CC BY
210
УДК 336.221.7
РОССИЙСКИЕ СПГ-ПРОЕКТЫ: ИСТОРИЯ, СОВРЕМЕННОСТЬ, ПЕРСПЕКТИВЫ
Валерий Иванивич Татаренко
Сибирский государственный университет геосистем и технологий, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, доктор экономических наук, профессор, зав. кафедрой техно-сферной безопасности, тел. (383)344-42-39, e-mail: kaf.bgd@ssga.ru
Борис Владимирович Робинсон
Сибирский государственный университет геосистем и технологий, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, доктор экономических наук, профессор-консультант кафедры техносферной безопасности, тел. (383)344-42-39, e-mail: kaf.bgd@ssga.ru
Ольга Петровна Ляпина
Сибирский государственный университет геосистем и технологий, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, ст. преподаватель кафедры техносферной безопасности, тел. (383)344-42-39, e-mail: kaf.bgd@ssga.ru
Оксана Владимировна Усикова
Сибирский государственный университет геосистем и технологий, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, инженер кафедры техносферной безопасности, тел. (923)150-19-03, e-mail: o.v.usikova@yandex.ru
Рассмотрены история возникновения, современное состояние и перспективы развития проектов по сжижению природного газа в России. Место страны на мировом рынке СП1 , состояние и дальнейшее развитие ледокольного и танкерного флота для перевозки СПГ. Особое внимание уделено проекту Ямал СПГ.
Ключевые слова: сжиженный природный газ, ледокол, танкер-газовоз, Ямал, Сахалин, «НоваТЭК», «Total».
RUSSIAN LNG PROJECTS: HISTORY, MODERNITY, PROSPECTS
Valeriy I. Tatarenko
Siberian State University of Geosystems and Technologies, 10, Plakhotnogo St., Novosibirsk, 630108, Russia, D. Sc., Professor, Head of Department of Technosphere Safety, phone: (383)344-42-39, e-mail: kaf.bgd@ssga.ru
Boris V. Robinson
Siberian State University of Geosystems and Technologies, 10, Plakhotnogo St., Novosibirsk, 630108, Russia, D. Sc., Professor-Consultant, Department of Technosphere Safety, phone: (383)344-42-39, e-mail: kaf.bgd@ssga.ru
Olga P. Lyapina
Siberian State University of Geosystems and Technologies, 10, Plakhotnogo St., Novosibirsk, 630108, Russia, Senior Lecturer, Department of Technosphere Safety, phone: (383)344-42-39, e-mail: kaf.bgd@ssga.ru
Oksana V. Usikova
Siberian State University of Geosystems and Technologies, 10, Plakhotnogo St., Novosibirsk, 630108, Russia, Engineer, Department of Technosphere Safety, phone: (923)150-19-03, e-mail: o.v.usikova@yandex.ru
The history of origin, the current state and prospects for the development of projects for liquefying natural gas in Russia are considered. The country's place in the world LNG market, the state and further development of the icebreaker and tanker fleet for LNG transportation. Particular attention is paid to the Yamal LNG project.
Key words: liquefied natural gas, icebreaker, gas carrier, Yamal, Sakhalin, NovaTEK, Total.
В последние годы на мировом рынке все более значительным становится относительно новый вид энергоносителей - сжиженный природный газ (СПГ). Его производство и потребление имеют ярко выраженный анклавный характер. Производство сосредоточено на территории, обладающей большими запасами газа, но расположенными в отдаленных от районов крупномасштабного потребления. Напротив, потребление сосредоточено на территории, не имеющей собственных энергоресурсов и условий для прокладки туда газопроводов.
Система снабжения СПГ представляет собой жестко связанную конструкцию, в достаточной степени монополизированную. Контракты на поставку СПГ имеют долгосрочный характер (20-25 лет). Подотрасль СПГ представляет собой производственно-транспортную систему, связывающую страны-производители и страны-потребители природного газа. Возникновение и развитие этой отрасли, в конечном счете, приводит к формированию новой региональной и отраслевой структуры хозяйства [1,6,7].
В ХХ веке рынок СПГ прошел четыре этапа своего развития: от незначительного сегмента мирового рынка газа до высокотехнологичного направления энергетического баланса.
Первый этап: шестидесятые годы. Первым экспортером СПГ стали США. В 1959 г. компания Constock осуществила отгрузку СПГ из штата Луизиана в Великобританию. Активное участие в формировании рынка СПГ приняла компания Shell, купив 40 % акций в Constock, которая затем была переименована в Conch. Conch заключила соглашение о поставках СПГ из Алжира в Великобританию. Так появился первый международный проект по поставкам СПГ. Первый в мире завод по сжижению природного газа был построен в Алжире мощностью 2 млрд м3 в год и начал работу в 1964 г. Компания Conch начала использовать «мембранный» резервуар, который позволял перевезти СПГ на борту танкера.
Второй этап - 1970-е годы. Новая технологическая база была задействована на заводе СПГ в Брунее производительностью 6,9 млрд м в год, построенном компанией Shell в 1972 г.
В 1978 г. к странам-экспортерам СПГ присоединилась Индонезия, запустив два завода производительностью более 10 млрд м в год. В качестве покупателей индонезийского ПГ выступили японские энергетические и металлургические компании.
Третий этап - восьмидесятые годы. Мировой рынок СПГ динамично развивался. Число поставщиков СПГ увеличилось на треть. Доходы от продукции выросли на 60 %, несмотря на то, что в результате нефтяного кризиса 1979 г. -многие контракты были прерваны. Только два новых завода СПГ вошли в строй: в Малайзии (1983 г.) и Австралии (1989 г.) мощностью по 10,2 млрд м3/г.
Наращивали мощности уже действующие заводы. Наиболее существенным технологическим новшеством стало внедрение воздушного охлаждения, которое стало применяться по причине внедрения природоохранных ограничений на использование водного охлаждения в регионе.
Четвертый этап - 1990-е годы. Одной из ключевых проблем стало сокращение расходов за счет увеличения мощности с переходом от газовых турбин к компрессорам.
В 1983 г. и 1999 г. были осуществлены расширение мощностей комплекса по сжижению газа в Индонезии. В конце 90-х годов начал функционировать завод по сжижению природного газа в Катаре. В июне 1999 г. начал работу завод по производству СПГ в Нигерии. Суммарная мощность трех линий комплекса составила 12 млрд м3/год. Реализация СПГ происходила в Испанию и Португалию [14].
Таким образом, число стран, вовлеченных в торговлю газом в форме СПГ, неуклонно растет.
Россия начала поставки СПГ только 29 марта 2009 г., когда первая партия была отправлена в Японию в рамках проекта «Сахалин-2». Такую ситуацию никак нельзя расценивать как «досадное отставание». Это - грубейший просчет наших газовых стратегов, уверовавших в постоянное господство гигантских газопроводов. Но, как оказалось, можно доставлять газ и быстрее и дешевле.
Вторым крупнейшим просчетом была ориентация на США, как потенциального импортера больших объемов российского газа. Между тем, для этого не было никаких оснований.
Североамериканский рынок СПГ сначала был относительно небольшим и характеризовался поставками СПГ в США из ближневосточных стран и с Аляски в Японию. Но в 1999 - 2001 гг. потребление СПГ в США возросло с 2,3
3 3
млрд м до 6,6 млрд м в год. Поставки обеспечивали Алжир, Нигерия, Катар, Оман, Австралия. К началу 2003 г. в США действовали 113 компаний, связанных с использованием СПГ. Большая часть хранения и распространения систем СПГ была введена в действие во время энергетического кризиса 70-х годов ХХ века, но потом их строительство замедлилось из-за неблагоприятной ценовой конъюнктуры [7].
В 90-е годы в условиях стремительного роста цен и спроса на природный газ большинство предприятий, связанных с переработкой СПГ, было реконструировано. В США, где существует развитая и разветвленная местная газовая промышленность с большим числом продавцов и покупателей, экспорт СПГ приходится принимать за основу американской цены на газ. До 2000 г. цены были относительно низкими, что отпугивало продавцов СПГ. Однако, в связи с резким подорожанием природного газа в США (зимой 2000-2001 гг. цена достигла рекордно высокого уровня 600 долл./1000 м3) возникли условия для стимулирования импорта СПГ в США.
К концу 2002 г. общий объем имеющихся в стране хранилищ для приема импортного природного газа составил 0,53 млрд м . После завершения реконструкции основных импортных терминалов их емкость хранения возросла до 0,8
33
млрд м , а пропускная способность составила около 0,14 млрд м в сутки.
Помимо прибрежного транзитного хранения СПГ в США используют «са-теллитные» хранилища, предназначенные для хранения сжиженного природного газа в течение более длительного времени и средним объемом до 114 млн м . Они могут быть связаны с предприятиями, которые трансформируют обычный газ, поставляемый по магистральному трубопроводу, в жидкую фазу для последующего хранения и регазификации в периоды пикового увеличения спроса. Но при уменьшении цен на газ в США поток СПГ, который идет в США, может повернуться в Европу.
Таким образом, ситуация на рынке СПГ в США уже в начале XXI века не давала оснований рассматривать его как крупного потребителя российского газа. Политические события последних лет сделали подобную ситуацию и вовсе немыслимой. И если российский СПГ в конце 2017 г. все же оказался в США, то в этом не заслуга наших газовиков, а вина погодных капризов [9,12].
Третьей грубой стратегической ошибкой газового руководства стал полный просмотр сланцевого бума в США. Длительное время надеялись, что, то ли экономика, то ли экология, то ли что-либо еще станут причиной низкого уровня добычи сланцевой нефти и газа в США. Но эти чаяния не оправдались, а нам осталась только возможность провожать взглядом уходящий экспресс.
Эти три непростительные ошибки привели к тому, что в настоящее время, даже с учетом запуска первой очереди проекта «Ямал-СПГ» Россия занимает лишь восьмое место по объему мощностей по сжижению газа, существенно уступая Катару, Австралии, Индонезии, Алжиру. Как всегда по-русски, запрягали медленно. Поедем ли быстро? При определенных условиях, возможно. Но и конкуренты не стоят на месте. Поэтому наше отставание вряд ли когда-нибудь будет ликвидировано.
Но вернемся к постепенному становлению отечественного СПГ-производства. Все же основным внешним рынком для российского СПГ являются страны Азиатско-Тихоокеанского региона. В начале XXI в. Существовали сверхоптимистичные прогнозы спроса на поставки газа в АТР: к 2020 г. - до
3 3
410-420 млрд м , а к 2030 г. - до 680-690 млрд м . При этом выдвигались следующие причины и факторы: ресурсный (наличие собственных огромных запасов). Экономические (дальнейший рост экономики), демографический (увеличение численности населения в странах-импортерах), экологический (дальнейшее ухудшение экологической обстановки) и технологический (изменение структуры энергетики) [8, 16].
Но действительность оказалась гораздо реалистичнее. По мнению экспертов EY (бывшая Ernstand Young), объем мирового рынка СПГ к 2020 г. достигнет 400 млн т, а к 2030 г. - 500 млн т. Прогнозы Минэнерго России гораздо скромнее: 360 млн т и 400 млн т, соответственно.
До декабря 2017 г. (дата запуска завода «Ямал-СПГ») Россия располагала всего одним заводом СПГ с двумя очередями суммарной проектной мощностью 9,6 млн т /год, в рамках проекта «Сахалин-2». К сожалению, этот завод, как и проект, в целом, никак не может считаться российским. Более того, проект начинался как полностью иностранный с владельцами в лице Shell, Mitsui и Mitsubisi. Лишь в середине 2000-х с целью вхождения «Газпрома»» в этот про-
ект была проведена природоохранная спецоперация (а так хочется сказать - махинация): российские власти аннулировали ранее выданную положительную экологическую экспертизу проекта. Так что спустя некоторое время «Газпром» стал владельцем контрольного пакета компании-оператора проекта, что, однако, не сделало его ведущим партнером в части строительства завода СПГ на Сахалине.
Согласно Генеральной схеме развития газовой отрасли на период до 2030 г., подготовленной ОАО «Газпром», с 2014 г. должны были начаться поставки СПГ со Штокмановского месторождения, а с 2024-2027 гг. - с Южно-Тамбейского. Первому проекту, увы, не суждено было сбыться: освоение Штокмана отложено всерьез и надолго. Зато разработка Южно-Тамбейского месторождения и создание завода «Ямал СПГ» совершилось уже в 2017 г.
Поставки СПГ в Генсхеме были ориентированы на страны АТР (что подтвердилось) и США (что оказалось совершенно неверным). Европа не рассматривалась в качестве приоритетного региона для экспорта российского СПГ. Это можно объяснить тем, что имевшиеся в Европейском Союзе терминалы полностью загружены поставками из Алжира, Катара, Нигерии.
Новая газовая стратегия России называла в числе приоритетных задач освоение газовых ресурсов на востоке страны, внедрение технологий сжижения природного газа, выход и укрепление своих позиций на рынке сжиженного газа АТР. Ресурсной базой для создания и дальнейшего наращивания производства СПГ в России рассматривались месторождения острова Сахалин, Штокманов-ское (что, как уже было сказано, не оправдалось) и Южно-Тамбейское (по новейшим данным, целая группа месторождений, рассматриваемых как единое Тамбейское, т.к. у них, по итогам геологоразведки обнаружились общие юрские нижние горизонты) [2,10].
В начале развития СПГ-индустрии в России были выдвинуты проекты по строительству заводов сжижения газа и экспортных терминалов:
- «завод СПГ и терминал в Усть-Луге (Финский залив) для экспорта газа, поставляемого по Северо-Европейскому газопроводу;
- проект по строительству СПГ-завода и терминала для экспорта газа Штокмановского месторождения (Баренцево море);
- проект СПГ-завода и терминала для экспорта газа Харасавенского месторождения (полуостров Ямал);
- предварительный план строительства СПГ-терминала в Архангельске для эксплуатации запасов газа, который будет поставляться по уже строившемуся газопроводу Нюксеница-Архангельск;
- завод СПГ и терминал в районе Приморска (Финский залив).
С европейской территории России существует возможность транспортировки СПГ по Черному, Балтийскому и арктическим морям. Терминалы по отгрузке СПГ могут быть расположены рядом с городами Туапсе, Калининград, Приморск, Архангельск, Мурманск, а также на полуострове Ямал.
Рассмотрим более подробно существовавшие проекты по строительству СПГ-терминалов на территории России, их преимущества и недостатки.
Реализованный проект по производству СПГ «Сахалин-2».
Проект «Сахалин-2» - один из крупнейших проектов на основе иностранных инвестиций, реализованных в России. Соглашение о разделе продукции (СРП) по проекту «Сахалин-2» стало первым из подписанных в России соглашений такого рода и первым реально работающим.
В 2004 г. концерн Sakhalin Energy и крупная японская компания Tokyo Gas подписали соглашение о поставках в Японию СПГ в объеме до 1,1 млн т /г в течение 24 лет. Также в 2007 г. было подписано соглашение с крупной энергетической компанией TokyoElectric, которая готова покупать ежегодно около 1,2 млн т СПГ в течение 22 лет. Этот проект предусматривает разработку двух месторождений - Пильтун-Астохонского (преимущественно нефти) и Лунского (преимущественно газа). Суммарные промышленные запасы углеводородов обоих месторождений составляют свыше 1 млрд баррелей (150 млн т) нефти и более 500 млрд м газа. Завод СПГ построен в районе поселка Пригородное на юге острова Сахалин. Завод был построен в 2006 г., запущен 18.02.2009 г. 29 марта 2009 г. первая партия российского сжиженного газа, произведенного в рамках проекта "Сахалин-2» была успешно отгружена с завода СПГ на специальное судно-газовоз «Энерджи Фронтиер». Эта партия была доставлена двум основным покупателям сахалинского газа - компаниям Токио ТЭЗ и Токио Электрик. По результатам работы в 2010 г. завод вышел на проектную мощность 9,6 млн т в год, что эквивалентно 13 млрд м природного газа.
Построенный компанией Sakhalin Energy завод по производству СПГ является самым географически близким источником СПГ для растущих рынков СПГ в АТР и впервые открывает для потребителей в регионе возможность снабжения российским газом. Следует отметить, что благодаря разработке шельфовых месторождений нефти и газа Сахалин стал наиболее динамично развивающимся регионом Дальнего Востока и достиг примерно 80 % самообеспеченности, а в ближайшем будущем может стать первым регионом на российском Дальнем Востоке не нуждающимся в субсидиях.
Планируемые проекты.
1. Калининград. При расположении СПГ-терминала в районе Калининграда значительное преимущество создает присвоенный области статус свободной экономической зоны, что дает возможность снизить налоговые выплаты; а также благоприятная ледовая обстановка, позволяющая использовать суда неледового класса и не привлекать ледокольный флот.
Преимущества расположения СПГ-терминала в районе Калининграда:
- близость магистрального газопровода;
- статус свободной экономической зоны и наличие льгот;
- отсутствие льда, возможность использования судов неледокольного класса;
- достаточная глубина для использования большегрузных судов. (на слайд)
Недостатки варианта:
- присвоение Балтийскому региону статуса особо охраняемой природной зоны;
- противодействие со стороны правительств и других организаций сопредельных государств при строительстве опасных объектов в регионе;
- возможность установления ограничений при проходе датских проливов;
- необходимость транзита сырья через сопредельные государства (по газопроводу Минск-Вильнюс-Каунас-Калининград). слайд
В феврале 2011 г. в Калининграде состоялся региональный форум «Стратегия 2020». Именно этот регион является площадкой для реализации одного из самых масштабных проектов по развитию малотоннажного производства СПГ в рамках Программы газификации российских регионов ОАО «Газпром».
В рамках реализации Программы, в 2011 г. - ООО «Газ Ойл» намечало реализовать проект строительства первого в Калининградской области комплекса по производству СПГ производительностью 3 тонны в час. Также совместно с компанией по производству СПГ осуществить строительство первой АЗС на территории области, что позволит приступить к переводу транспорта на природный газ. В целом в рамках проекта компании «Газ Ойл» намечалось построить 10 подкомплексов суммарной производительностью до 510 тыс. т СПГ в год.
В силу общеизвестных экономических причин масштабный Калининградский проект не был реализован.
2. Штокмановский проект.
Что ни говори, а Штокман - это главное разочарование наших газовиков на рубеже столетий. Штокмановское газоконденсатное месторождение - это сверхгигантское месторождение газа в Баренцевом море с оцененными запасами на уровне 3,8 трлн м3 и до 37 млн т газового конденсата. Оно было открыто в конце 1980-х годов. Ввиду того, что месторождение расположено в 555 км на удалении от берега Арктики на глубине моря 300-330 м, его разработка считается чрезвычайно капиталоемкой и высокотехнологичной. Месторождение охватывает площадь в 1400 км . Его разработка осложняется опасностью, связанной с айсбергами массой в 1 млн т, дрейфующими со скоростью до 0.25 м/с, а также дрейфующими льдами толщиной в 1,2 м, которые движутся со скоростью до 1 м в сек. Месторождение находится в четырех основных пластах, которые могут разрабатываться по отдельности. Глубина коллектора составляет 1900 -2300 м. Для успешной реализации проекта разработки Штокмановского месторождения имеются необходимые предпосылки:
- наличие больших запасов газа, обеспечивающих стабильные долгосрочные поставки;
- наличие возможности диверсификации поставок параллельным ведением поставок по трубопроводам и СПГ;
- наличие возможностей существенного расширения производства газа в зависимости от рыночной ситуации;
- благоприятный состав сырья, позволяющий минимизировать затраты по очистке и подготовке газа;
- низкие температуры в регионе, позволяющие снизить энергозатраты на сжижение газа;
- отсутствие транзитных стран на пути природного газа Штокмановского месторождения в Германию повышает конкурентоспособность проекта.
Наличие развитой инфраструктуры на Кольском полуострове создает положительные предпосылки для реализации проекта;
- преодолимые расстояния от сырьевой базы до рынков сбыта;
- отсутствие льдов и вечной мерзлоты - благоприятный фактор для разработки месторождения в сравнении с другими месторождениями арктического шельфа.
Проект разработки Штокмановского месторождения предусматривал ежегодный объем добычи около 70 млрд м природного газа. Это сопоставимо с годовой добычей газа в Норвегии - одном из крупнейших поставщиков в Европе.
По итогам реализации первых фаз разработки месторождения при благоприятной конъюнктуре на целевых рынках и соответствующем спросе на газ возможно повышение уровня добычи.
В апреле 2011 г. решением Совета директоров «Штокман Девелопмент АГ» в качестве технологической концепции производства был утвержден двухфазный поток, что предполагало доставку газа и газоконденсата с месторождения на берег с последующим разделением их на берегу.
Двухфазный поток позволяет сократить морские операции и избежать хранение и отгрузки газоконденсата в суровых условиях Арктики.
Для обеспечения планируемого объема добычи газа намечается построить и установить:
- две ледостойкие глубоководные платформы (ЛСП) к каждой из которых будет подключено по 60 скважин;
- подводный модуль в кусте скважин;
- подводный внутрипромысловый трубопровод и кабель;
- хранилище конденсата на платформе;
- магистральный подводный газопровод длиной 635 км (до берега Кольского полуострова).
На шельфе Баренцева и Карского морей выявлены и разведываются еще несколько достаточно крупных месторождений.
Однако, уже к концу 2010-х годов «Газпром» осознав неимоверные и вряд ли преодолимые сложности освоения Штокмана, отложил принятие окончательного инвестиционного решения по проекту строительства комплекса по производству СПГ. Официально одной из причин этого мог послужить Федеральный закон «Об особых экономических зонах в Российской Федерации», который противоречил сложившимся договоренностям с зарубежными партнерами-акционерами Total и Statoib.
По проекту завод по сжижению газа предполагалось построить к 2016 г. в пос. Териберка Мурманской области. Но «Газпром» оказался не готовым стать участником особой экономической зоны производственного типа. Закон «Об особых экономических зонах в РФ» не разрешает переработку полезных ископаемых в зоне. Максимальный срок существования ОЭЗ составляет 20 лет, а её резиденты должны быть компаниями, зарегистрированными в пос. Териберка.
Оператор Штокмановского СПГ-предприятия, учрежденное в 2008 г. компанией Штокман Девелопмент АГ - представляет собой альянс трех акционеров (Россия - ОАО «Газпром» 51 %, Франция -Total S.A 25 %, Норвегия - Statoil AS 24 %), зарегистрировано в Швейцарии и срок работы определен в 25 лет. Противоречие налицо, поэтому для строительства комплекса по сжижению газа в рамках Штокмановского месторождения, вероятнее всего, потребуется внесение изменений в действующее законодательство.
Реальность оказалась значительно суровее. По различным причинам - общеэкономическая ситуация, сложности с финансированием, антироссийские санкции и т.д. - многообещающий Штокмановский проект отложен на неопределенный (но явно весьма длительный) срок.
Ямал-СПГ.
Ямал-СПГ - интегрированный проект по добыче, сжижению и реализации газа, который разворачивается в настоящее времяи ориентирован на многолетнюю перспективу.
По мнению специалистов компании Pricewates house Coopers уже к 2020 г. доля СПГ в мировом энергетическом балансе может повыситься с нынешних 23 % до 65 %.
Проект «Ямал-СПГ» обладает следующими конкурентными преимуществами:
- традиционные запасы газа высокой концентрации, расположенные на суше;
- хорошо отработанная технология разработки;
- достаточно полно изученная геология;
- весьма низкий уровень затрат на добычу, обусловленный её большим объёмом;
- высокая эффективность процесса сжижения вследствие низкой среднегодовой температуры;
- возможность доставки СПГ как в Европу, так и в страны АТР [14].
Россия, включившаяся в развитие новой технологии с большим опозданием, пытается компенсировать это поистине русским размахом. Крупная независимая отечественная компания «НоваТЭК» при поддержке федерального правительства и властей ЯНАО завершила на полуострове Ямал строительство завода по сжижению газа (сейчас введена первая из трех намеченных очередей мощностью 5,5 млн т /год). Общий объем инвестиций, с учетом создания транспортной инфраструктуры, составляет около 1 трлн руб.
При строительстве завода были преодолены неимоверные трудности: ветер, мороз, полярная ночь, ледяная пустыня, вечная мерзлота. Так что «настоящие мужчины» - это не те, кто гоняет шайбу на ледовой площадке, вопреки словам известной песни, а кто в невероятно сложных условиях реализует гигантские проекты.
Для обеспечения эффективности и экологичности строительства скважин на Южно-Тамбейском месторождении будет применена новая технология: строительство горизонтальных скважин с отходом от вертикали до 5 км; утили-
зация бурового раствора и шламов, осуществление безамбарного бурения. При этом один из необходимых компонентов для эффективной разработки месторождения - метанол - будет производиться непосредственно на промысле. Здесь же будет вырабатываться и электричество - на когенерационных турбинных электростанциях.
Основных причин для того, чтобы этот проект воплотился в жизнь именно на Ямале, две. Первая - существование огромных ресурсов. Изначально ресурсной базой проекта было определено Южно-Тамбейское месторождение, расположенное на северо-востоке полуострова на берегу Обской губы [10]. Доказанные запасы оцениваются в 926 млрд м3 газа и 30 млн т жидких углеводородов. Проектный уровень добычи составляет около 27 млрд м3 газа в год на протяжении, как минимум, 20 лет. слайд
Вторая причина - логистика проекта. Танкер с СПГ может двинуться с Ямала куда угодно - хоть в Европу, хоть в страны АТР. «Уникальное положение Ямала дает возможность создать гибкую, конкурентоспособную логистическую модель, обеспечивающую круглогодичные поставки СПГ на рынки Европы и АТР через Северный морской путь», - заявляет губернатор ЯНАО Д. Ко-былкин.
Поэтому большой интерес к проекту высказали ведущие зарубежные нефтегазодобывающие компании. Но всех опередила французская Total, которая ещё в 2012 г. вошла в уставной капитал «НоваТЭК», приобретя 20,5 % в проекте «Ямал-СПГ».
Согласно договоренности Total вносит в проект свой опыт внедрения передовых технологий в области сжижения природного газа, его хранения и транспортировки, а также будет обеспечивать финансовую устойчивость и экономическую эффективность проекта.
А опыта у французской компании достаточно - проблемой СПГ они занимаются уже более полувека. Компания активно участвует в действующих и строящихся производствах СПГ во многих странах мира.
В период 2013-2017 гг. проводились интенсивные работы по размещению и выполнению заказов, привлечению высокотехнологичных производств, повышению квалификации персонала, наработке опыта в решении технических и технологических проблем, функционировании производств в суровых арктических условиях. В эти же сроки в пос. Сабетта на условиях ГУП построен новый арктический порт, способный принимать танкеры-газовозы вместимостью 140160 тыс. м3 газа и самоходный танкерный флот в составе 20 судов.
Для целей проекта «Ямал-СПГ» построен международный аэропорт Са-бетта. В настоящее время действуют регулярные рейсы из Москвы, Самары и Нового Уренгоя.
Наконец, создан и сам пос. Сабетта - опорный пункт СПГ-проекта, где проживают 30 тыс. человек, в основном вахтовики. В поселке обеспечена вся инфраструктура для проживания персонала, возведены объекты комплекса жизнеобеспечения: котельная, энергоцентр, столовые, медпункты, прачечная, баня, спорткомплексы, склады хранения ГСМ и продовольствия и т.д.
Следует особо отметить, что специально для проекта были разработаны и изготовлены буровые установки «Арктика». Они полностью защищены от ветров, что обеспечивает принципиально иные условия труда для персонала и непрерывность бурения, независимо от погодных условий [11].
Для проекта «Ямал-СПГ» спроектированы и строятся специальные танкеры усиленного ледового класса «Arc 7», позволяющие осуществлять круглогодичную навигацию без ледокольной проводки в западном направлении и в течение арктического лета - в восточном направлении по северному морскому пути. Танкер обладает системой двойного действия - носовая часть приспособлена для навигации в открытой воде и в условиях тонкого льда, а кормовая предназначена для самостоятельной навигации в сложных ледовых условиях [15,17].
В ходе реализации «Ямал-СПГ», помимо природно-климатических, возникали и экономико-политические барьеры: «НоваТЭК» и 12 его дочерних структур оказались под санкциями США. В связи с этим трудно присоединиться к жизнерадостной и оптимистической оценке санкций и их последствий, данной министром промышленности и торговли Д. Мантуровым: «Та порция санкций, которую мы имеем на протяжении последних трех лет, дала только плюс» [18].
В подтверждение этого тезиса приводятся данные об активизации производства российского оборудования для разведки и добычи, в т.ч. на шельфовых месторождениях, и о том, что в рамках госпрограммы «Развитие судостроения и техники для освоения шельфовых месторождений на 2013-2030 гг.» в 20162019 гг. выделено 7 млрд руб.
Однако, санкции - это не только оборудование. Может быть, на его поставки для проекта «Ямал-СПГ» они и не повлияли. Весь вопрос - в финансировании. На проблему санкций наложилось и падение цен на нефть, начавшееся в середине 2014 г., т.к. цены СПГ снизились вслед за ценой на нефть, а это уже напрямую влияет на окупаемость проекта.
Пришлось действовать по известному принципу: ветер с востока довлеет над ветром с запада. Деньги были получены от китайских банков и от вошедшего в проект Китайского Государственного Фонда Шелкового пути - всего около 14 млрд долл. Помощь по линии российского Фонда национального благосостояния была гораздо скромнее - 150 млрд руб. [16]. И хотя в качестве поставщиков оборудования было привлечено более 600 российских компаний, но в деньгах на них пришлось едва ли 20 % всех затрат.
Собственниками «Ямал-СПГ» являются «НоваТЭК» (50,1 %) французская Total (20 %), китайские CNPC (20 %) и Фонд Шелкового пути (9,9 %). слайд
Предполагается, что газ будет поставляться преимущественно в страны АТР, включая Китай, где потребление СПГ растет.
Часть объема предназначена для Европы, в частности Total будет покупать до 4 млн т в год, а испанская Gas Natural Fenose заключила с «НоваТЭ-Ком» долгосрочное соглашение на поставку 2,5 млн т в год.
Отдадим должное памяти выдающегося руководителя, главного исполнительного директора компании Total Кристофа де Маржери, погибшего в нелегкой авиакатастрофе во Внуково в октябре 2014 г. Компания Total первой из иностранных партнеров вошла в проекты «Ямал-СПГ», а сам господин де Марже-
ри был убежденным сторонником России, выступал против санкций в отношении нашей страны и лоббировал её интересы на Западе [8]. Для проекта «Ямал-СПГ» его участие стало важнейшей составляющей успеха. Светлая память!
Преодолев все препятствия, первая технологическая линия терминала сжижения природного газа завода «Ямал-СПГ» в наачле декабря 2017 г. пущена в эксплуатацию. А 8 декабря первая партия СПГ погружена в специально построенный танкер-газовоз «Кристофер де Маржери» и должна была отправиться в Китай. Но совершенно неожиданно наш сжиженный газ оказался ... в США, которые обещали буквально залить газом всю Европу, прежде всего, Польшу и Литву. Как говорил Б.Н. Ельцин «вот какая вышла загогулина!»
Но, если серьезно, никакой заслуги нашего «Газпрома» здесь нет, а причина всему - внезапно нагрянувшие в Америке морозы. Именно они заставили страну покупать газ, да ещё и по невероятно высокой цене (до 3500 долл./1000 м3). Это форс-мажорное обстоятельство ещё раз выявило несвоевременность фантастической ориентации на возобновляемые источники энергии. Хотя и в полнее понятно, что после многочисленных перекачек и перепродаж газ оставался российским лишь номинально, а иначе вот то-то был скандал в благородном американском семействе! [9,12].
Итак, нынешний день российского СПГ вызывает душевный подъем. Что же «прекрасное далёко»? А наши перспективы таковы.
Запуск второй и третьей очереди завода «Ямал-СПГ» намечен, соответственно, на 2018 и 2019 г. После пуска третьей очереди Россия войдет в первую пятерку крупнейших производителей СПГ (хотя Катар, Австралия, Индонезия останутся далеко впереди - не будут же эти страны и другие конкуренты стоять на месте?)
Сделаны правильные выводы и в области производства собственного оборудования систем для сжижения газа, которое, как известно, сейчас в России отсутствует. Но только сожалеть об упущенных возможностях явно некогда. К своему следующему проекту «Арктик СПГ-2» «НоваТЭК» активно готовится и намерен разместить в России производство линий для крупнотоннажного сжижения газа.
Но здесь, как и во всей газовой отрасли, возникает серьезная проблема сбыта продукции. Она имеет и для богатейшей по запасам группы Тамбейских месторождений, проявляется и в производстве СПГ. Важно, чтобы к моменту пуска завода «Арктик СПГ-2» (2022 г.) на рынке еще был сегмент для сбыта его продукции, т.к. по оценке Международного энергетического агентства, к этому времени мировое производство СПГ существенно превысит прогнозируемый спрос. А в планах России - довести свою долю на мировом рынке СПГ к 2035 г. до 15-20 % [2,16].
Намечаемый к реализации проект «НоваТЭКа» «Арктик СПГ-2», по мнению главы «Атомфлота» В. Рукши, дополнительно к уже строящимся на Бал-тзаводе трем универсальным атомным ледоколам (УАЛ) «Арктика», «Сибирь», «Урал» общей стоимостью 121,4 млрд руб., построить еще четвертый и пятый УАЛ ЛК-60 проекта 22220. Модели этих судов уже прошли испытания в ГНЦ им. А.П. Крылова. Новые ледоколы будут на 5 м шире, что обеспечит более вы-
сокую скорость проводки танкеров [5]. Сегодня при толщине льда 1,5 м газовоз типа «Кристоф де Манжери» сможет идти за ЛК-60 со скоростью 4-5 узлов. Увеличение габаритов позволит повысить скорость до шести узлов. Важным внешним фактором реализации этих планов может стать заинтересованность Китая в проекте «Арктик СПГ-2» и его надежном транспортном обеспечении.
Но проблема транспортировки СПГ не исчерпывается ледокольной проводкой. Не меньшее значение имеет и флот танкеров-газовозов. ФГУП «Атом-флот» рассматривает варианты с танкерами класса Arc 5. Сейчас для проекта «Ямал-СПГ» используются танкеры максимально высокого класса Arc 7, которые способны самостоятельно проходить зимой в западном направлении и в Европу. Но теперь «Атомфлот» рассматривает варианты использования танкеров более низкого ледового класса, но при условии их сопровождения новым ледоколом. Вероятным топливом при этом считается СПГ. Не исключено, что более дешевые танкеры класса Arc 5 будет выгоднее направлять в сторону Европы. При развитии СПГ-комплекса на Ямале до мощности 100 млн т в год через 10-15 лет будет не менее четырех-пяти газовозов в сутки, и вопрос караванной проводки будет влиять на экономику проекта и цены российского СПГ на рынках Европы и Азии. «Атомфлот» заказал проведение соответствующих исследований финской компанииAkar Arctic Tehnology, что, однако, не гарантирует строительства танкеров именно там.
А пока суд да дело, «НоваТЭК» рассматривает возможность строительства крупного перегрузочного терминала для сжиженного газа на Камчатке мощностью до 20 млн т в год [3]. За счет этого компания предполагает сэкономить на транспортировке газа с Ямала в Азию, снизив количество танкеров ледового класса, более дорогих, чем обычные. Кроме того, терминал в перспективе может стать хабом для спотовых продаж СПГ.
Для «Ямал-СПГ» принята такая схема: газовозы в западном направлении идут до порта Зебрюгге в Бельгии, где СПГ перегружают на обычные танкеры, которые могут быть направлены в Азию. Удастся ли повторить этот трюк на востоке? «НоваТЭК», во всяком случае, рассматривает такой вариант. Как заявил зампред правления компании Л. Феодосьев, «НоваТЭК» с «Атомфлотом» Росатома, ГТ «Морстрой» и рядом международных инжиниринговых компаний из Японии, Кореи, Франции проводят осмотр площадок на восточном побережье Камчатки [3]. Сроки ввода терминала не называются, но, вероятно, они должны быть согласованы с вводом первой линии «Арктик СПГ» (конец 2022 г.)
Новый терминал позволит «НоваТЭКу» развивать спотовые продажи СПГ на условиях FOB, что на Ямале невозможно, т.к. у покупателей нет ледовых танкеров.
Стоимость газовоза класса Arc 7 примерно вдвое выше, чем у конвенционного (около 400 млн долл. против 200), у ледокольных танкеров выше и топливные расходы.
«Ямал СПГ» заплатит в Зебрюгге 1,1 млрд евро за перевалку до 8 млн т СПГ в течение 20 лет. На Камчатке затраты будут выше, т.к. в Зебрюгге нужно было строить только одно СПГ-хранилище, а на Камчатке нужно создавать терминал с нуля. Но он может стать крупнейшим в мире. Реализация планов по
созданию СПГ-хаба на Камчатке зависит от готовности Total, CNPC и других компаний продавать свой газ на новом терминале.
В настоящее время в мире заявлены огромные мощности по сжижению газа: Австралия - 80 млн т в год, США - 60 млн т. Представим и наше страну в ряду этих гигантов и предположим, что реализовались самые смелые предположения: «Арктик СПГ-2» - 16,5 млн т в год к 2024 г. («НоваТЭК»), «Владивосток СПГ» (5 млн т к 2020 г.) и Балтийский СПГ» (10 млн т к 2021 г.) «Газпрома», «Печора СПГ» (2,6 млн т к 2023 г.) и «Дальневосточный СПГ» (5 млн т после 2023 г.) «Роснефти». Среди этих грандиозных проектов совсем затерялась скромная Териберка, которая так и осталась символом российского запустения и захолустья, интересного лишь режиссеру фильма «Левиафан» А. Звягинцеву.
Что же касается самих планов, то на них влияет так много разных факторов, что даже попытка предсказать их реализуемость выглядит нелепой.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Бандман М.К. Стратегические проекты развития Арктики, Севера и Дальнего Востока// Регион: экономика и социология. - 2000. - №3.-C. 99-126.
2. Барсуков Ю. «Газпром» запасается открытием// Коммерсант. - 2018. - №22.
3. Барсуков Ю. «НоваТЭК» пересаживается на Камчатку// Коммерсант. - 2017. - №139.
4. Веденеева А. и др. Ледоколов много не бывает// Коммерсант. - 2017. - №227.
5. Веденеева А и др. Ямалу ищут более дешевые газовозы// Коммерсант. - 2018. -№19.
6. Виноградов О. СПГ восходит на востоке// Нефтегазовая вертикаль. - 2001. - №13.
7. Воронов К.В. Арктические горизонты стратегии России: современная динамика// МЭиМО. - 2010. - №9. - C.54-65.
8. Заполярный, сжиженный, льготный// Эксперт. - 2017. - №50;
9. Коу А. США начали закупку российского газа// КП (в Новосибирске). - 2018. - №2.
10. Мордюшенко О. «Газпром» запасается на Тамбее// Коммерсант. - 2017. - №149.
11. Огородников Е. Сжижать по-русски// Эксперт. - 2016. - №40;
12. Почему США решили покупать газ у России?// Аргументы и факты. - 2018. -№3.
13. Проблемы СМП (под ред. А.Г. Гранберга и В.И. Пересыпкина. - М.: Наука, 2008.
14. Россия в Арктике. Вызовы и перспективы освоения/ Под редакцией М.В. Ремизова. - М.: Книжный мир. - 2015.
15. Угланов А. Битва за Арктику (интервью с В. Штыровым)// Аргументы недели. -2018. -№1.
16. Ульянов Н. Преодоление. - Эксперт. - 2018. - №1-2.
17. Фокеева В. Куда показывает компас «Совкомфлота». Эксперт. - 2017. - №30-33.
18. Черных И. Интервью с Д. Мантуровым// Аргументы и факты. - 2018. - №3.
© В. И. Татаренко, Б. В. Робинсон, О. П. Ляпина, О. В. Усикова, 2018
