Дотянуться гибкой трубой до рынков сбыта

Фото: www.sakhalinenergy.ru/ru

В ходе мартовского визита Председателя КНР Си Цзиньпина в Москву Президент России Владимир Путин озвучил цель – довести поставки в Китай трубопроводного газа из РФ до 98 млрд куб. м, СПГ – до 100 млн т в год. Абстрагируясь от объемных ориентиров, можно отметить, что после фактического закрытия европейского рынка для поставок российского трубопроводного газа, опций по диверсификации экспорта остается не так много, и ключевой из них как раз становится развитие производств СПГ.

Растущая конкуренция

Сжиженный природный газ уже стал "любимчиком" Кремля после успешного ввода в эксплуатацию завода "Ямал СПГ" и активного начала реализации проекта "Арктик СПГ-2". Помимо уже работающих крупнотоннажных ("Сахалин-2" и "Ямал СПГ"), среднетоннажных ("Высоцк СПГ", "Портовая СПГ") и строящихся ("Арктик СПГ-2", СПГ завод в Усть-Луге) предприятий в России была заявлена целая россыпь новых СПГ-проектов разной степени экзотичности. Однако после введения санкций против российской отрасли СПГ в 2022 г. реализация новых проектов столкнулась с вызовами из технологической области. Россия по-прежнему не располагает собственной технологией крупнотоннажного сжижения, а по ряду оборудования зависимость от импорта достигает 90-100%.  Кроме того, окно возможностей для новых проектов СПГ стремительно закрывается на фоне продолжительного срока строительства таких заводов и грядущего обострения рыночной конкуренции (со второй половины 2020-х гг. и, как минимум, до начала 2030-х годов).

Действительно, широкое окно возможностей для новых проектов в сфере СПГ открылось сразу после начала постковидного восстановления экономик и энергетического кризиса 2021-2022 годов. Европа, фактически отрезанная от поставок газа из России, в буквальном смысле сметала все грузы со спотового рынка СПГ, а технические неполадки на заводах в Норвегии и США, а также проблемы с добычей и производством СПГ в Нигерии и Алжире усиливали давление на и без того дефицитный рынок.

Одновременно на фоне кардиограммы спотовых цен развивающиеся страны Азии и, главным образом Китай, практически остановили закупки газа на спотовом рынке, "выбирая" исключительно объемы долгосрочных контрактов. При сохранении спроса на газ со стороны Азии на уровне 2021 г. Европе не удалось бы в прошлом году обеспечить рекордный импорт СПГ. И хотя Китай сбалансировал в прошлом году рынок СПГ, этот баланс оказался очень хрупким и спрос значительно превышал предложение.

В этом году ситуация чуть менее напряженная. Рост импорта СПГ со стороны развивающихся стран Азии пока откладывается на вторую половину года. Впрочем, как в нынешнем, так и в 2024 г. на рынке не будет значительных новых объемов СПГ, а, следовательно, дефицит и высокие цены могут сохраняться еще как-минимум около двух лет.

Однако уже в 2025-2026 годы – то есть фактически завтра по меркам стратегического планирования в газовой отрасли – на рынок выйдут новые значительные объемы СПГ из США, Канады и чуть позже – из Катара. А несколько раньше, в 2024 г., должны начаться первые отгрузки СПГ с российского завода "Арктик СПГ-2". За пятилетку (с 2025 г.) глобальные мощности по производству СПГ могут вырасти на 150 млн т.

При этом "ковидный" провал с принятием инвестиционных решений по новым заводам СПГ (тогда на фоне ушедших в пике спотовых цен на газ фактически невозможно было привлечь финансирование в долгосрочный многомиллиардный газовый инфраструктурный проект) был успешно преодолен в последующие годы. По подсчетам Refinitiv, в 2021 г. были приняты окончательные инвестиционные решения по объектам общей производительностью около 40 млн т, примерно такой же показатель был достигнут в 2022 г.

Более того, текущий год может стать рекордным по количеству принятых инвестиционных решений. Они уже приняты по американским проектам Plaquemines LNG Phase 2 (6,7 млн т/г), Port Arthur LNG (13 млн т/г), на очереди находятся такие американские проекты, как Rio Grande LNG (17,6 млн т), Cameron LNG T4 (6,35 млн т). Кроме того, возможно принятие инвестрешений относительно супергигантcкого расширения мощностей в Катаре, а также по более спекулятивным американским проектам, таким как Lake Charles LNG (16,5 млн т), Commonwealth LNG (8,4 млн т), Mexico Pacific LNG (9,4 млн т) и ряду других. Последние проекты в некоторых случаях сталкиваются с барьерами в лице американских регуляторов, но и они уже смогли законтрактовать часть будущей продукции (тот же Mexico Pacific LNG законтрактован более чем на 70%).

Третья волна американского СПГ (заводы, которые уже строятся, по которым принято или только ожидается ОИР) создаст на рубеже 2025-2026 гг. устойчивое превышение предложения над спросом. В результате новые заявленные российские проекты, если зеленый свет будет им дан сегодня, будут вводиться в эксплуатацию как раз на цикле жесткой конкуренции, что неизбежно создаст сложности с маркетингом продукции.

При этом трудности с контрактованием, в принципе, могут быть преодолены. Например, за счет предложения привлекательных ценовых условий или выгодного для иностранных инвесторов вхождения в проект, или даже путем идентификации "якорного потребителя", по аналогии с малотоннажными заводами СПГ (то есть могут быть определены компании или страны, которые закупали бы основные объемы газа с проекта). Тому же Китаю, несмотря на сужение импортной ниши (за счет роста собственной добычи, заключения новых контрактов с производителями СПГ, новых российских трубопроводных проектов, более низких темпов роста потребления газа на фоне развития ВИЭ и т.д.), были бы интересны дополнительные объемы СПГ из России – как по экономическим критериям, так и исходя из требований национальной энергетической безопасности. По подсчетам S&P Global Platts, в 2021-2022 гг. Китай заключил новых контрактов на поставку СПГ на чуть менее чем 50 млн т/г, из них около половины пришлось на соглашения с американским компаниями. Потенциально КНР было бы интересно осуществлять географическую диверсификацию поставщиков, а также контрактовать СПГ на условиях, отличающихся от привязки к ценам внутреннего рынка США (к котировкам Henry Hub). В такой парадигме расширение газового сотрудничества с Россией и закупки СПГ по предсказуемой модели нефтяной индексации могли бы стать одним из способов диверсификации.

 Технологические вызовы

Российские проекты сохраняют свои конкурентные преимущества – такие как феноменальная дешевизна добыча на арктических месторождениях или близость к рынкам сбыта (дальневосточные проекты). Однако с точки зрения технологической готовности России к осуществлению новых проектов имеются серьезные вопросы.

До сегодняшнего дня все крупнотоннажные СПГ-проекты в нашей стране реализовывались международными консорциумами на базе западных технологий и, в основном, иностранного оборудования. Так, по заявлениям главы "Новатэка" Леонида Михельсона, уровень локализации в рамках "Ямал СПГ" составил 30%, "Арктик СПГ-2" — 50%. Завод "Сахалин-2" создан на основе технологии компании Shell; три очереди "Ямал СПГ" используют известную технологию американской компании Air Products; "Арктик СПГ-2" и завод "Газпрома" в Усть-Луге – реализуются на технологиях германской Linde.

Впрочем, альтернатива западным технологиям у России имеется. Так, на четвертой линии "Ямал СПГ" "Новатэк" успешно (хоть и не без "болезней роста") обкатал применение российской среднетоннажной технологии "Арктический каскад", которая значительно удешевляет и упрощает процесс сжижения за счет предварительного охлаждения газа с помощью температур окружающего воздуха. Мощность четвертой линии "Ямал СПГ" составляет 950 тыс. т СПГ в год. В апреле 2023 г. "Новатэк" запатентовал усовершенствованную технологию "Арктический каскад", которая позволит строить производственные линии мощностью до 3 млн т/г. Собственные патенты на среднетоннажные технологии сжижения есть и у "Газпрома".

При этом использование среднетоннажных производственных линий в рамках крупнотоннажных проектов не является чем-то необычным. Например, новые американские заводы Plaquemines LNG и Calcasieu Pass LNG используют несколько десятков производственных линий мощностями 0,5-0,7 млн т каждая.

Вместе с тем, завод СПГ с помощью лишь одного технологического патента построить невозможно. Необходим целый список высокотехнологичного и капиталоемкого оборудования, спецификации которого могут варьироваться в зависимости от используемой технологии. И здесь по целому ряду номенклатуры в России существуют серьезные пробелы.

В частности, имеется крайне высокая (вплоть до 100%-ной) степень импортной зависимости в сферах теплообменного, компрессорного, емкостного оборудования, детандер-генераторов, газовых турбин, программного обеспечения и т.д. Однако это не означает, что проблемы являются нерешаемыми. Заводы, входящие в группы компаний "Росатома", ГМС, РЭП Холдинга, "Силовых машин", а также независимые предприятия способны либо предложить уже имеющиеся разработки, либо доработать их под нужды заказчика, либо освоить выпуск нового для себя оборудования. Проблема в том, что образцы выпускаются в штучном количестве. Так, например, мощности по производству газовых турбин способны обеспечить изготовление лишь нескольких единиц в год. Поэтому на сегодняшний день реализация масштабной программы развития СПГ-отрасли полностью на отечественном оборудовании невозможна в силу ограниченных производственных мощностей.

Отдельной и крайне сложной проблемой является необходимость создания флота СПГ-газовозов. В области отечественного высокотехнологичного гражданского судостроения ситуация близка к критической, но ее анализ – это тема отдельной большой статьи.

Ситуация вполне может измениться, так как при наличии пилотных образцов задача масштабирования не является нерешаемой. Гораздо сложнее, когда приходится реализовывать проект с нуля. В случае газовой турбины полный цикл НИОКР может занимать до семи лет и более. В этом случае невозможно привлечь финансирование в такие проекты за счет средств частных инвесторов, поэтому должны включаться механизмы государственного заказа с четко прописанными критериями результата.

***

Безусловно, СПГ будет являться важнейшим драйвером трансформации российской газовой экспортной стратегии на новом этапе. Однако при реализации масштабной программы необходимо быть готовыми к разнообразным вызовам. Запрыгнуть в уходящий вагон СПГ-рынка в 2025-2030 гг. будет крайне сложно без создания сверхпривлекательных стимулов для иностранных инвесторов и покупателей. После 2030 г. рыночная конъюнктура вновь начинает благоволить новым проектам СПГ, но для этого необходимо, чтобы на горизонте трех – максимум четырех лет российская промышленность была бы готова предложить полный цикл производства необходимого оборудования для новых российских заводов.

Если российская отрасль СПГ оперативно найдет ответы на назревшие вопросы, то Россия с ее крупнейшими в мире запасами газа имеет все шансы остаться в клубе ведущих игроков СПГ на долгосрочную перспективу.