Информационный сайт о технадзоре сетей газоснабжения и строительстве газопроводов

В прошлом году в России появился второй после «Сахалина-2» производитель сжиженного природного газа (СПГ). На Ямале, в тяжелейших природных условиях, заработал «Ямал СПГ» – проект «Новатэка», французской Total, китайских CNPC и Silk Road Fund. Еще несколько лет назад Минэнерго очень скептически относилось к российским перспективам на мировом рынке СПГ, где правили бал Катар, Австралия и с недавних пор США. Но теперь, как рассказал в интервью «Ведомостям» заместитель министра энергетики Кирилл Молодцов, чиновники верят, что доля России может быть больше: около 15–20%.

– Генсхема – документ стратегический, здесь не стоит суетиться. Развитием рынка СПГ мы занимаемся уже больше 15 лет. В 2014 г. было принято решение о либерализации экспорта для СПГ-проектов, которые на тот момент существовали, такую лицензию получили газпромовские и ямальские заводы. Есть проекты следующего уровня – «Печора СПГ», третья очередь «Сахалина-2», «Дальневосточный СПГ», балтийские проекты. Все они так или иначе в стратегии предусмотрены.

В 2013–2014 гг. мы декларировали, что к 2035 г. займем до 10% мирового рынка СПГ. Сейчас предполагаем, что доля России может быть больше, около 15–20%. Это будет зависеть от трех факторов: ресурсной базы, технологических возможностей и наличия спроса на рынке. Первое – ресурсы – у нас априори существует, а вот к технологиям пока есть вопросы. Поэтому развитие технологий по крупнотоннажному сжижению сейчас должно быть главной точкой приложения усилий. Что касается перспектив, мы предполагаем, что следующее окно спроса на сжиженный газ придется на 2025–2027 гг. К этому времени мы должны успеть.

– Рынок будет расти. Новые точки потребления сейчас возникают в большом количестве. Вопрос в стоимости предложения и возможности обеспечить альтернативные источники энергии. Лучшего поставщика, чем Сахалин, для той же Японии, Кореи или северо-востока Китая по большому счету нет. Даже в сравнении с традиционными экспортерами на этот рынок – Австралией, например, – у нас есть масса конкурентных преимуществ. Малое транспортное плечо в первую очередь.

Россия выходит на рынок не поздно и не рано – вовремя. И мы можем гарантированно занимать свою нишу. Имеем же в Европе более трети рынка трубопроводного газа. Как ни считай, и дальше будем иметь эту долю. При этом в Европе около 30 регазификационных терминалов. Но никто не гарантирует их загрузки. Прелесть рынка СПГ в его гибкости. Сегодня корабль идет в одну точку, а завтра развернулся и пошел в Бостон, например.

– У нас сейчас есть технологии, которые позволяют сжижать до 1 млн т газа в год на одной линии. В принципе, вместо одной пятимиллионной установки можно и пять по 1 т поставить. Возникает вопрос эффективности и себестоимости, но такая технология существует. Попытки Минэнерго объединить усилия наших компаний в разработке установок большей мощности пока к успеху не привели. Но, думаю, рано или поздно консолидация произойдет. У компаний нет другого варианта, кроме как объединить усилия. Нам не нужны, образно выражаясь, три одинаковые или символически отличающиеся друг от друга подводные лодки или самолета. Кстати, руководители наших компаний любят говорить о мировых тенденциях. А они каковы? Создание больших консорциумов с целью сокращения затрат.

К сожалению, разработка технологии пятимиллионного криогенного сжижения на российских технологиях и мощностях не является задачей, которая субсидируется или бюджетируется государством. В рамках программы импортозамещения в этом контексте есть только отдельные вопросы, связанные с криогенными теплообменниками. Но это лишь часть, и та скорее в ведении Минпрома. В широком смысле мы пока отдали это на откуп компаниям. Смотрим за их движениями. Но вопрос с повестки дня не сняли.

– Минэнерго выработало предложение, с которым, в моем понимании, руководители компаний согласились. Есть ресурс, программа газификации и возможность экспорта. Есть недропользователи, желания которых могут не совпадать. Но кроме того, существуют обязанности. Обеспечить газоснабжение, например. Приоритетом государства является обеспечение внутренних потребителей на Дальнем Востоке. Мы взвесили баланс спроса и предложения и пришли к выводу, что будет выгоднее, если газ сосредоточится у одного оператора. Это упростит регулирование. Оператор, который будет покупать газ у всех производителей в регионе, станет ответственным в первую очередь за газоснабжение. Он же должен будет решать вопрос монетизации излишков газа, поставляя его на экспорт.

Пока целесообразным выглядит вариант, когда «Роснефть» и, возможно, Exxon Neftegaz – оператор проекта «Сахалин-1» – продают газ со своих месторождений на третью очередь СПГ-завода Sakhalin Energy. При этом «Газпром» берет на себя обязанности по газификации всего региона. Это логика государства. С точки зрения бизнеса у «Сахалина-3» есть два варианта. Первый – сжижать самим. Гипотетически они могут рассматривать такой вариант. Но строить с нуля завод-пятимиллионник – дорогое удовольствие, а большей мощности – маловероятно, ресурсов не хватит. Альтернатива – продавать газ на внутренний рынок – экономически эффективнее.

– «Газпром» отвечает за рачительное использование недр и, соответственно, за их монетизацию. Поэтому договариваться «Газпром» с партнерами может по любым направлениям сотрудничества. Но только хотелось бы сначала понять, каким образом они введут в эксплуатацию Южно-Киринское месторождение. По нему пока остаются вопросы. Газ на Сахалине есть, но в какой последовательности он будет монетизирован, пока вопрос. Там еще и Находкинский газохимический комплекс минеральных удобрений должен будет запуститься.

– Отлично, на XXI в. хватит.

– В стратегии до 2030 г. очень интересно было написано про Сабетту. Что там вообще ничего нельзя построить. Закрыть и забыть. А в Бованенкове – можно и нужно. Из-за такого примерно подхода в свое время закрыли проект разработки Штокмановского месторождения. Были люди, которые настаивали на выходе трубы на западную часть Кольского полуострова, туда же могли бы приходить танкеры под загрузку СПГ. Но согласование получено не было. Альтернативным вариантом хотели сделать выход на восточный берег полуострова рядом с Териберкой. Там сейчас стоит «памятник Штокману» – пробитая скала, по которой идет дорога.

– Существует масса сложностей. Технологическое решение, которое разрабатывалось, тупиковое. 300 км, большие волновые нагрузки, 50 лет эксплуатации. Да и нет таких судов, которые могли бы столько времени стоять в море. Этот проект нужно реализовывать в формате подводной добычи и подводного транспорта. Таких технологий пока еще у нас нет. Поэтому, видимо, проект до 2030 г. будет отложен. Это при условии высокого темпа освоения технологий.

– О таких проектах речи не было. Но пока и задачи такой нет. В 2002 г. была потребность в развитии новой ресурсной базы – готовились к снижению добычи в Надым-Пур-Тазе. Ямал представлял собой, мягко говоря, снежную пустыню. Сейчас «Газпром» может мобилизовать дополнительные мощности в размере 120–140 млрд куб. м в год. Поэтому необходимости что-то срочно осваивать нет, есть задача рачительного использования недр.

– Особенность газовых ресурсов в том, что их можно монетизировать только при наличии способа доставки конечному потребителю. А увеличивать затраты сейчас, не имея конечного потребителя, слишком расточительно.

То, что ресурсная база есть, это хорошо. Но ее освоение не самоцель. У нас желание много осваивать было всегда. БАМ, например, начал загружаться только сейчас, а строили его в 70-х гг. прошлого века.

– Так же, как Арктика, для страны в целом. Поэтому там бессрочные лицензии. Государство должно понимать, что там находится, как эти запасы можно использовать. Если перспективы углеводородной энергетики будут сохраняться, запасы у нас есть. А как и когда их монетизировать – уже другой вопрос. Рачительное пользование, собственно, это предполагает. Спеши не торопясь.

– Пока завершена модернизация 78 установок – это соответствует реализации 60% планов по вводам, заявленным в четырехсторонних соглашениях. «Лукойл», «Газпром» и «Газпром нефть» практически полностью завершили свою часть программы, выполнив взятые на себя обязательства. В программе до 2020 г. должно было быть модернизировано 128 установок. Сроки ввода части из них перенесены, в том числе в 2016 г., когда маржа НПЗ с учетом падения цены на нефть была минимальной, а инвестиционная нагрузка, наоборот, достигала максимума. Компании, в том числе крупные, пересматривали свои программы модернизации, но это не значит, что они отказались от нее. Модернизация все равно будет завершена.

– Первичные нефтепродукты мы производим, надежное топливообеспечение для России и стран ЕАЭС гарантируем. Сейчас речь идет об оптимизации объемов неэффективной первичной переработки и завершении отраслевой программы модернизации с фокусом на углубляющие и облагораживающие процессы. Важно добиться максимального использования первичных фракций для создания продукции с высокой добавленной стоимостью – в частности, перерабатывать нафту в товарный автобензин и в продукцию нефтехимии. Текущий режим таможенных пошлин уже сформировал стимулы к использованию нафты как сырья для нефтехимии, но нестабильность налоговой системы сдерживает реализацию инвестиционных проектов строительства пиролизных мощностей на нафте. Это сигнал к формированию как системной государственной поддержки нефтехимии в рамках нефтехимических кластеров, так и адресных мер поддержки НПЗ, развивающих собственную нефтехимию.

– Новая энергостратегия до 2035 г. разрабатывалась около четырех лет. Все это время документ корректировался с учетом текущих реалий. Но глобальных изменений в векторе развития и цифровых ориентирах нефтегазовой отрасли нет. Сейчас проект энергостратегии внесен в правительство.