Производство сжиженного газа в россии компании

В соответствии с Указом Президента Российской Федерации № 645 от 26 октября 2020 года «О стратегии развития Арктической зоны Российской Федерации и обеспечения национальной безопасности на период до 2035 года» высокая доля локальной генерации на основе дизельного топлива была отнесена к угрозам национальной безопасности страны. В качества ответа на данные угрозы рассматриваются ВИЭ, местные энергоносители и СПГ.

Развитие проектов различного масштаба и в различных частях страны требует пространственного и временного анализа с целью определения тенденций развития отрасли.

В последние три года были созданы и развиваются инструменты, позволяющие решить данную задачу:

форсайты развития российской СПГ отрасли

инструменты экспресс оценки производства, транспортировки и использования СПГ – «Калькулятор СПГ. ПРОИЗВОДСТВО», «Калькулятор СПГ. ЛОГИСТИКА», «Калькулятор СПГ. ПОТРЕБЛЕНИЕ», разработанные Национальной ассоциацией СПГ.

СПГ карта и справочные материалы являются относительно новым, но системным и востребованным инструментом, позволяющим определить тенденции развития отрасли.

В ходе реализации проекта СПГ-отрасль представлена в картографическом формате, приведены основные показатели СПГ проектов, включая различные сегменты производства СПГ, использование СПГ в качестве газомоторного топлива, автономной газификации. Приведены данные по действующим заводам, проектам, находящимся в стадии реализации, а также по планируемым проектам.

Классификация проектов и объектов

В проекте включены объекты и проекты отрасли СПГ в области производства, транспортировки и использования СПГ для автономного энергоснабжения и в качестве газомоторного топлива. 

Проекты в отрасли производства СПГ по статусу проекта разделяются на три категории:

Классификация СПГ проектов по размеру проекта основывается на нескольких показателях, описывающих объем производства, целевые рынки и способы распределения СПГ с производства к потребителю.

Малотоннажные заводы

За 2021 год малотоннажный сегмент российской СПГ отрасли впервые получил численные показатели развития, были определены ключевые направления развития отрасли и снятия административных барьеров, позволяющих снизить капитальные вложения в объекты МТСПГ.

В 2021 году в рамках реализации «Плана мероприятий по развитию рынка малотоннажного сжиженного природного газа и газомоторного топлива в Российской Федерации на период до 2025 года», утвержденного Распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 февраля 2021 г. № 350-р были существенно увеличены показатели малотоннажных объектов СПГ. С осени 2021 года нормы российского регулирования относят к малотоннажным заводам производственные объекты, мощность которых не превышает 20 т/ч (на основании приказа Минэнерго России от 15 октября 2021 года № 1090), а масса хранимого СПГ не превышает 1500 тонн, избыточное давление в криогенных резервуаров не более 1,6 МПа.

Мощности малотоннажных производств СПГ в России стабильно растут и имеющиеся планы по использованию СПГ в качестве газомоторного топлива и для автономной газификации позволяют России стать одним из мировых лидеров по развитию сектора малотоннажного СПГ.

В настоящее время в Российской Федерации построены 17 малотоннажных заводов общей установленной мощностью более 248 тыс т, производство на которых по итогам 2021 года превысило 120 тыс т.

Российские технологии производства СПГ в малотоннажном сегменте закрепили свои позиции на национальном рынке. Все новые строящиеся и введенные объекты по производству СПГ используют разработки российских компаний. Однако следует заметить, что они в своем большинстве не превышают производительности 5 т/ч. Российским компаниям еще предстоит сделать большие шаги в сторону заполнения ниши производительности до 20 т/ч.

Основными рынками для МТСПГ являются газомоторное топливо, автономная газификация и снабжения топливом объектов распределенной генерации тепловой и электрической энергии, бункеровка морских и речных судов. Будет ошибкой отводить малотоннажному СПГ роль только для остаточной газификации.

Общее количество проектов в активной стадии увеличилось до 14 единиц, а их установленная мощность составила 311 тыс т.

Общее заявленное количество СПГ проектов в 2021 году составило 48 единиц, а установленная мощность достигает 1 460 тыс т. В плане развития рынка МТСПГ в Российской Федерации на период до 2025 года определен тренд по величине установленной мощности заводов СПГ, которая к 2025 году должна достичь 83 т/ч или почти 700 тыс т в год. Однако фактические показатели по действующим и активным проектам уже в 2022 году начинают отставать с дефицитом в 60 тыс т к 2025 году.

Среднетоннажные проекты

Среднетоннажные проекты в России реализуются как самостоятельные проекты, так и с использованием преимуществ совместного размещения с крупнотоннажным производством.

В настоящее время большинство проектов СТСПГ действуют и планируются к реализации на морском побережье с возможностью отгрузки на малотоннажные газовозы или с использованием грузовиков.

В 2021 году среднетоннажный завод «Криогаз-Высоцк» завершил комплекс мероприятий по повышению производительности до 730 тыс т в год. По планам компании после 2022 года мероприятия по модернизации продолжатся, а установленная мощность производства достигнет 800 тыс т.

В результате объем производства на заводе по итогам 2021 года превысил 700 тыс т, из которых более 680 тыс т было поставлено на экспорт морским транспортом и около 20 тыс т СПГ было отгружено на экспорт и на внутренний рынок с использованием грузовиков.

При поставках СПГ на экспорт с завода «Криогаз-Высоцк» используются газовозы вместимостью от 10 000 до 17 400 м3. После введения в эксплуатацию СПГ бункеровщика Optimus («Eesti Gaas») и «Дмитрий Менделеев» (ПАО «Газпром нефть») следует ожидать роста объема потребления СПГ для бункеровки судов на Балтийском море.

Среднетоннажная линия «Ямал СПГ» Т4 использует инфраструктуру хранения и отгрузки СПГ, созданную для первых трех крупнотоннажных линий. Поставки СПГ учитываются в общей отгрузке «Ямал СПГ».

Для сегмента среднетоннажного СПГ воронка проектов сохраняет традиционный вид. При этом общее количество заявленных среднетоннажных проектов составляет 12 единиц, а их установленная мощность превысила 7,7 млн т.

Летом 2021 года было объявлено о начале нового среднетоннажного проекта на Кузбассе. Его особенностью является использование в качестве сырьевого газа нетрадиционного газа – метана угольных пластов. 

Крупнотоннажные проекты 

Российская Федерация имеет необходимые и достаточные условия для вхождения в среднесрочной перспективе в число мировых лидеров по производству и экспорту СПГ.

По итогам 2021 года в Российской Федерации началось создание двух новых кластеров производства СПГ на Востоке и на Западе страны. Помимо Ямальского и Сахалинского СПГ центров начались строительные работы на Балтийском побережье и активная подготовка проекта на побережье Охотского моря.

Тем не менее, отрасль сталкивается со значительными ограничениями в развитии, которые связаны с сохраняющейся неопределенностью режимов экспорта СПГ, дискриминационным доступом к сырьевой базе на аукционах на Ямале и с отсутствием систем газоснабжения, способных обеспечить газом крупные прибрежные проекты переработки газа в Российской Федерации.

Современные требования по декарбонизации вывели на рынок углеродного-нейтральный СПГ, для которого основным мероприятием является приобретение углеродных оффсетов. Рынок углеродно-нейтрального СПГ составил 2,24 млн т с момента его возникновения, из которых 1,67 млн т было продано в 2021 году. Российские компании также приступили к поставкам углеродно-нейтрального СПГ с использованием углеродных оффсетов. Всего было продано четыре партии СПГ или более 10 % мирового рынка углеродно-нейтрального СПГ, из которых три партии – в 2021 году, размером 64 тыс т каждая.

Действующие и реализуемые проекты производства СПГ в России учитывают необходимость управления углеродным следом. При этом для его снижения используются не только традиционные методы и выгоды географического расположения, но и применяются уникальные технологии.

Ввод производственных мощностей в Арктике открыл возможности для поставки российского СПГ на европейский рынок. Выгодное географическое расположение арктических проектов позволяет реализовывать СПГ и на азиатский рынок СПГ. В первые годы работы «Ямал СПГ» при отсутствии достаточного опыта перевозки СПГ в Арктике и возможности круглогодичной навигации значительные поставки арктических проектов приходились на европейские рынки сбыта, а весь объем проекта «Сахалин-2» направляется в страны АТР. Однако по мере развития перевозок СПГ в ледовых условиях уже в 2021 году доли АТР и Европы в совокупном экспорте страны практически выровнялись.

Ценовой шок на мировом рынке природного газа, произошедший в 2021 году, поддержал развитие некоторых крупнотоннажных проектов в России. При этом в результате законодательных ограничений по экспорту СПГ и в связи с выводом новых видов топлив на рынок, в Арктике происходит перепрофилирование части проектов СПГ на газохимическую переработку газа.

Первым проектом, изменившим в 2020 году концепцию с СПГ на производство метанола, стал проект «Печора СПГ». Летом 2021 года компания «Обский СПГ» сменила название на «Обский газохимический комплекс». В результате российская отрасль потеряла более 10 млн т потенциальных мощностей производства СПГ.

По итогам 2020 года совокупный размер заявленных СПГ проектов составил 153 млн т.

Активная реализация проекта «Восток ойл» на Таймыре дает основания ожидать подготовки к переходу в активную фазу производства СПГ в этом районе. Проекты на основе природного газа на Сахалине продолжают задерживаться в связи с санкциями, ограничивающим доступность технологий шельфовой добычи газа.

Основными факторами, которые будут влиять на вероятность реализации крупнотоннажных СПГ проектов в России и на доступ к инвестиционным ресурсам, являются:

1. Либерализация экспорта СПГ;
2. Доступ к технологиям добычи природного газа на шельфе;
3. Обеспечение недискриминационного доступа к терминалам перевалки СПГ в Мурманске и на Камчатке;
4. Равнодоступность СПГ проектов к мерам государственной поддержки, специальным налоговым режимам;
5. Развитие биржевой торговли газов в России и стимулирование СПГ проектов на побережье Балтийского, Черного и Японского морей.

Газомоторное топливо

 Природный газ за счет своих экологических качеств и сохраняющегося государственного ценового регулирования является одним из перспективных сегментов газового рынка России. Применение газа в качестве газомоторного топлива возможно на различных видах транспорта.

В Российской Федерации до 2020 года основной объем продаж СПГ в сегменте ГМТ был в сегменте тяжелой горной техники. В 2021 году началось активное использование СПГ для линейных грузовых транспортных средств, что привело к росту на 150 % использования СПГ на транспорте.

В 2022 году с вводом в эксплуатацию морского бункеровщика «Дмитрий Менделеев» и паромов на СПГ следует ожидать существенный рост потребления СПГ в качестве ГМТ.

Значительный потенциал использования СПГ в качестве ракетного топлива связан с разработкой проекта ракетоносителя «Союз-7» («Амур-СПГ»), запуски которого могут начаться уже в 2026 году.

В 2020-2021 годах произошел достаточно бурный рост количества публичных заправочных станций СПГ.

В настоящее время действуют 34 криоАЗС (стационарные и мобильные), из которых 14 единиц принадлежит группе «НОВАТЭК», 11- группе «Газпром».

План развития газозаправочных объектов СПГ в России

Применение СПГ в качестве топлива для железнодорожных локомотивов осталось неизменным за последние 3 года: локомотивы (тяговые ГТ1h и маневровые ТЭМ-19) курсируют только на Уральской железной дороге, а все планы по развитию использования СПГ на Ямале и на других направлениях не реализованы. В 2021 году собственный проект использования СПГ на железнодорожном транспорте был начат в Якутии в компании «Железные дороги Якутии» с поставкой газа с КСПГ «Нижний Бестях».

Флот на СПГ и бункеровка

Использование СПГ в качестве судового топлива является одним из наиболее привлекательных вариантов в направлении повышения энергетической эффективности судоходства и выполнения международных требований по декарбонизации судоходства. Значительную роль в снижении парниковых газов в глобальном масштабе может внести арктическое судоходство и рост интенсивности судоходства по СМП при обязательном условии применения альтернативных топлив.

«Долгосрочная программа развития производства сжиженного природного газа в Российской Федерации» была принята Распоряжением Правительства Российской Федерации от 16 марта 2021 г. № 640-р. Природный газ определяется как топливо, позволяющее решить климатические и экологические проблемы и способное выполнить роль «переходного топлива» к углеродно-нейтральной экономике в будущем.

Общий потенциальный спрос на сжиженный природный газ в сегменте газомоторного топлива к 2035 году оценивается в 5,5 млн т (к 2024 году — до 0,8 млн т), включая 1,2 млн т для водного транспорта в основных морских акваториях (Северный морской путь, Балтийское, Черное и Японское моря) и речного транспорта.

По состоянию на конец 2021 года российский флот на СПГ составляет 9 судов, включая бункеровщик СПГ «Дмитрий Менделеев». В начале 2022 года «Дмитрий Менделеев» совершил переход к месту постоянной дислокации в Финском заливе, где он будет работать по логистике и бункеровке малотоннажного СПГ-топливом в портах Балтийского моря.

Общее количество заказанных судов в период до 2029 году составляет 24 единицы, из которых 12 должны поступить в эксплуатацию в 2022 году. В основном флот российских компаний, использующих СПГ, представлен танкерами, продуктовозами, а среди заказанных судов выделяются ледоколы.

Сдерживающим фактором в использовании СПГ выступает недостаточно развитая инфраструктура бункеровки в России, отсутствие необходимого нормативно-правового регулирования и опыта практической бункеровки судов.

С целью стимулирования использования СПГ подготовлены изменения в Кодекс торгового мореплавания Российской Федерации и в Федеральный закон № 261-ФЗ от 08.11.2007 г. «О морских портах в Российской Федерации» в части стимулирования использования экологически чистых технологий в области торгового мореплавания и судоходства.

При этом уже в настоящее время ФГУП «Росморпорт» предоставляет скидку в 10% к портовым сборам для наливных судов, использующих СПГ в качестве основного вида топлива в портах Высоцк, Калининград, Мурманск, Приморск, Усть-Луга, а также для контейнеровозов на СПГ в Большом порту Санкт-Петербург.

До запуска арктических проектов был только один пример реализации стратегии интеграции производственных мощностей и флота газовозов для транспортировки СПГ – катарские компании Qatar Gas и Nakilat.

Общее количество газовозов, обслуживающих российские проекты или принадлежащие компаниям с российским участием составляет 55 единиц, из которых 33 имеют ледовый класс Arc 7, 21 газовоз – конвенциональный, и одна плавучая регазификационная установка, которая может работать в режиме газовоза.

График поставок газовозов ледового класса полностью отражает график ввода в эксплуатацию производственных линий арктических проектов СПГ.

Автономная газификация

В России системы автономной газификации на СПГ появились в 1990-х годах. По состоянию на январь 2022 года в стране эксплуатируются 7 КСПГ (КСПГ «Первоуральск», КСПГ «Екатеринбург ГРС-4», ООО «Криогаз-Высоцк», КСПГ «Кингисепп», КСПГ «Канюсята», КСПГ «Нижний Бестях» и КСПГ «ПСК Сахалин»), поставляющих сжиженный газ для автономной газификации объектов в России. Ожидается, что в первой половине 2022 года быть введен в строй КСПГ «Тобольская» с целью автономной газификации Томской области. Еще свыше 20 КСПГ, имеющих основной рынок автономную газификацию, числятся в планах. Количество действующих СПХР на эту же дату составляет 20 и еще 1 (СПХР «Приморский порт») в резерве.

Сразу две котельные с собственными СПХР были введены в эксплуатацию на объектах Министерства обороны Российской Федерации в Мурманской области.

Для газоснабжения передвижного асфальтобетонного завода ООО «ДПО» в Оренбургской области применяется мобильный регазификатор производительностью 1500 м3/час. Поставщиком газа выступает КСПГ «Канюсята» (ООО «Газпром СПГ технологии»).

В 2021 году Правительство Сахалинской области и ПАО «Газпром» подписали программу развития газоснабжения и газификации региона до 2025 года, согласно которой 11 населенных пунктов Корсаковского, Курильского, Макаровского, Углегорского, Северо-Курильского и Южно-Курильского городских округов будут газифицированы с использованием СПГ и строительством СПХР.

Модернизация систем теплоснабжения в Республике Бурятия проводится в границах охранной зоны озера Байкал. В качестве первоочередных объектов определены город Северобайкальск (СПХР мощностью 500 нм3/час), поселок Таксимо и поселок Новый Уоян. По предварительным расчетам общий объем потребления СПГ в Бурятии составит около 28 тыс тонн в год.

30 июня 2021 года утверждена «Программа потребления сжиженного природного газа в Республике Саха (Якутия) до 2030 года», которая предполагает использование СПГ для автономной газификации, в качестве ГМТ и для поставки на экспорт. За счет СПГ к 2030 году планируется построить 27 СПХР и газифицировать 27 населенных пунктов республики. Согласно утвержденной Программе к 2030 году объем внутреннего потребления СПГ в Якутии для автономной газификации превысит 180 тыс т/год.

В соответствии с «Долгосрочной программой развития производства сжиженного природного газа в Российской Федерации», утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 16 марта 2021 г. № 640-р, основным рынком для использования СПГ в качестве энергоносителя являются Северо-Западный и Дальневосточные федеральные округа, а в разрезе макрорегионов – Западная Арктика и Дальний Восток.

Привлекательность данных географических рынков обуславливается наличием собственных запасов газа или развитием центров производства СПГ, а также отсутствием крупных НПЗ, что создает конкурентные ценовые и экологические преимущества СПГ.

Экспорт СПГ

Монополия на экспорт СПГ была введена в 2006 году Федеральным законом № 117-ФЗ от 18.07.2006 г. «Об экспорте газа» в период ожиданий глобального роста цен на нефть и газ. В 2020 году произошли революционные изменения в режиме экспорта газа из России. ПАО «НОВАТЭК» решил стратегическую задачу получения безусловного разрешения на экспорт СПГ. Фактически в Федеральный закон «Об экспорте газа» внесено юридическое определение НОВАТЭКа, как компании имеющей право экспорта СПГ с любого участка недр федерального значения.

В Энергетической стратегии Российской Федерации либерализация экспорта СПГ является ключевой мерой развития отрасли. При оценке режимов экспорта СПГ для крупнотоннажных проектов заметна относительно небольшая роль экспорта СПГ с проектов, которые управляются ПАО «Газпром». В долгосрочном периоде роль проектов независимых компаний существенно возрастет. Таким образом, без реформы экспортного законодательства в области СПГ реализация большинства заявленных проектов находится в зоне риска.

В соответствии с пунктом 15 дорожной карты по развитию рынка малотоннажного сжиженного природного газа и газомоторного топлива в Российской Федерации на период до 2025 года (утверждена Распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 февраля 2021 г. № 350-р), федеральными органами исполнительной власти проведена оценка возможности экспорта природного газа в виде СПГ, произведенного на малотоннажных заводах. Экспорт малотоннажного СПГ целесообразно либерализовать при условии, что определенный процент от объема СПГ, поставленного на экспорт, будет реализовываться на внутреннем рынке в объеме не менее 75 % от произведенной продукции.

В настоящее время экспорт СПГ из России производится с 10 проектов. «Сахалин-2» экспортирует СПГ в АТР, в основном, в страны Восточной Азии. Благодаря своему географическому положению «Ямал СПГ» осуществляет поставки СПГ в Европу и Азию. Поставки на экспорт осуществляют также средне- и малотоннажные заводы с использованием малотоннажных газовозов, железнодорожного транспорта, автомобильных полуприцепов. Российский экспорт СПГ диверсифицируется, появляются новые экспортеры разного масштаба.

Экспорт МТСПГ осуществляется в 14 стран: 11 стран Европы и 3 страны из Азии.

Самая высокая экспортная цена на СПГ из России в сегменте МТСПГ зафиксирована в Китае, Беларуси, Польше и Монголии. Наиболее высокие цены экспорта с Монголию и Китай. В 2020 году был значительный спад экспортных цен в связи с низкими мировыми ценами. В 2021 году экспортные цены существенно выросли.

В целом волатильность цен в сегменте МТСПГ меньше, чем в случае КТСПГ или на рынке других энергоносителей (СУГ, нефтепродукты). Это объясняется рыночной моделью МТСПГ, которая позволяет прямую продажу конечному покупателю без посредников.

Sk-индекс– индекс устойчивости СПГ заводов

Для нефтеперерабатывающих заводов в качестве инструмента оценки устойчивости применяется Индекс Нельсона, характеризующий сложность завода. Для заводов СПГ для оценки конкурентоспособности применяются значения предельных краткосрочных и долгосрочных издержек. При этом в большом количестве случаев в составе проекта производятся дополнительные продукты, такие как газовый конденсат, гелий, пропан-бутановая фракция, доходы от продажи которых не учитывается при оценке конкурентоспособности заводов.

Интенсивное развитие СПГ индустрии приводит к необходимости расчета индекса устойчивости/эффективности, который позволит получить комплексную оценку конкурентоспособности СПГ завода на растущем рынке.

Формула расчета SK-Индекса – индекса устойчивости, учитывает факторы производства различных продуктов в рамках СПГ проекта, эффективность технологии (через углеродный след), обеспеченность заводским хранилищем, удаленность центра добычи газа от места расположения завода.

Рынок СПГ развивается. По прогнозу МЭА, к 2040 году рынок СПГ превысит рынок трубопроводного газа. Наша страна, которая является одним из крупнейших игроков на рынке энергетики, также включилась в гонку на рынке СПГ.

На сегодняшний день на территории России действуют всего два проекта по сжижению природного газа.

Тем не менее, крупные энергетические компании стремятся развивать это направление, и в данный момент запланировано строительство ряда крупных СПГ-проектов на территории нашей страны.

Ниже мы расскажем о самых крупных СПГ-проектах России, как действующих, так и планирующихся.

Ямал СПГ

ЯМАЛ СПГ – интегрированный проект по добыче, сжижению и поставкам природного газа.

Проект предусматривает строительство завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) мощностью около 16,5 млн тонн в год на ресурсной базе Южно-Тамбейского месторождения.

Доказанные и вероятные запасы газа месторождения по стандартам PRMS составляют 926 млрд куб. м.

В рамках реализации Проекта создается транспортная инфраструктура, включающая морской порт и аэропорт Сабетта.

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 долл. США.

Сахалин-2

Фото:gazprom.ru

Проект включает в себя строительство и эксплуатацию технологических объектов мирового уровня для добычи и экспорта сырой нефти и природного газа, а также завод по производству сжиженного природного газа (СПГ).

Оператор проекта «Сахалин-2» — компания Sakhalin Energy Investment Company Ltd. (Sakhalin Energy).

В 2017 году Sakhalin Energy добыла 4,17 млн тонн (30,71 млн баррелей) нефти и 1,64 млн тонн (14,46 млн баррелей) конденсата, а также произвела 11,49 млн тонн СПГ.

Проект реализуется в зоне повышенной сейсмической активности. Для обеспечения безопасности приняты специальные конструкторские решения.

Например, морские платформы спроектированы с таким расчетом, чтобы их конструкции могли выдержать без повреждений и отказов оборудования нагрузки, возникающие при землетрясениях с вероятной повторяемостью один раз в 200 лет.

Аналогичный запас прочности заложен при проектировании завода по производству СПГ, объединенного берегового технологического комплекса, трубопроводных систем.

Арктик СПГ-2

Проект завода по производству СПГ из трех очередей мощностью около 18 млн тонн — планируется запустить в 2023 году.

с выходом на полную мощность к 2026 году. Стоимость «Арктик СПГ-2» предварительно оценивается в $25,5 млрд.

Проект реализуется на ресурсной базе Утреннего месторождения.

По состоянию на 31 декабря 2017 года, запасы Утреннего месторождения по российской классификации составили 1 582 млрд куб. м природного газа и 65 млн тонн жидких углеводородов. ООО «Арктик СПГ 2» владеет лицензией на экспорт СПГ.

Балтийский СПГ

«Балтийский СПГ» — завод по производству сжиженного природного газа в Ленинградской области.

В качестве целевых рынков сбыта СПГ, который будет производиться на заводе, рассматриваются страны Атлантического региона, Ближнего Востока, Южной Азии, рынки малотоннажного СПГ в регионах Балтийского и Северного морей.

Также изучается возможность проведения разменных операций СПГ-СПГ. Завод будет построен в районе морского порта Усть-Луга. Мощность — 10 млн тонн в год.

Ввод завода в эксплуатацию ожидается в 2022-2023 годах. Приблизительная стоимость проекта более $11 млрд.

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».

Дальневосточный СПГ

Проект «Дальневосточный СПГ» реализуется с целью монетизации газа в рамках соглашения о разделе продукции (СРП) проекта «Сахалин-1».

Участники проекта: ExxonMobil (30%, оператор проекта), ПАО «НК «Роснефть» (20%), ONGC Videsh Ltd. (20%), SODECO (30%).

Реализация проекта предусматривает строительство завода СПГ на Дальнем Востоке РФ производительностью 6,2 млн т в год, а также морского порта отгрузки СПГ и сопутствующей газотранспортной инфраструктуры.

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.

Завод «Сахалин-2». Фото: «Газпром», www.gazprom.ru 

«Сахалин-2»

Этот завод по производству сжиженного газа с проектной мощностью до 9,6 млн т в год на базе Лунского месторождения острова Сахалин стал первым в России. А скандал, связанный с проектом «Сахалин-2», в середине нулевых прогремел на всю страну.

В 1994 году на Сахалине была создана компания Sakhalin Energy, которая стала оператором проекта «Сахалин-2» и функционировала в режиме СРП – соглашения о разделе продукции. Многие российские аналитики считали это соглашение «кабальным». Оно подразумевает создание формулы, в рамках которой инвесторы (ими выступали британо-нидерландская нефтяная компания SHELL, японская инвестиционная группа Mitsui и японский конгломерат Mitsubishi), региональные власти и федеральный центр делят между собой добытую продукцию в определенном процентном соотношении. Если участников трое, каждому достается 1/3 продукции: треть – инвесторам, треть – региону, треть – Москве. СРП свойственны экономике в состоянии инфляционной турбулентности, а российская экономика в начале 90-х характеризовалась резкими скачками инфляции. Продукцию делили в натуральном виде, так как нефть не обесценивается. Поскольку у России не было средств инвестировать в разработку сахалинских месторождений, на первом этапе освоения все затраты, связанные геологической разведкой, разработкой, платежами за пользование недрами, страховыми взносами несли иностранные инвесторы. И сразу после начала добычи львиную долю нефти инвесторы оставляли себе, чтобы покрыть издержки первого этапа разработки.

Под руководством SHELL и было принято решение построить на Сахалине завод по производству СПГ. Его планировалось запустить в сентябре 2008 года. После объявления о строительстве, уже к февралю 2007-го, 98 % будущей продукции завода было законтрактовано. Но в середине нулевых началось активное политическое давление на «Сахалин-2». Поскольку власть в России сменилась с условно либеральной на условно патриотическую, проект решили отобрать у иностранцев. Компанию Sakhalin Energy обвинили в неуплате налогов (хотя первоначальные вложения в проект еще не были компенсированы) и нарушении экологического законодательства. Федеральное агентство по водным ресурсам приостановило 12 из 19 лицензий, выданных подрядчикам строительства (сразу после «перехвата» компании все лицензии восстановили). В итоге упала рыночная стоимость Sakhalin Energy. «Газпрому», который решил ее купить, компания досталась за $7,5 млрд вместо $10 млрд.

Завод «Сахалин-2». Фото: «Газпром», www.gazprom.ru

Центральный пункт управления объединенного берегового технологического комплекса. Фото: «Газпром», www.gazprom.ru

В результате «маски-шоу» чуть было не сорвался график строительства завода и поставок СПГ поставщикам, что грозило штрафами и разрывом контрактов. Новый хозяин Sakhalin Energy был вынужден приобретать СПГ на стороне и продавать его как свой. В результате разницы между рыночной ценой и ценой, прописанной в контракте, чистые потери «Газпрома» до момента запуска завода в феврале 2009 года составили $1,24 млрд.

Проектируемая мощность первой и второй линий завода заявлялась как 9,6 млн т СПГ, фактическая же оказалась немного выше – 10,93 млн т. 67,4 % объема продукции продается в Японию, 17,1 – в Южную Корею, 12,5 – на Тайвань и 3 % – в Китай. «Газпром» планирует открытие третьей очереди, однако освоить ее ресурсную базу – Южно-Киринское месторождение – невозможно без закупки норвежского и американского оборудования, что, в свою очередь, невозможно из-за санкций. В апреле 2017 года «Газпром» заявил, что третья линия «Сахалин-СПГ» точно не будет запущена раньше 2023-го. В приоритете сейчас трубопроводные объекты: «Северный поток-2», «Турецкий поток» и «Сила Сибири». Поэтому $5-6 млрд, которые необходимы для строительства третьей очереди завода, у компании на данный момент нет.

«Ямал-СПГ»

Второй российский СПГ-завод, отправивший первый танкер с СПГ в декабре 2017 года, примечателен благодаря двум вещам. Во-первых, в отличие от «Сахалин-СПГ», «Ямал-СПГ» является частным предприятием, им владеет компания «Новатэк». Во-вторых, изначально контрольная доля в нем принадлежала не иностранцам, а российским компаниям. Сейчас 50,1 % акций – у «Новатэка», 20 – у французской компании Тотаl, еще 20 – у китайской CNPC и 9,9 – у китайского Фонда Шелкового пути. Общая стоимость компании оценивается в $26,9 млрд. Ресурсной базой для «Ямал-СПГ» служит практически неисчерпаемое Южно-Тамбейское месторождение с прогнозируемыми запасами газа в 927 млрд м³.

В 2014 году «Новатэк» попал под санкции, поэтому ключевое бремя финансирования проекта переложили на российские и китайские банки. Уже к 2016 году было законтрактовано 96 % будущей продукции. Также благодаря лоббистской деятельности «Новатэка» производители СПГ в России получили много льгот: в течение первых 12 лет добычи на Южно-Тамбейском месторождении будет действовать нулевая ставка налога на добычу полезных ископаемых и нулевая ставка налога на имущество (при условии, что объемы добычи не будут превышать 250 млрд м³); ставка налога на прибыль будет снижена с 18 до 13,5 %; пошлины на экспорт СПГ снижены до нуля, а покупка оборудования, не имеющего аналогов в России, освобождена от уплаты НДС. Подарки поистине царские.

Один из ключевых рисков, подстерегающих завод «Ямал-СПГ», – трудности транспортировки. Северный Морской путь круглогодично открыт только к западу от Ямала, в направлении европейского рынка. Восточное же направление, по которому идет доставка СПГ в Китай, Японию и Корею, скован льдом с ноября по май. Для прохода в восточном направлении надо заказывать специальные танкеры класса Arc 7, которые могут ходить при температуре ниже 50 °C и преодолевать лед толщиной до 2 м без сопровождения ледокола. Теоретически для покрытия азиатского рынка «Ямал-СПГ» должен приобрести до 15 подобных танкеров. Первый – «Кристоф де Маржери» (назван в честь трагически погибшего во Внукове в 2014 году президента французской компании TOTAL) – уже успешно прошел испытания в зимнюю навигацию 2016/17 года. Однако для большинства рейсов в восточном направлении танкерам все равно понадобятся ледоколы. На данный момент «Атомфлот» обещал сдать целых три ледокола – «Арктика», «Сибирь» и «Урал» – между 2019 и 2021 годами.

Проект «Ямал-СПГ» сотрудничает с LNGSTS — ведущей компанией по перевозке и перегрузке газа. Фото: LNGSTS, www.lngworldnews.com

Но у «арктического» расположения завода есть и свои плюсы. В частности, из-за низких зимних температур стоимость сжижения газа и, соответственно, конечная стоимость продукта будет гораздо ниже мировых аналогов. Вся «прибавочная» стоимость упирается в логистику и транспорт.

На данный момент проектная мощность трех очередей завода «Ямал-СПГ» заявлена в объеме 16,5 млн т в год. Сейчас это единственный в России отечественный СПГ-проект, доведенный до ума от начала до конца, от идеи до поставок продукции потребителям. Неудивительно, что «Новатэк» готовит его расширение. Речь идет об «Арктик-СПГ». Согласно проекту, «Арктик-СПГ» должен состоять из трех очередей суммарной мощностью 18 млн т СПГ в год. Ресурсной базой должно служить месторождение Утреннее с прогнозируемыми запасами газа до 388,5 мрд м³. Завод должен быть расположен на Гыданском полуострове, напротив Ямала. В отличие от «Ямал-СПГ», емкости по сжижению газа будут располагаться не на суше, а в Карском море, на гравитационных платформах. Состав акционеров «Арктик-СПГ» планируется аналогичным составу участников проекта «Ямал-СПГ». В финансировании также примут участие и японские банки.

Согласно расчетам, производство СПГ на новом проекте «Новатэка» должно начаться в 2022 году.

                                                      «Штокмановский СПГ»

Штокмановское газовое месторождение в 550 км к северу от Мурманска открыто в 1981 году и с тех пор считается одним из крупнейших в мире. Разведанные запасы составляют 3 трлн 940 млрд м³. Оператором СПГ-завода должна была стать компания «Штокман», 51 % которой принадлежал бы «Газпрому» (владельцу месторождения), 25 % – французской компании Total, 24 % – норвежской StatoilHydro.

Согласно первоначальному плану, в 2009 году требовалось выработать окончательные критерии пуска СПГ-производства, в 2013-м – начать добычу газа из расчета 23,7 млрд м³ в год, а в 2014 году завод должен был войти в строй.

Однако из-за глобального финансового кризиса 2008–2011 годов сроки пуска завода перенесли на 2017-й. В качестве партнера планировалось пригласить индийское правительство. Однако сланцевая революция в США «утопила» проект, он лишился потенциального рынка сбыта, ведь Америка снизила импорт СПГ почти в пять раз, с 452 до 96,9 млн м³ в год. В итоге в 2013 году «Газпром» отменил тендер на проектирование завода и провозгласил, что проект замораживается «для будущих поколений». Потери норвежской стороны составили $335 млн, потери французской – $350 млн. Потери «Газпрома» не обнародованы.

«Дальневосточный СПГ»

Помимо «Газпрома», в России есть еще одно национальное достояние с сильным политическим лобби – компания «Роснефть». Неудивительно, что нефтяной гигант тоже захотел иметь свой СПГ-завод. Ресурсной базой для него было выбрано месторождение «Сахалин-1» с запасом газа 485 млрд м³. Мощность первой и второй очередей завода рассчитывалась до 10 млн т СПГ в год. Управлять процессом должен был консорциум из четырех участников: 30 % – у американской Exxon Mobil, еще 30 – у японской Sodeco, 20 – у индийской ONGC и 20 % – у «Роснефти».

Работы по организации проекта начались в 2013 году, тогда же «Роснефть» пыталась получить доступ к Сахалинской трубопроводной системе, которая была построена для поставок газа на первый в России СПГ-завод «Сахалин-2». Началась «война» с «Газпромом», жертвой которой даже стал сахалинский губернатор Александр Хорошавин: он был обвинен в коррупции и арестован. В итоге суд постановил допустить «Роснефть» в трубу, однако мощности, которые «выписали» корпорации, составляли всего 2 млрд м³
в год – в то время как ей необходимо было 8 млрд м³. Тупиковое положение. Как выход был предложен вариант строительства второй ветки сахалинского трубопровода, это было бы дешевле, чем создавать второй трубопровод с нуля. Однако и в этом случае все упирается в волю «Газпрома», который уклоняется от принятия решения. Проект «Дальневосточного СПГ» официально не заморожен, но уже несколько лет находится в подвешенном состоянии. Американская Exxon Mobil также сохраняет к нему интерес.

«Печора-СПГ»

Отличительная особенность проекта «Печора-СПГ» – то, что его инициатором стала не крупная нефтегазовая компания типа «Газпрома», «Роснефти» или «Новатэка», а вполне себе средних размеров частная компания «Аллтек». Впервые проект был анонсирован в 2007 году, а в 2010-м принято окончательное решение о его строительстве. Предполагаемая мощность – 8–10 млн т СПГ в год. Ресурсная база – Коровинское и Кумжинское месторождения в Ненецком автономном округе, обладающие запасом в 165 млрд м³. Местоположение завода – поселок Индига на побережье незамерзающей части Баренцева моря.

На данный момент проект остается на бумаге. Причина – отсутствие у компании «Аллтек» прав на экспорт СПГ. Старые игроки рынка пролоббировали решение, согласно которому торговать сжиженным природным газом могут только те компании, которые успели получить на это лицензии до 1 января 2013 года. Такому критерию соответствуют только «Газпром», «Роснефть» и «Новатэк». Чтобы преодолеть этот бюрократический барьер, «Аллтек» пошла на создание совместного предприятия с «Роснефтью», соглашение о котором подписано 23 мая 2014 года. Лоббисты нефтяного гиганта тут же провели изменения в законодательстве, которые предписывали сдвинуть границу допуска на рынок СПГ до 1 июля 2014 года – это давало «Печора-СПГ» право на жизнь. Однако лоббисты «Газпрома», в свою очередь, организовали «отрицательное заключение» Министерства энергетики и Министерства экономического развития на упомянутые выше поправки. Поправки не приняли, проект завода «Печора-СПГ» завис в воздухе. Вдобавок к этому, «Газпром» перекупил два газовых месторождения – Ванейвисское и Лаявожское, за счет которых «Печора-СПГ» планировал расширить свою ресурсную базу. В итоге крупные игроки просто съели маленького конкурента.

Последние годы аналитики активно хоронят нефтегазовую отрасль.

Кто-то считает, что скоро все перейдут на электромобили и нефть будет не нужна, кто-то пишет, что нефть вообще скоро кончится.

Но на фоне таких заявлений российские нефтегазовые компании продолжают осваивать новые проекты, вкладывать деньги в новую добычу и разработку. То есть они верят, что нефтегазовая отрасль в ближайшие десятилетия останется рентабельной и прибыльной.

В этой статье я рассмотрю крупнейшие проекты российских нефтегазовых компаний, которые становятся или могут стать их точками роста на годы вперед.

ГАЗПРОМ

Амурский газоперерабатывающий завод

Амурский ГПЗ — одно из крупнейших предприятий в мире по первичной переработке природного газа. Этот крупный газоперерабатывающий кластер строится на пути газопровода «Сила Сибири», по которому природный газ поступает с Чаяндинского и Ковыктинского месторождений на экспорт в Китай.

Природный газ, добытый из месторождения, содержит в себе ценные компоненты: в первую очередь, это чистый метан, который используется как топливо на электростанциях, в промышленности и в наших домах для приготовления пищи. Кроме метана, из газа можно выделить этан, пропан, бутан, пентан-гексановую фракцию, гелий. Эти компоненты можно использовать для дальнейшей более глубокой переработки и, соответственно, получения продуктов с более высокой добавленной стоимостью. Именно для выделения этих ценных компонентов и строится Амурский ГПЗ. После выделения дальше в Китай будет идти уже чистый метан.

Наиболее ценный из всех добытых компонентов — гелий, по объемам которого «Газпром» при реализации проекта может стать крупнейшим производителем в мире: месторождения в США постепенно исчерпываются.

Мировое потребление гелия к 2030 году составит примерно 238—312 млн кубометров в год, а его производство будет составлять только 213—238 млн кубометров в год — соответственно, возникнет дефицит. Этот факт может заставить цены на гелий значительно вырасти, что благоприятно скажется на выручке «Газпрома», который будет производить около 25% мирового объема.

Первые линии завода запустили 9 июня 2021 года — на проектную мощность планируется выйти к 2025 году.

Сложно точно оценить экономический вклад и сроки окупаемости проекта. Изначально «Газпром» оценивал стоимость проекта в 950 млрд рублей, но во время церемонии запуска Владимир Путин уточнил, что инвестиции составили свыше 1 трлн рублей. По оценкам, когда завод выйдет на полную мощность, минимальный объем выручки будет составлять примерно 2,3 млрд долларов в год. Если взять курс доллара за 72 Р, а общий вклад в проект — за 1 трлн рублей, то при таких параметрах проект окупится примерно за 6 лет работы на полной мощности.

Конечно, этот расчет очень примерный, так как на выручку будут оказывать значительное влияние изменения экспортных цен и валютных курсов.

ГАЗПРОМ

Комплекс по производству СПГ и переработке газа в Усть-Луге

Сжиженный природный газ может стать одной из главных точек роста нефтегазовой отрасли в ближайшие десятилетия. По прогнозам «Новатэка», спрос на СПГ будет расти минимум до 2040 года.

Завод в Усть-Луге, который строит «Газпром», должен стать самым мощным предприятием по переработке природного газа в России и самым мощным по объему производства СПГ в Северо-Западной Европе.

Проектная мощность завода — 45 млрд кубометров природного газа в год. Из этого объема должно быть выделено:

1. 13 млн тонн СПГ.
2. До 3,8 млн тонн этановой фракции.
3. До 2,4 млн тонн сжиженных углеводородных газов — СУГ, это смесь пропана и бутана.
4. 0,2 млн тонн пентан-гексановой фракции.

Располагаться завод будет в месте начала газопровода «Северный поток — 2», который идет из Усть-Луги в Германию.

Начало работы первых линий завода запланировано на конец 2023 года, запуск второй очереди — на конец 2024 года.

Как новые проекты повлияют на мощность по переработке газа «Газпромом»

Проект	Объем, млрд м³
Без учета новых проектов	110
Амурский ГПЗ	+42
Завод в Усть-Луге	+45

НОВАТЭК

«Ямал СПГ»

В отличие от «Газпрома», который только начинает двигаться в сторону производства СПГ, «Новатэк» занимается этим с 2017 года.

Мощность завода на Ямале составляет 17,4 млн тонн СПГ в год. Газ поступает с Южно-Тамбейского месторождения полуострова Ямал.

На своих проектах «Новатэк» зарабатывает двумя способами: на экспорте СПГ и продаже долей иностранным компаниям — тем самым Total, китайским и японским компаниям. Продажа долей иностранным компаниям позволила «Новатэку» построить «Ямал СПГ» без значительного наращивания долга.

Доли в проекте «Ямал СПГ» продавались постепенно:

1. В 2011 году состоялась сделка с Total за 63 млрд рублей, что составило около 50% от чистой прибыли за 2011 год.
2. В 2014 году — сделка с китайской CNPC за 40 млрд рублей, что составило около 35% от чистой прибыли за 2014 год.
3. В 2016 году — сделка с Фондом Шелкового пути за 74 млрд рублей, это около 30% чистой прибыли за 2016 год.

По результатам 2020 года доля «Ямал СПГ» в производстве природного газа «Новатэком» составила около 23%. А доля природного газа — вместе с СПГ — в выручке составляет около 50%. Соответственно, «Ямал СПГ» вносит вклад в выручку около 11,5%. Эта сумма может быть больше, так как экспортные цены на СПГ выше, чем внутрироссийские цены на трубопроводный газ.

НОВАТЭК

«Арктик СПГ 2»

«Арктик СПГ 2» — это еще один проект «Новатэка», связанный с производством сжиженного природного газа. Но, в отличие от «Ямал СПГ», который уже работает на полную мощность, «Арктик СПГ 2» находится еще в стадии строительства. Проектная мощность завода составляет 19,8 млн тонн СПГ в год, что сопоставимо с объемами «Ямал СПГ». Газ на заводы «Арктик СПГ 2» будет поступать с месторождения Утреннее полуострова Гыдан.

Как и в случае с «Ямал СПГ», «Новатэк» не единственный акционер: он владеет 60% акций завода. 10% принадлежит компании Total, по 10% — китайским компаниям CNPC и CNOOC, 10% — японскому консорциуму Mitsui и Jogmec. Доли в проекте «Новатэк» продал в 2019 году за 683 млрд рублей, получив общую прибыль за год 883 млрд рублей. Продажа долей сформировала примерно 75% прибыли за год.

Производственные мощности «Арктик СПГ 2» и «Ямал СПГ» сопоставимы: «Арктик СПГ 2» на 14% больше — соответственно, можно ожидать сопоставимого процентного вклада в выручку с учетом ее роста.

РОСНЕФТЬ

«Восток Ойл»

«Восток Ойл» — большой проект «Роснефти» по разработке кластера нефтяных месторождений на севере Красноярского края и полуострове Таймыр.

Подтвержденная ресурсная база всех месторождений составляет 6 млрд тонн нефти — это значительно не только по российским, но и по мировым меркам. Для сравнения: общий объем запасов нефти в России на конец 2019 года составлял 14,7 млрд тонн, а мировой объем запасов — 244,6 млрд тонн.

На конец 2019 года объем доказанных запасов компании «Роснефть» составлял примерно 5,7 млрд тонн нефтяного эквивалента. Получается, с учетом месторождений проекта «Восток Ойл» объем доказанных запасов может вырасти вдвое.

Отдельно следует отметить высокое качество нефти на этих месторождениях. Низкое содержание серы — 0,05% — позволяет рассчитывать на премию даже по сравнению с ближневосточными сортами и Brent.

По прогнозам, объем добычи нефти на месторождениях проекта достигнет 30 млн тонн к 2024 году, 50 млн — к 2027 году и 100 млн тонн — к 2030 году. Для сравнения: 100 млн тонн — это 43% от объема добычи всей группы «Роснефть» за 2019 год.

Проект «Восток Ойл», как и проекты «Новатэка», будет способствовать развитию Арктики и в первую очередь Северного морского пути: именно по нему с помощью танкеров будет транспортироваться добываемая нефть.

В июне 2021 года «Роснефть» продала еще 5% консорциуму компаний Vitol и Mercantile & Maritime Energy. Сумма еще не разглашается, так как сделка не закрыта до конца.

ГАЗПРОМ-НЕФТЬ

Добыча на арктическом шельфе

Нефтяные компании стали обращать внимание на нефтяные месторождения арктического шельфа, так как там кроются значительные нетронутые запасы. В 2019 году Минприроды получило оценку запасов в Арктике: 7,3 млрд тонн нефти и 55 трлн кубометров природного газа. Из этих объемов примерно 41% приходится на морской шельф.

Сейчас в России работает единственный проект по добыче углеводородов на арктическом шельфе — это проект «Приразломное», принадлежащий «Газпром-нефти».

По данным на конец 2019 года, запасы углеводородов на этом месторождении составляют 70 млн тонн, при этом за 2019 год было добыто 3,14 млн тонн.

Нефть, добываемая на Приразломном, получила особый сорт под названием ARCO — Arctic Oil. Она довольно тяжелая по сравнению с традиционными запасами, отличается высокой плотностью, высоким содержанием серы и низким содержанием парафинов. Такая нефть хорошо подходит в качестве сырья для нефтехимии.

Другие нефтегазовые компании не спешат осваивать арктический шельф по двум основным причинам:

1. Себестоимость добычи высокая относительно традиционных месторождений. Эксперты называют разные цены на нефть, при которых ее добыча на арктическом шельфе будет рентабельной. В среднем это от 70 до 100 $ за баррель. В любом случае эти суммы значительно выше минимальных допустимых цен для рентабельности традиционных месторождений, которые, как показывает практика, остаются прибыльными даже при ценах 30—40 $ за баррель.
2. Условия добычи такой нефти довольно суровые. Низкая температура, холодное море и льды усложняют условия бурения и добычи. Нужны специальные технологии разведки, установки платформ, энергообеспечения. Еще должны работать особые требования к безопасности и экологии, так как в случае аварии и разлива нефти это может стать катастрофой: ликвидировать последствия в таких условиях будет намного сложнее.

ГАЗПРОМ-НЕФТЬ

Баженовская свита

Баженовская свита — это группа горных пород, залегающих на глубине 2—3 км и содержащих нефть. Свита располагается на территории около 1 млн квадратных километров в Западной Сибири.

В рамках федерального проекта к 2025 году планируется вовлечь в разработку около 760 млн тонн запасов.

На данный момент «Газпром-нефть» ведет технологические разработки, чтобы в будущем сделать объемы всей свиты рентабельными для освоения.

Итоги

Судя по прогнозам потребления различных видов энергии, можно с уверенностью сказать, что газовые проекты будут прибыльны еще на многие годы. В потреблении нефти тоже не ожидается больших провалов, но стоит держать в уме возможное замедление или легкий спад потребления. Поэтому на вопрос о необходимости разработки трудноизвлекаемых месторождений ответить сложнее: многое будет зависеть от динамики цен на нефть и гибкости самих нефтяных компаний.

Первая отгрузка сжиженного природного газа с «Ямал СПГ» произошла 8 декабря 2017 года. По этому случаю в поселок Сабетта приехал президент Владимир Путин. Он побеседовал с рабочими и сообщил, что по пути из аэропорта не заметил северного сияния, поскольку видел только высокотехнологичное сияние завода. Путин признался, что многие отговаривали его от проекта «Ямал СПГ». «Но те, кто начинал этот проект, рискнули и добились результатов», — похвалил президент. Рискнувший — миллиардер — был в зрительном зале. «В том, что проект состоялся, на 80% заслуга Михельсона, — утверждает его знакомый. — Еще 20% — это удача: интересы бизнесмена совпали с интересами государства».

Forbes выбрал «Ямал СПГ» главным проектом 2018 года. С момента запуска с завода отгрузили более 7 млн т сжиженного газа. Впрочем, для Михельсона это только начало. Перед ним стоят задачи, к которым относятся с еще большим скептицизмом, чем к строительству завода на краю земли.

Край земли

В начале 2000-х Сабетта был полуразрушенным вахтовым поселком на 70 человек, добывавших газовый конденсат на советском оборудовании 1980-х годов. Однажды там высадился десант топ-менеджеров нефтяной компании, принадлежавшей шейху Хамдану бин Зайд Аль-Нахайяну, сыну основателя Объединенных Арабских Эмиратов. Арабы прилетели на Ямал вместе с предпринимателем Николаем Богачевым по его приглашению. Когда самолет приземлился в Сабетте, из него буквально вывалились люди Богачева, успевшие изрядно принять на грудь во время полета. Помочь арабам выгрузить вещи русские были не в состоянии, и пришлось срочно искать грузчиков в округе. Гости были под впечатлением от увиденного в Сабетте: неужели посреди этой разрухи в условиях вечной мерзлоты можно пробурить хоть одну скважину? Впрочем, суровые условия Сабетты интересовали арабов куда меньше предполагаемых 1,2 трлн куб. м газа Южно-Тамбейского месторождения, расположенного рядом. Несмотря на впечатляющие запасы, о месторождении, затерянном на севере Ямала в 600 км от Полярного круга, как будто все забыли. Этим и воспользовался бывший офицер внешней разведки Богачев. После распада СССР он начал скупать геологоразведочные предприятия. На их балансах были разведанные месторождения нефти и газа, которые Борис Ельцин разрешил геологам добывать и экспортировать.

Лицензия на Южно-Тамбейское месторождение принадлежала «Ямалнефтегазгеологии», объединявшей несколько геологических экспедиций на севере Ямала. В 1995 году Богачев приватизировал 49% компании, а в 2002 году был близок к тому, чтобы получить полный контроль над ней. «Ямалнефтегазгеология» обанкротилась, и Богачев якобы по договоренности с вице-губернатором Ямало-Ненецкого АО Иосифом Левинзоном планировал выкупить ее имущественный комплекс и долги.

На месторождении Богачев планировал поставить завод по сжижению природного газа. Развивать его иначе не было смысла: до ближайшего трубопровода «Газпрома» более 700 км, зато Обская губа совсем рядом, что открывало возможность для морской транспортировки. Технология сжижения газа, позволяющая уменьшать его объем в 600 раз при охлаждении до –160 °С, в то время активно развивалась, себестоимость производства СПГ по всему миру снижалась. Но для России это все еще было экзотикой.

Богачев вспоминает, что в те времена даже сотрудники «Газпрома» в беседе о сжиженном природном газе могли спутать его с сжиженным нефтяным — пропан-бутаном, который используется, например, в зажигалках.

Привлечь шейха Хамдана к партнерству не удалось, и в 2003 году Богачев сам выкупил «Ямалнефтегазгеологию». Собеседник Forbes, знакомый с этой сделкой, говорит, что она вызвала недовольство в Министерстве природных ресурсов — Южно-Тамбейское месторождение считалось стратегическим запасом «Газпрома». По словам собеседника, глава Минприроды Виталий Артюхов хотел было заблокировать переоформление месторождения, но с Ямала в Москву пришла уже подписанная губернатором Юрием Нееловым лицензия на компанию Богачева «Тамбейнефтегаз». В те годы оформить лицензию без согласия властей региона было невозможно. Богачев получил ее, передав 25% плюс одну акцию «Тамбея» Региональному фонду развития Ямала, который курировал Левинзон.

Неудобные партнеры

Знакомые Богачева вспоминают, что его отношения с фондом развития Ямала были далеки от партнерских. Фонд блокировал «Тамбею» любые предложения по развитию Сабетты, а в 2003 году неожиданно для Богачева переоформил свой пакет вместе с двумя другими предприятиями на «Новатэк» Леонида Михельсона в обмен на 7,58% газовой компании. Позже гендиректор фонда Марксмир Ким утверждал, что сделку предложил сам «Новатэк», тем более что сработаться с Богачевым не удалось. Михельсон был близким другом Иосифа Левинзона, который до перехода в правительство Ямала возглавлял компанию «Пурнефтегазгеология». Они познакомились в 1993 году, когда «Пурнефтегазгеология» заказала тресту «Нова» Михельсона строительство трубопровода на Восточно-Таркосалинском месторождении. «Нова» подряд выполнила, но расплатиться геологи смогли только долей в компании «Таркосаленефтегаз» (ей принадлежала лицензия на месторождение) — так и начался газовый бизнес «Новатэка», совладельцем которого неоднократно называли Левинзона. В компании Михельсона это всегда опровергали.

Отношения с Михельсоном у Богачева тоже не сложились. Он летал по всему миру в поисках партнеров для строительства завода СПГ. Необходимые инвестиции он в разговоре с Forbes оценил в $8–10 млрд. Проектом интересовались иностранные мейджоры, например, Shell и Repsol. Но для начала нужно было всего $200 млн, в том числе чтобы проложить газопровод на север полуострова Ямал до будущего порта отгрузки СПГ. Богачев говорит, что предлагал «Новатэку» участвовать в финансировании и выкупить допэмиссию «Тамбея» на $50 млн, но получил отказ. Зато в «Тамбейнефтегаз» зачастили проверяющие органы и правоохранители. Богачев это связывает с желанием «Новатэка» и региональных властей получить 100% компании. «На компанию оказывалось давление, — подтверждает Владимир Обыденов, бывший тогда заместителем гендиректора «Тамбейнефтегаза» по промышленной безопасности и взаимодействию с госорганами. — Одна проверка сменялась другой».

У знакомых Михельсона другая версия: как только владелец «Новатэка» появился в «Тамбее», Богачев попросил его «отойти и не лезть», что не устраивало Михельсона, тоже интересовавшегося идеей завода СПГ. И проблемы начались как раз у «Новатэка», который готовился к IPO. В какой-то момент Михельсон захотел просто уйти, освободиться от этой проблемной ситуации, объясняет собеседник Forbes. Последней каплей стали обыски в офисе «Новатэка» в июне 2005 года, во время road show. Тогда же сотрудники прокуратуры пришли в Фонд развития Ямала. Собеседники Forbes из окружения Михельсона уверены, что все это устроил Богачев, так считали тогда и в фонде. Богачев все отрицает: если он и имел отношение к проблемам «Новатэка» и ямальских чиновников, то лишь косвенное, якобы проверяя, как газовая компания получила долю в «Тамбее», прокуратура заинтересовалась более ранними сделками, например, приобретением доли в Восточно-Таркосалинском месторождении. В это время, напоминает Богачев, команда Алексея Миллера, возглавившего «Газпром», начала активно возвращать утраченные в 1990-е активы.

Ямальская прокуратура потребовала закрыть Фонд развития Ямала: к тому времени фонд продал 5,6% акций «Новатэка» Внешэкономбанку, чем нанес региону ущерб. Левинзон ушел в отставку и надолго пропал из поля зрения. А «Новатэк» продал блокпакет «Тамбейнефтегаза» дочерней структуре Газпромбанка «Газпромбанк-инвест» за $4 млн.

Военное положение

«Богачев был очень уверенный в себе, наглый, легко мог завести «уголовку» на всех, кто ему мешал», — утверждает бывший сотрудник Газпромбанка. По его словам, Богачев якобы прослушивал телефоны сотрудников банка, подкупал следователей и пользовался услугами Люберецкой ОПГ. «Он не только не звал банк на советы директоров, но еще и угрожал его менеджерам, им приходилось ездить с охраной», — рассказывает собеседник Forbes.

Спустя 15 лет Богачев комментирует это с улыбкой и утверждает, что никогда никого «не травил» и даже не имел для этого ресурсов, а c наружным наблюдением и прослушкой сталкивались как раз он и его менеджеры.

Но кое-какие ресурсы у бывшего офицера КГБ все же были. Один из собеседников Forbes говорит, что Богачева связывали деловые отношения с Василием Шестаковым, спарринг-партнером Путина на татами в юношеские годы. Богачев не отрицает знакомство: Шестаков пытался ему помочь, когда были трудности, но не смог.

В июне 2006 года Александр Красненков, директор департамента по управлению имуществом и корпоративным отношениям «Газпрома», предложил Богачеву продать 25% за $20 млн, напомнив о судьбе крупнейших независимых производителей газа, вспоминает бизнесмен. «Итеру» вытеснили с рынков сбыта стран СНГ и лишили доступа к экспортной трубе, а отдал монополии 51% «Нортгаза».  По словам знакомого Богачева, он к тому моменту вложил в Южно-Тамбейское месторождение не менее $120 млн, в том числе заемных денег. Предложение Красненкова он отверг и предупредил, что скоро никакого смысла во владении «Тамбеем» не будет: лицензия на Южно-Тамбейское месторождение переводилась на «Ямал СПГ» (51% принадлежал «Тамбейнефтегазу», остальное — структурам Богачева). Зачем это понадобилось? Версия Богачева: чтобы привлечь инвестиции иностранных партнеров. Версия бывшего менеджера Газпромбанка: чтобы увести месторождение у других акционеров.

Свой план Богачев воплотил в жизнь с грациозной стремительностью. «Газпромбанк-инвест» стал собственником акций «Тамбейнефтегаза» 21 июня, но только номинально. На следующий день представитель Газпромбанка попытался зарегистрироваться в реестре владельцев акций «Тамбея», но получил отказ из-за отсутствия заверенной нотариусом копии банковской карточки. Поэтому официально «Газпромбанк-инвест» стал акционером только 6 июля. За это время команда Богачева через совет директоров «Тамбейнефтегаза» переоформила лицензию на «Ямал СПГ» и направила необходимые документы в Роснедра. Лицензия была переведена 13 июля. Газпромбанк остался с акциями-«пустышками» на руках и воспринял это как объявление войны.

Богачев утверждает, что делал все по закону, но Газпромбанк атаковал по всем фронтам: от Роснедр потребовал отменить перевод лицензии на «Ямал СПГ» и обратился с заявлением в Следственный комитет, который возбудил уголовное дело о мошенничестве против неустановленной группы лиц. Осенью 2006 года в офисе «Ямал СПГ» на набережной Тараса Шевченко в Москве прошли обыски. Суд признал передачу лицензии на «Ямал СПГ» незаконной. После подтверждения этого решения в других инстанциях лицензию пришлось бы вернуть Роснедрам. «Мы убедили возможных партнеров Богачева, в том числе иностранцев, что актив отойдет государству, — вспоминает бывший топ-менеджер Газпромбанка. — Мы загнали его в угол, и он вынужден был продать все».

Продолжать столь крупный проект в условиях конфронтации с лицами, которых можно рассматривать как близких к государству, невозможно, признает Богачев. Но была еще одна проблема. В июле 2006 года был принят закон, закрепляющий монополию на экспорт газа за «Газпромом», а это перечеркивает любые проекты, нацеленные на экспорт, а не на внутренний рынок. Богачев активно искал покупателей. Полтора года войны с Газпромбанком были не чем иным, как торгом за лучшую цену. Он вспоминает, что не было ни одного крупного бизнесмена или руководителя нефтегазовой компании, который бы не пытался войти в сделку.

Лучшую цену предложил , возглавлявший тогда «Газпроминвестхолдинг», «дочку» «Газпрома», возвращавшую активы газовой монополии. «Богачева я знал давным-давно. Газпромбанк за ним полтора года ходил, судился, рядился, — рассказывал Усманов в интервью Forbes. — А это же плохо, когда судятся. Я к нему пришел и говорю: послушай, что ты хочешь — деньги или дальше судиться?» Богачев говорит, что принял предложение Усманова, так как был уверен, что тот не обманет. В конце 2006 года структуры Усманова и партнеров выкупили у Богачева 74,9% «Ямал СПГ». Остальное досталось Газпромбанку. Богачев получил $375 млн, говорят два источника Forbes, знакомые с условиями сделки. После продажи уголовное дело по факту мошенничества было закрыто, апелляционная инстанция признала перевод лицензии с «Тамбея» на «Ямал СПГ» законным.

Усманов заключил сделку с Богачевым по согласованию с Газпромбанком. У банка уже было несколько месторождений и собственный газовый трейдер в Европе, и Южно-Тамбейское месторождение банк планировал развивать самостоятельно. Структуры Усманова вложили в 3D-сейсмику месторождения 1 млрд рублей, вспоминает Обыденов, а через полтора года продали 74,9% «Ямал СПГ» структурам — друга Владимира Путина и совладельца нефтетрейдера Gunvor, поскольку в кризис 2008 года Газпромбанку стало не до месторождения.

Возвращение Михельсона

К тому времени Тимченко несколько лет жил за границей, где у него был налаженный бизнес — торговля нефтью и нефтепродуктами. Для разработки месторождения ему нужен был индустриальный партнер. Тогда же он познакомился с Михельсоном. «Новатэк» уже стал заметным игроком на газовом рынке, выжившим в тени «Газпрома», и нуждался во влиятельном партнере, который позволил бы ему выйти на новый уровень. Тимченко с его связями и опытом участия в международных проектах подходил как нельзя лучше. Так началось одно из самых успешных партнерств современной России. В 2008 году Тимченко купил 5% «Новатэка», а в июне 2009 года компания Михельсона приобрела 51% «Ямал СПГ» у Тимченко за $650 млн, получив опцион на оставшийся пакет.

За два следующих года идея строительства завода СПГ на Южно-Тамбейском месторождении стремительно прошла путь от умозрительного проекта на бумаге до стройки национального уровня. Путин одобрил для «Ямал СПГ» беспрецедентный набор льгот: 12-летнее освобождение от налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), освобождение от налога на имущество, НДС и импортных пошлин при импорте оборудования, а также льготный налог на прибыль по ставке 13,5%. Также государство взяло на себя строительство инфраструктуры, например, порта в Сабетте. Все это сделало проект коммерчески выгодным — в обычных условиях у него не было шанса окупиться.

Тимченко сумел убедить Путина, что подобные проекты смогут стать основой развития навигации по Северному морскому пути и упрочения российского контроля над значительной частью Арктики, объясняет партнер консалтинговой компании RusEnergy Михаил Крутихин. «Все амбициозные СПГ-замыслы газового монополиста (Харасавэй на Ямале, «Владивосток-СПГ», Штокман и Балтийский СПГ) доказали несостоятельность», — считает он. Впрочем, Тимченко всегда говорил, что не использовал свои отношения с Путиным для лоббирования «Ямал СПГ».

«Новатэк» реализовал опцион в 2011 году и выкупил оставшиеся 25,1% акций «Ямал СПГ» у , которого называют другом детства Владимира Путина. В начале 2000-х, рассказывал Тимченко, Колбин как финансовый инвестор участвовал в создании Gunvor, за что получил миноритарную долю. Его роль в сделке с «Ямал СПГ» была аналогична, говорит осведомленный собеседник Forbes. Колбин хорошо заработал, он выкупил 25% у Газпромбанка за $78 млн, а «Новатэку» продал за $526 млн. Всего структуры Тимченко и Колбина потратили на выкуп «Ямал СПГ» у Газпромбанка $600 млн, а «Новатэку» продали актив за $1,6 млрд, говорит бывший топ-менеджер Газпромбанка. Разница объясняется ростом цен на газовые активы в 2008–2011 годах. Тимченко дополнительно к 5% акций «Новатэка», купленных в 2008 году, получил еще 13,13%. В начале 2009 года этот пакет на бирже стоил около $1,6 млрд.

Сложный взлет

В ночь на 21 октября 2014 года на взлетной полосе аэропорта Внуково бизнес-джет Falcon 50EX столкнулся со снегоуборочной машиной. Все четыре человека, находившиеся на борту самолета, погибли. Среди них был глава французской Total Кристоф де Маржери. Трагедия стала большим ударом для «Новатэка», который давно сотрудничал с Total, и лично для Михельсона. «Они очень сошлись ментально, — вспоминает знакомый бизнесменов. — Маржери, как и Михельсон, был человеком дела, очень четкий и волевой». В марте 2011 года Маржери и Михельсон подписали в резиденции Путина в Ново-Огареве меморандум о сотрудничестве. Французская компания стала акционером «Новатэка» с долей 12%, а также купила 20% «Ямал СПГ». За акции «Новатэка» Total заплатила $4 млрд, за долю в газовом проекте — еще $1,2 млрд, из которых $775 млн внесла в капитал «Ямал СПГ».

В январе 2014 года у «Ямал СПГ» появился третий акционер: 20% выкупила CNODC, дочерняя структура китайской CNPC. Идея пригласить китайцев открывала для «Ямал СПГ» гигантский китайский рынок. На страны АТР приходится основной рост спроса на топливо, и местные покупатели готовы платить премию к рыночной цене. Незадолго до сделки экспортная монополия «Газпрома» была разрушена. Власти разрешили независимым производителям поставлять газ за рубеж, но только сжиженный и при соблюдении целого списка условий, которым отвечают «Новатэк» и «Роснефть».

Китайцы сыграли важную роль в проекте и после того, как США ввели против «Новатэка» и Геннадия Тимченко санкции в 2014 году. Сотрудники «Новатэка» в личных беседах с представителями Госдепа США получали недвусмысленные намеки: санкции введены, чтобы навредить «Ямал СПГ», говорит знакомый Михельсона. В это время в США бурно развивалась сланцевая добыча. Построенные в начале 2000-х регазификационные терминалы, которые могли бы принимать поставки СПГ, перестраивали в заводы по сжижению. США хотели войти в число крупнейших мировых поставщиков СПГ.

После введения санкций надежды «Новатэка» и Total построить «Ямал СПГ» на кредиты западных банков потерпели крах. Проект вновь поддержало государство, выделив в конце 2014 года 15-летний кредит на 150 млрд рублей из Фонда национального благосостояния. Это убедило иностранцев, что российские власти будут поддерживать «Ямал СПГ» в любом случае. В декабре 2015 года 9,9% «Ямал СПГ» за €1 млрд купил китайский государственный Фонд Шелкового пути. Кроме того, через несколько месяцев China Exim Bank и China Development Bank предоставили «Ямал СПГ» 15-летний кредит на €9,3млрд и 9,8 млрд юаней (эквивалент $12 млрд). Китайские деньги обеспечили примерно половину суммы, необходимой для строительства завода по производству СПГ, — $27 млрд.

Хозяева Арктики

Рождественские каникулы принесли на Восточное побережье США снежные бури и аномальные холода. За неделю с 28 декабря 2017 по 5 января 2018 года цены на газ на спотовой площадке Henry Hub взлетели в два раза. И французская компания Engie, выкупившая первую поставку с «Ямал СПГ», отправила танкер с топливом в порт Бостона. В «Новатэке» этого не ожидали — предполагалось, что газ пойдет в Китай. Но бостонская поставка доказала, что конечного покупателя СПГ угадать почти невозможно. Большая часть газа с «Ямал СПГ» продается по долгосрочным контрактам. По 3 млн т и 5 млн т в год покупают акционеры проекта — CNPC и Total, еще 2,5 млн т и 2,9 млн т законтрактованы испанской Gas Natural Fenosa и трейдером «Газпрома».

«Трейдер сам не знает, кому он будет продавать газ через несколько лет, — говорит директор Фонда национальной энергетической безопасности Константин Симонов. — В этом вся суть рынка СПГ, когда собственники газовоза смотрят на конъюнктуру и отправляют газ туда, где выгодно». Пока же большая часть танкеров с ямальским газом уходит в Европу. Первая отгрузка с «Ямал СПГ» произошла в декабре 2017 года, а первый танкер с газом прибыл в Китай только в июле 2018 года.

Впрочем, Михельсон и его партнеры всерьез намерены закрепиться на азиатском рынке. К 2023 году «Новатэк» планирует построить на Камчатке перевалочный хаб мощностью 20 млн т СПГ (и еще один в Мурманской области). В мае 2018 года, сразу после переизбрания, Владимир Путин в очередном «майском указе» поставил задачу увеличить грузоперевозки по Севморпути до 80 млн т к 2024 году.

Логика Михельсона вновь совпадает с государственной стратегией: «Новатэк» планирует обеспечить больше половины этого объема. В 2018 году грузопоток по СМП составит около 19 млн т, из них половину обеспечит сама компания.

Проектная мощность «Ямал СПГ» только 16,5 млн т, поэтому «Новатэк» уже готовит новый проект — «Арктик СПГ-2» на базе Утреннего месторождения на Гыданском полуострове с запасами 2 трлн куб. м газа. 10% в «Арктик СПГ-2» планирует купить Total. А в акватории Обской губы «Новатэк» недавно открыл еще одно месторождение — Северо-Обское с запасами не менее 320 млрд куб. м, которое может стать базой для других заводов.

Грандиозные планы Михельсона сдерживает недостаток флота. Обеспечить «Ямал СПГ» газовозами должен был Совкомфлот, возглавляемый Сергеем Франком, родственником Тимченко (сын Франка Глеб женат на дочери бизнесмена Ксении). Франк получил у «Новатэка» гарантию, что будет ежегодно перевозить СПГ с Ямала на $3 млрд, говорит знакомый Михельсона. Под эту гарантию Совкомфлот заказал на южнокорейской верфи Daewoo шесть танкеров ледового класса ценой более $300 млн каждый. Но из-за проблем с финансированием смог купить только один — его, по предложению Михельсона, назвали «Кристоф де Маржери». Остальные танкеры для «Ямал СПГ» приобрели иностранные компании.

Теперь необходимо строить флот для «Арктик СПГ-2». Правительство может запретить использование судов иностранной постройки на Севморпути. Михельсон называет эту идею «вредной по сути», но уже подписал соглашение о строительстве флота с верфью «Звезда», которую развивают «Роснефть» в консорциуме с Газпромбанком и «Роснефтегазом». «Звезда» может построить три ледокола проекта «Лидер» стоимостью более 100 млрд рублей каждый. У «Звезды» нет опыта в строительстве судов, необходимых для проектов «Новатэка», но глава «Роснефти» Игорь Сечин считает, что без заказов такие компетенции и не появятся, рассказывает знакомый Михельсона.

Раньше бизнесмен постоянно летал из Москвы в Сабетту. Теперь в его графике появились два новых маршрута — Камчатка и Мурманск. Рядом с Мурманском «Новатэк» планирует выпускать так называемые гравитационные платформы для производства сжиженного газа на «Арктик СПГ-2». На Обско-Тазовской губе невозможно работать на платформах, которые стоят в Северном и Норвежском морях, объясняет Крутихин. Там такое движение льдов, что айсберги сметут все подводные газопроводы и линии электропередачи. В итоге выбрали другой вариант — доставлять туда плавучие железобетонные конструкции и там их топить. Фактически гравитационные платформы — это искусственный остров.

На новом заводе «Новатэк» планирует применять и собственную технологию «Арктический каскад», позволяющую использовать естественный мороз для сжижения газа. Технология изначально принадлежала немецкой инжиниринговой компании Linde, сейчас подрядчик обещает передать ее в проект и обеспечить локализацию, рассказывает Константин Симонов. Впрочем, пока «Новатэк» вряд ли может самостоятельно заниматься крупнотоннажным производством СПГ. Одна из главных проблем — привязка технологии к конкретной территории. Ту же технологию Linde уже 20 лет используют в Норвегии, и постоянно появляются новости о проблемах и авариях.

Михельсон мечтал довести капитализацию «Новатэка» до $100 млрд. Половину пути он уже прошел. На бирже «Новатэк» стоит более $50 млрд. Что думает Николай Богачев о проекте, которому в свое время дал название? «Задействование потенциала Ямала — задача, на которую не жалко никаких денег и усилий, все окупится многократно», — верит он. От того, что «Новатэк» построил и запустил «Ямал СПГ», он испытывает «моральное удовлетворение».