Бункеровочный центр Bunkerage centre
Источник информации: Оценки А. Клнментъева Information source: Assessment by A Klimentyev
Источник информации: Оценки А. Климентьева Information source: Assessment by A. Klimentyev
Рис. 3. Схема «Развитие СПГ-инфраструктуры Чукотки» (полное развитие)
Fig. 3. LNG infrastructure development on the Chukotka Peninsula (complete development)
ПСК0ВТЕХГАЗ
„^ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ РАБОТЫ С СПГ
СТАНЦИИ ПЕРЕКАЧКИ ВЫСОКОГО И НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ИСПАРИТЕЛИ
ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА
СТАНЦИИ ЗАПРАВКИ СПГ
• РАЗРАБОТКА
• СОБСТВЕННОЕ ПРОИЗВОДСТВО
• ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
• ГАРАНТИЙНОЕ И ПОСТГАРАНТИЙНОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ
©+7 (800) 250-07-79. Звонок по России бесплатный, 0lng@pskovtehgaz.ru swww.pskovtehgaz.ru
на теплоходе «Капитан Сотников» и катере «Камчатка» создает благоприятные условия для их перевода на битопливный режим с использованием СПГ.
Для СПГ-проекта Чукотки возможны следующие этапы:
- производство 12 тыс. т СПГ в Анадыре и перевод двух пассажирских судов на использование СПГ;
- наращивание объемов производства СПГ в Анадыре до 30 тыс. т,
замещение угля на СПГ в Эгвекиноте и пос. Мыс Шмидта, включая создание мощностей по генерации электрической энергии на газе, переоборудование флота Анадырского порта, строительство плавучего хранилища газа и электростанции на газе в Певеке;
- создание бункеровочного центра в бухте Провидения, строительство берегового комплекса
по хранению СПГ в Певеке и газовой электростанции мощностью 120 МВт;
- расширение берегового хранилища СПГ в Певеке, создание берегового хранилища в Беринговском, активное использование СПГ для тяжелой карьерной техники.
На рис. 3 показана схема развития СПГ-инфраструктуры Чукотки. ■ Продолжение в № 9 (790).
ЛИТЕРАТУРА
1. Новак А.В. Окно возможностей для России // Нефтегазовая вертикаль. 2018. № 1. С. 20-26. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https:// minenergo.gov.ru/node/10283 (дата обращения: 08.08.2019).
2. Климентьев А.Ю., Митрова Т.А., Собко А.А. и др. Возможности и перспективы развития малотоннажного СПГ в России // Московская школа управления СКОЛКОВО. М., 2018. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/research06-ru. pdf?utm_source=facebook.com&utm_medium=social&utm_campaign=novoe-issledovanie-perspektivy-maloton (дата обращения: 08.08.2019).
3. Климентьев А.Ю., Митрова Т.А., Собко А.А. и др. Среднетоннажный СПГ в России: между небом и землей // Московская школа управления СКОЛКОВО. М., 2018. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/Research/ SK0LK0V0_EneC_RU_MediumDutyLNG_01122018. pdf (дата обращения: 08.08.2019).
4. Климентьев А.Ю. Апрельские тезисы российского СПГ // Нефть и капитал. 2019. № 5 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https:// www.twirpx.com/file/2855128/(дата обращения: 08.08.2019).
5. Климентьев А.Ю., Книжников А.Ю., Григорьев А.Ю. Перспективы и возможности использования СПГ для бункеровки в арктических регионах России // Всемирный фонд дикой природы (WWF). М., 2017 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://wwf.ru/ resources/publications/booklets/perspektivy-i-vozmozhnosti-ispolzovaniya-spg/(дата обращения: 08.08.2019).
6. Климентьев А.Ю., Книжников А.Ю. Потенциал газификации Арктической зоны Российской Федерации сжиженным природным газом (СПГ) // Всемирный фонд дикой природы (WWF). М., 2018 [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://wwf.ru/
resources/publications/booklets/analiticheskiy-obzor-potentsial-gazifikatsii-arkticheskoy-zony-rossiyskoy-federatsii-szhizhennym-pri/(дата обращения: 08.08.2019).
7. Книжников А.Ю., Климентьев А.Ю. Перевод Арктического флота с мазута на сжиженный природный газ (СПГ). Россия в окружающем мире // Дискуссионные материалы к Международной конференции «Судостроение в Арктике», июнь 2019, Архангельск [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://wwf.ru/upload/iblock/629/rabochie_materialy_po_spg_forum_sudostroenie_iyun_2019. pdf?fbclid=IwAR0Mf3AKoo2iEvnc9BQxSdyi TDRQJ0JDacZNmbNuQAUa6bbgRRV8305L0fA (дата обращения: 08.08.2019).
8. СПГ-проект на базе Штокмановского месторождения может быть реанимирован к 2035 г. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https:// neftegaz.ru/news/gosreg/198077-spg-proekt-na-baze-shtokmanovskogo-mestorozhdeniya-mozhet-byt-reanimirovan-k-2035-g/(дата обращения: 08.08.2019).
9. Ростех реализует в Архангельской области комплексный СПГ-проект [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://rostec.ru/news/ rostekh-realizuet-v-arkhangelskoy-oblasti-kompleksnyy-spg-proekt-/(дата обращения: 08.08.2019).
10. «Роснефть» вышла из проекта «Печора СПГ» из-за отсутствия перспектив [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.rbc.ru/ business/05/09/2018/5b902e3a9a7947414734d2b9 (дата обращения: 08.08.2019).
11. НОВАТЭК к 2030 году может построить еще до трех линий по сжижению газа [Электронный ресурс]. Режим доступа: https:// www.kommersant.ru/doc/3861627? query=ямал%20спг (дата обращения: 08.08.2019).
REFERENCES
(1) Novak AV. Window of opportunities for Russia. Oil and gas newsletter = Neftegazovaya vertical. 2018; 1: 20-26. Available from: https:// minenergo.gov.ru/node/10283 [Accessed 8th August 2019]. (In Russian)
(2) Klimentyev AYu, Mitrova TA, Sobko AA, et al. Low scale LNG in Russia: opportunities and development prospects. SKOLKOVO Business School. Moscow: 2018. Available from: https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/research06-ru. pdf?utm_source=facebook.com&utm_ medium=social&utm_campaign=novoe-issledovanie-perspektivy-maloton [Accessed 8th August 2019]. (In Russian)
(3) Klimentyev AYu, Mitrova TA, Sobko AA, et al. Medium scale LNG in Russia: between the heaven and earth. SKOLKOVO Business School. Moscow: 2018. Available from: https://energy.skolkovo.ru/downloads/documents/SEneC/Research/SK0LK0V0_EneC_RU_MediumDutyLNG_01122018. pdf [Accessed 8th August 2019]. (In Russian)
(4) Klimentyev AYu. April theses of Russian LNG. Oil and capital = Neft i kapital. 2019: 5. Available from: https://www.twirpx.com/file/2855128/[Accessed 8th August 2019]. (In Russian)
(5) Klimentyev AYu, Knizhnikov AYu, Grigoryev AYu. LNG for bunkerage in the Arctic regions of Russia: prospects and application possibilities. WWF. Moscow: 2017. Available from: https://wwf.ru/resources/publications/booklets/perspektivy-i-vozmozhnosti-ispolzovaniya-spg/[Accessed
8th August 2019]. (In Russian)
(6) Klimentyev AYu, Knizhnikov AYu. The potential of gasification of the Arctic zone of the Russian Federation using liquefied natural gas (LNG). WWF. Moscow: 2018. Available from: https://wwf.ru/resources/publications/booklets/analiticheskiy-obzor-potentsial-gazifikatsii-arkticheskoy-zony-rossiyskoy-federatsii-szhizhennym-pri/[Accessed 8th August 2019]. (In Russian)
(7) Knizhnikov AYu, Klimentyev AYu. Transition of the Arctic fleet from fuel oil to liquefied natural gas (LNG). Russia and its surroundings. Discussion materials to International Conference Ship Building in the Arctic. June 2019: Arkhangelsk. Available from: https://wwf.ru/
upload/iblock/629/rabochie_materialy_po_spg_forum_sudostroenie_iyun_2019. pdf?fbclid=IwAR0Mf3AKoo2iEvnc9BQxSdyiTDRQJ0JDacZNmbNuQAUa 6bbgRRV8305L0fA [Accessed 8th August 2019]. (In Russian)
(8) The LNG-project on the Shtokman field can be re-launched by 2035. Available from: https://neftegaz.ru/news/gosreg/198077-spg-proekt-na-baze-shtokmanovskogo-mestorozhdeniya-mozhet-byt-reanimirovan-k-2035-g/[Accessed 8th August 2019]. (In Russian)
(9) Rostec is implementing the integrated LNG-project in the Arkhangelsk region. Available from: https://rostec.ru/news/rostekh-realizuet-v-arkhangelskoy-oblasti-kompleksnyy-spg-proekt-/[Accessed 8th August 2019]. (In Russian)
(10) Rosneft left the Pechora LNG project due to the lack of prospects. Available from: https://www.rbc.ru/business/ 05/09/2018/5b902e3a9a7947414734d2b9 [Accessed 8th August 2019]. (In Russian)
(11) NOVATEK may build up to three more gas liquefaction trains by 2030. Available from: https://www.kommersant.ru/doc/3861627? query=HMa^%20 cnr [Accessed 8th August 2019]. (In Russian)
