«Роснефть» и АЛЛТЕК могут наладить в Ненецком автономном округе выпуск продуктов газохимии

Давний проект «Печора СПГ», ныне контролируемый «Роснефтью», может наполниться новым содержанием. Наряду с прежними планами по производству сжиженного газа акционеры рассматривают и другой вариант – создание комплекса по производству метанола и карбамида.

Решение это отчасти вынужденное: Лаявожское и Ванейвисское месторождения, за счет которых планировалось нарастить ресурсную базу проекта по производству сжиженного природного газа (СПГ), летом достались «Газпрому». Еще одна проблема, долгие годы тормозившая развитие «Печоры», – отсутствие законодательной возможности экспорта продукции.

С учетом низких цен на голубое топливо, наличия конкурирующих проектов «Ямал СПГ» и «Балтийский СПГ», а также, не исключено, новых препятствий со стороны «Газпрома», газохимическое направление, в самом деле может оказаться для акционеров более перспективным.

Группа АЛЛТЕК продвигала «Печору СПГ» со второй половины 2000-х годов. Речь идет о разработке Коровинского и Кумжинского месторождений в Ненецком автономном округе (НАО) (суммарные запасы на сегодня – 165,8 млрд куб. м газа и 5,6 млн тонн конденсата), строительстве газотранспортной инфраструктуры, установки комплексной подготовки газа и завода по его сжижению в поселке Индига, а также отгрузочного морского терминала. Производительность двух очередей завода должна была составить 4,3 млн тонн СПГ в год, а в случае увеличения ресурсной базы – до 8 млн тонн в год.

О предстоящем вступлении «Роснефти» в «Печору СПГ» стало известно в мае 2014 г. На Петербургском международном экономическом форуме президент Группы АЛЛТЕК Дмитрий Босов и глава «Роснефти» Игорь Сечин договорились учредить для реализации проекта совместное предприятие, контроль над которым будет принадлежать нефтяной госкомпании.

К тому времени проект обзавелся технико-экономическим обоснованием, разработанным итальянской Technip, получил положительную оценку «Гипроспецгаза», заручился поддержкой региональных властей. Тем не менее, поиски стратегического партнера для «Печоры» долгое время оставались безрезультатными. Поначалу АЛЛТЕК возлагала надежды на инвесторов из Азиатско-тихоокеанского региона, позже – на «одного из «европейских мейджоров и мировых лидеров в области СПГ». Пуск завода планировался на 2015 год, но этим планам сбыться было не суждено.

Главной проблемой стало законодательство, закрепляющее исключительное право на экспорт газа за «Газпромом». Рассчитывать на привлечение солидного инвестора в проект со столь сомнительными перспективами сбыта продукции было сложно. Тем более, что «Печора» изначально находилась в тени широко разрекламированного «Ямала СПГ», который, напротив, не мог пожаловаться на невнимание со стороны государства.

Не случайно, даже после подписания договоренностей с «Роснефтью», «Печора СПГ» продолжала буксовать. Создание совместного предприятия «для целей развития проектов по добыче и монетизации запасов газа в НАО» стороны завершили лишь в конце декабря 2015 года. По данным СМИ, во вновь созданной компании «РН-Печора СПГ» 50,1% получила «дочка» «Роснефти» ООО «РН-Газ», остальное – структуры Дмитрия Босова через сингапурскую Si Eich Gaz.

Без права экспорта

Приход «Роснефти» в «Печору», разумеется, не был скоропалительным решением. К этому времени вступил в действие закон о либерализации экспорта СПГ. Документ предоставлял право экспорта этой продукции помимо «Газпрома» и его «дочек» госкомпаниям, разрабатывающим шельфовые месторождения, а также недропользователям, чья лицензия предусматривает сжижение добываемого газа на собственном или стороннем заводе. Впрочем, на «Печору», в отличие от ямальского проекта, это право не распространялось: речь шла лишь о компаниях, получивших лицензии до 1 января 2013 г.

Многие предполагали, что статус и административный вес «Роснефти» могли бы поспособствовать устранению остающихся пробелов в законодательстве. Вскоре АЛЛТЕК была выдана лицензия на сжижение газа. В июне 2014 г. первый зампред комитета по природным ресурсам Госдумы Валерий Язев внес в Госдуму в закон «Об экспорте газа» поправку, согласно которой срок получения лицензии, дающий право экспорта СПГ, переносился на 1 июня 2014 г. Однако поправка была заблокирована депутатами – по утверждению газеты «Коммерсантъ», с подачи «Газпрома», не желавшего, чтобы печорский газ конкурировал в Европе с его собственным, в том числе сжиженным.

Законопроект о внесении изменений в закон «Об экспорте газа» был поставлен в график Госдумы на весеннюю сессию 2016 года, но вновь не сложилось. В июне Валерий Язев сообщил, что документ будет рассматривать осенью 2016 года новый состав Госдумы. До последнего времени новостей на этот счет не появлялось.

Таким образом, на сегодняшний день «Печора» остается единственным в стране СПГ-проектом, не получившим право экспорта своей продукции.

Новый поворот

Еще одной плохой новостью для акционеров «Печоры» стали итоги летнего аукциона на Лаявожское и Ванейвисское месторождения в НАО. Основная борьба развернулась между «Газпромом» и «Роснефтью» (на участки также претендовал «ЛУКОЙЛ-Коми»). Победил «Газпром», предложив за лицензии 23,3 млрд руб. при стартовой цене 8 млрд руб. Как пояснили в газовом концерне, эти активы нужны ему «для дальнейшего развития минерально-сырьевой базы и наращивания добычи углеводородов в Северо-Западном регионе». Отметим, что ранее «Газпром» уже владел лицензией на Лаявожское месторождение, но лишился ее за невыполнение лицензионных обязательств.

Участие «Роснефти» в этом аукционе объяснялось стремлением нарастить ресурсную базу «Печоры СПГ» в связи с пересмотром параметров проекта в сторону увеличения. По расчетам, в условиях роста предложения и снижения цен на сжиженный газ достаточная эффективность проекта может быть достигнута лишь при увеличении мощности СПГ-завода до 10 млн тонн в год.

Как сообщил позже главный геолог «Роснефти» Андрей Лазеев, «Печора СПГ» может быть реализован и без Лаявожского и Ванейвисского месторождений. Тем не менее, итоги аукциона, несомненно, стали еще одним фактором, побудившим акционеров искать другие способы монетизации углеводородных запасов проекта.

В ноябре стало известно, что «Роснефть» разместила заказ на выполнение предпроектных работ (feasibility study) по «Печоре СПГ». Речь идет о двух основных вариантах реализации проекта. Первый – строительство СПГ-завода мощностью около 4,3 млн тонн в год (на гравитационной платформе в 3-5 км от берега или на плавучей платформе). Второй вариант – создание газохимического комплекса мощностью 6,9 млн тонн метанола в год (либо 4,3 млн тонн метанола в год и 3,3 млн тонн карбамида в год). Кроме того, возможны поставки добываемого газа в единую систему газоснаюжения «Газпрома» на компрессорной станции «Сынинская».

По информации Минэнерго, окончательное решение «Роснефть» может принять до конца этого или в начале 2017 года.

Ставим на газохимию?

Какой вариант для акционеров предпочтительнее? Начнем с того, что перспективы «Печоры СПГ» в ее изначальном виде сегодня далеко не очевидны. Главным преимуществом проекта считается облегченная ледовая обстановка в районе строительства: незамерзающий порт в Индиге не требует атомного ледокольного флота для сопровождения танкеров в отличие от ситуации с «Ямалом СПГ». При этом проект «Роснефти» и АЛЛТЕК значительно дешевле – в 2013 г. общие инвестиции в него в зависимости от мощности завода оценивалась в $5,5-12,5 млрд (стоимость «Ямала» – $27 млрд).

Этим, пожалуй, плюсы ограничиваются. Минусов значительно больше. Помимо законодательных барьеров, смущает небольшая производительность завода в 4,3 млн тонн в год (менее мощности одной из трех очередей «Ямала»). Кроме того, даже в случае принятия долгожданных поправок остаются санкции, затрудняющие «Роснефти» доступ к долгосрочному финансированию и передовым западным технологиям, и, наконец, такая общая для всех СПГ-проектов проблема, как неблагоприятная рыночная конъюнктура.

В Европе растет предложение сжиженного газа – в этом году, например, начались его поставки из США. Как отмечают аналитики, профицит СПГ уже существенно уронил цены долгосрочных контрактов, и конкурентная рыночная ниша для новых проектов появится не ранее 2022-2023 года. Добавим также, что в связи с бумом СПГ-проектов, прежде всего в Австралии и США, сегодняшние расчеты отличаются от прогнозов трех-четырехлетней давности, которые предсказывали значительный дефицит сжиженного газа в период между 2018 и 2022 годами.

При таких вводных ставка на газохимию могла бы себя оправдать. Спрос на метанол как в мире, так и в России растет. Подобный вариант монетизации своих запасов рассматривает, например, «Тимано-Печорская газовая компания», осваивающая Интинское и Кожимское газоконденсатные месторождения. Как считают в компании, организация малотоннажного производства метанола в отличие от прямой продажи газа повысит маржинальность проекта.

Предполагаемые объемы производства у «Печоры» значительно выше, чем у конкурентов. Весомым преимуществом по сравнению с крупнейшими производителями метанола станет наличие собственной ресурсной базы. При этом акционеры смогут продавать метанол другим компаниям, в том числе «Газпрому», и использовать его для производства других продуктов с добавленной стоимостью. Первый вариант осложняется тем, что большинство производителей вынашивают собственные планы по увеличению выпуска метанола. В этой связи нельзя исключить ту или иную форму кооперации метанольных проектов.

Как отмечалось выше, «Роснефть» не исключает и «стандартную» схему – продажу газа Коровинского и Кумжинского месторождений «Газпрому». Впрочем, возможность строительства СПГ-завода не отвергнута окончательно. Можно предположить, что нефтяная госкомпания не ослабит усилий по лоббированию необходимых поправок в законодательство.

Балтийский конкурент

Проект «Балтийский СПГ» изучался «Газпромом» с начала 2000-х годов, но реальная подготовка началась в 2013-м. Он предполагает строительство в районе Усть-Луги завода по сжижению природного газа мощностью 10 млн тонн в год с возможностью расширения до 15 млн тонн. В первом случае потребление завода составит до 16 млрд куб. м газа в год, во втором – 23,5 млрд. Продукцию планируется поставлять главным образом в страны Атлантики и на рынок малотоннажного СПГ Балтии и северных морей.

В июне 2015 года «Газпром» подписал меморандум о партнерстве по проекту с Shell. Стороны договорились, что право на экспорт СПГ получит совместная проектная компания. При этом по имеющимся данным, Shell согласилась отказаться от поставок в те страны Европы, где продукция «Балтийского СПГ» может прямо конкурировать с газом «Газпрома».

Инвестиции в проект оцениваются в $11,5 млрд. Запуск завода, планировавшийся на 2020 год, недавно был отложен на 2021-2022-й.

Отложенный спрос

Как сообщила заместитель начальника управления департамента перспективного развития «Газпрома» Мария Адилова на конференции «Газохимия-2016», основной прирост мощностей по сжижению газа в период до 2030 года ожидается в США, Австралии и России. В случае реализации всех заявленных проектов, уже 2025 году США станут мировым лидером по установленной мощности СПГ-заводов.

При этом снижение мировых цен на нефть негативно отразилось на экономике проектов по сжижению природного газа. Во многом поэтому, начиная со второго полугодия 2015 года, в США не было принято ни одного инвестиционного решения по строительству новых СПГ-заводов, а реализация части уже заявленных проектов может быть отложена или отменена. По словам Адиловой, в связи с запуском проектов «Газпрома» (расширение «Сахалина-2», «Балтийский СПГ») и «Ямала СПГ» Россия с 2020 года войдет в пятерку стран-лидеров по суммарной мощности СПГ-заводов.

По данным «Газпрома», к 2030 году спрос на СПГ в мире может составить 690-700 млрд куб. м в год по сравнению с 367 млрд в 2015 году, а объем мощностей по сжижению – до 710-820 млрд куб. м. Наибольший прирост спроса ожидается в Китае и Индии. К 2030 году общий рост мировых мощностей по приему СПГ может вырасти до 1,46 трлн куб. м с 1,068 трлн в 2015-м, при этом среднегодовой уровень их загрузки составит 47%.

Химия и жизнь

Метанол – один из ключевых продуктов химической промышленности, сырье для получения многих продуктов органического синтеза. Главные сферы применения – производство формальдегида (участвующего в синтезе различных пластмасс) и МТБЭ (метилтребутилового эфира – высокооктановой добавки к моторному топливу). В последние годы метиловый спирт все активнее применяется в качестве автомобильного и бункеровочного топлива. Крупнейшие потребители метанола в России – производитель изопрена и МТБЭ «Нижнекамскнефтехим», предприятия СИБУРа, а также «Газпром», применяющий метанол, в том числе для предотвращения образования гидратных пробок при добыче и транспортировке газа.

По данным CREON Energy, в 2015 году в России было произведено 3,64 млн тонн метанола; средняя загрузка мощностей составила 89%. Крупнейшие российские производители – «Метафракс» (26%), «Сибметахим» (24%) и «Томет» (20%).

«Метафракс» (Пермский край) в этом году намеревался завершить второй этап реконструкции агрегата метанола с доведением производительности установки до 3375 тонн в сутки.

Томское ООО «Сибметахим» (объединяет метанольные активы «Газпрома») намерено к 2019 году завершить реконструкцию производства метанола, увеличив его мощность с 850 тыс. до 1 млн тонн в год.

В том же 2019 году в 40 километрах от морского порта Усть-Луга может быть запущен еще один завод по производству метанола – «Метасев» мощностью 1,65 млн тонн в год. Инвестором проекта выступает компания НГСК, оператором – CREON Energy.

По прогнозам, к 2030 году производство метанола в стране может достигнуть 7,5 млн тонн в год. Росту рынка способствует активное развитие технологий в этой сфере. Так, компания Air Liquide продвигает технологии MTG и Lurgi Mega Methanol. Речь идет об установке по производству метанола мощностью 5 тыс. тонн в сутки, которая позволяет получить 650 тыс. тонн высококачественного бензина в год.

Перспективным направлением считается и производство карбамида. По прогнозам двухлетней давности, к 2020 году объемы его выпуска в России могут вырасти до 12 млн тонн в год с 6 млн в 2013 г. Этим летом «ФосАгро», один из крупнейших в мире производителей фосфорсодержащих минеральных удобрений, начала строительство в Вологодской области нового производства гранулированного карбамида на 500 тыс. тонн в год. Общий объем инвестиций в строительство оценивается в 11,5 млрд руб.

В планах «Метафракса» – строительство комплекса «Аммиак-карбамид-меламин», который позволит обеспечить основное производство компании собственным сырьем. Комплекс стоимостью более 500 млн евро будет выпускать в том числе около 560 тыс. тонн в год карбамида. Продукция будет направляться на внутреннюю переработку для производства карбамидоформальдегидного концентрата и синтетических смол, а также на внутренний и внешний рынки. Ввод комплекса планировался на 2017-2018 годы, затем сроки были передвинуты к 2020 году.