СПГ: от большого к малому

Фото: Елена Афонина / ТАСС

Развитие СПГ-технологий должно стать одним из магистральных направлений развития технологий в России. Рынок СПГ растет на 5% в год (при росте мирового энергопотребления в 1% в год и электропотребления – в 1,5–2% в год). Уже сейчас сжиженный природный газ занимает порядка 40% всей мировой газовой торговли, а после прекращения трубопроводных поставок из России в Европу, которые уже почти остановились, превысит 50%. При этом следует учитывать, что "трубопроводный" газ ограничен эффективным радиусом газопровода – это 2,5–3 тыс. км. Транспортировка же СПГ фактически не ограничена.

Большие запасы природного газа в традиционном районе добычи и на полуострове Ямал, плюс высвобождающиеся мощности из-за сокращения поставок в Европу, определяют российский экспортный потенциал по газу. И спрос на газ есть во всем мире, продать газ не проблема. Поэтому массовое строительство малых и средних СПГ-заводов в России может стать основой новой экспортной стратегии.

Окупаемость проектов в условиях ожидаемых высоких цен на СПГ в ближайшие годы будет крайне высокой и выгодной для инвесторов. Здесь можно привести оценку главы компании "Новатэк" Леонида Михельсона, заявившего на РЭН-2022, что компания ожидает высокие цены на СПГ до 2027 года.

Но и по затратам новые малые и средние по масштабу российские производства СПГ могут быть конкурентоспособными. Замыкающим на рынке СПГ будет американский газ, который сейчас занимает наравне с Катаром самую крупную долю мирового рынка (около 20%). Стоимость сжижения природного газа на американских заводах составляет $4–5 за 1 млн британских термических единиц (БТЕ), или $150–180 за 1 тыс. кубометров. Прибавляем сюда стоимость собственно американского газа (а она может колебаться от $100 до $400 за 1 тыс. кубометров, а в среднем – $250–300). Плюс транспортные расходы – еще $30–50. Таким образом, нижняя граница цены сжиженного природного газа из США – около $400 за 1 тыс. кубометров.

Чтобы добиться меньших затрат для мало- и среднетоннажных заводов СПГ, можно предусмотреть ряд мер: отказ от экспортной пошлины для новых проектов (такие же условия были у СПГ-проектов "Новатэка"), выделение льготного финансирования (иначе зачем нам торговый профицит в $200–250 млрд в текущем году), льготы по другим налогам. Для страны выгоднее работающие в ноль производства, чем простаивающие мощности в то время, когда конкуренты заполняют высокомаржинальный рынок.

Будущее за малотоннажными технологиями

Сама по себе технология сжижения газа не является чем-то сверхсложным. Это система теплообменников, где происходит поэтапное понижение температуры. Этот процесс энергоемок, в связи с чем сжижение газа требует гораздо больше затрат. Иногда это сильно дороже, чем затраты на добычу. А собственно процесс регазификации практически ничего не стоит. При этом приемные терминалы строятся быстрее газопроводов и требуют меньших затрат.

Крупнотоннажные установки позволяют производить от 3 до 6 млн т СПГ в год. Такими технологиями обладают всего несколько компаний в мире: германская Linde, американская Air Products, а также крупные западные нефтегазовые компании. Все эти компании – из недружественных стран. В обычной ситуации для России с ее сверхкрупными месторождениями рентабельнее были бы именно крупнотоннажные установки, особенно если бы ими занималась крупная компания, которая способна получить дешевый кредит, субсидии или налоговые преференции. Но в текущей ситуации технологии для крупнотоннажного производства Россия, очевидно, использовать не сможет из-за санкционных ограничений. И когда нет выбора, ориентироваться можно и нужно на малые и средние установки. Которые, к тому же, можно строить весьма быстро.

На уровне малотоннажного (от 10–20 до 150–200 тыс. т в год) производства технологии сжижения газа в России есть, такие установки уже можно строить, да они и строятся. В РФ порядка 30 малых СПГ-заводов, часть из которых, впрочем, работает на зарубежном оборудовании. Да, малые установки по производству СПГ не столь эффективны, как крупные, так как нет экономии на масштабе, но это наши собственные технологии, здесь Россия ни от кого не зависит. И если мы начнем массово строить малые установки (конечно, не по 10 тыс. т в год, а по 200 тыс. т), то уже четыре такие установки дадут более 1 млрд кубометров в год (1 тонна СПГ равна примерно 1,3 тыс. кубометров. – Ред.).  Кроме того, по мере увеличения числа проектов, накопления опыта можно увеличить и единичную мощность установок. Особенно если будут стабильные и гарантированные заказы на партии оборудования.

Массово строя "малотоннажки" и постепенно увеличивая их мощность, российские компании шаг за шагом нарастят собственные компетенции, что позволит затем развивать среднетоннажный сектор и в перспективе вообще отказаться от импорта оборудования и комплектующих. А на первом этапе освоения малотоннажной технологии часть недостающего оборудования можно получать по серому или параллельному импорту. В отличие от уникального крупнотоннажного оборудования.

Золотая середина

Не стоит, впрочем, сбрасывать со счетов и среднетоннажное производство. "Новатэк" спроектировал и построил среднетоннажную установку на 1 млн т по собственной технологии "Арктический каскад". Скорее всего, там есть зависимость от импортных  комплектующих, но ноу-хау, лицензия у компании. Поставщиками оборудования для этой технологии являются "Казанькомпрессормаш", "Криогенмаш", "ЗиО-Подольск" и другие. Весной 2021 года четвертая линия "Ямал СПГ", работающая на отечественной технологии, начала свою работу, однако выход на полную мощность и ее превышение произошло только в феврале 2022 года. Изначально запуск планировался в 2019 году, но сроки ввода и сроки наладки оборудования сдвигались, у руководства "Новатэка" были претензии ко многим поставщикам. Эту установку надо дорабатывать, совершенствовать и тиражировать. Даже если у нее хуже экономика, то при текущих ценах на СПГ это незаметно.

Кстати, в октябре компания заявила, что следующим после "Арктик-СПГ-2" проектом по сжижению газа может стать "Обский СПГ" (две линии по 2,5 млн т), также базирующийся на технологии "Арктический каскад". "Новатэк" заявил, что ведется проработка проекта и уже до конца текущего года появятся технологические решения по оборудованию, которые позволят принять инвестиционное решение по "Обскому СПГ" в первом полугодии 2023 года.

Кроме того, было заявление, что собственную установку спроектировал "Газпром ВНИИГАЗ". Это пока на бумаге, но уже есть задел.

Российская отрасль СПГ нуждается в примерно 40 видах криогенного оборудования, в России разработано 3–4 вида. НИИЭФА им. Ефремова в Санкт-Петербурге разработал испытательный стенд по криогенным теплообменникам, насос для перекачивания сжиженного газа. Предприятие "Атомэнергомаш" (в составе "Росатома") провело опытно-промышленные испытания насоса на площадке "Ямал СПГ" в 2020 году. "Росатом" собирается развивать технологии для производства СПГ.

Ранее Минпромторг России оценивал спрос на оборудование для производства СПГ в 1,56 трлн рублей до 2035 года. Но даже если это оборудование будет производиться в самой России и стоимость его будет ниже, объем спроса составит 0,8–1 трлн. Причем закупки оборудования внутри страны предполагают еще и мультипликаторы 1,6–1,8. То есть, с учетом всей цепочки (включая, например, материалы для производства оборудования), вливания в российскую экономику составят уже не 1 трлн рублей, а существенно больше.

Поэтому из этих сумм 50–100 млрд рублей вполне могут быть направлены на НИОКР в сфере СПГ-технологий. Да и у российских компаний денег достаточно: "Газпром", например, на 300 млрд рублей увеличил инвестпрограмму в этом году из-за удачной конъюнктуры. При этом затраты на развитие СПГ-сектора ведь не должны быть одномоментными, для начала достаточно 20–30 млрд рублей в год.

Наращиванием СПГ-компетенций, конечно, следовало заняться раньше, но в новых условиях заняться просто необходимо. Для сравнения, в ВПК сумели разработать современное оружие, а у нефтегазовых компаний управление лучше, так что тут проблемы в разработке новых технологий возникнуть вообще не должно. Задел уже есть, технологическая задача не такая уж сложная. Вопрос в постановке задачи, средствах и ответственных.

Причем все затраты на НИОКР, учитывая, что СПГ сейчас продается по $2000 за 1 тыс. кубометров, быстро окупятся. А цены на газ останутся высокими еще, как минимум, на протяжении нескольких лет. Вся мировая торговля газом – более 1 трлн кубометров в год. 1/7 из этих объемов – 150 млрд кубометров, которые Россия поставляет в Европу по трубопроводам, – могут "вылететь", так что цены низкими не будут.

СПГ и новые газопроводы

Множество небольших СПГ-заводов позволит России в комфортном для нее режиме перестроиться с поставок в Европу на поставки в Азию. Китайский рынок поглотит любые объемы газа: КНР потребляет около 3 млрд т угля (это эквивалентно 2,5 трлн куб. м природного газа, тогда как выпадающий экспорт в Европу – порядка 0,15 трлн куб. м), причем это только текущий уровень потребления, который будет расти. А ведь есть еще Индия и другие страны региона.

Прямо сейчас у России только один очевидный вариант по перестройке потоков газа – тянуть новую трубу в Китай. Но при этом возникает зависимость от одного крупного потребителя, что чревато "выкручиванием рук". Контрагент может потребовать не просто снизить цены, а опустить их до уровня операционных затрат и даже ниже, так как остановка добычи (в случае, если единственный контрагент откажется покупать газ) может обернуться для поставщика куда большими потерями, чем снижение цен.

Для того чтобы избежать такого развития событий, России необходимо довести Единую систему газоснабжения, которая заканчивается в районе Кузбасса, до восточного побережья. Нужно построить лишь две перемычки: между "Силой Сибири" и трубой Сахалин–Хабаровск–Владивосток (600 км) и от Кемерово до Ковыктинского месторождения (1200 км). А от Ковыкты до Чаяндинского месторождения, ресурсной базы "Силы Сибири", газопровод уже есть, сейчас он в стадии пусконаладки. Новые трубы должны быть мощностью в 20–30 млрд кубометров, что даст возможность перенаправлять часть газа, от которого отказалась Европа, на Восток. И если на восточном побережье построить дополнительные СПГ-мощности, то в случае проблем с Китаем СПГ даст возможности альтернативных поставок. И как минимум усилит переговорную позицию с КНР.

Кроме того, дешевый (иначе он просто не добывается, и надо содержать добычную инфраструктуру) западносибирский газ может быть использован для газификации Приморского и Хабаровского края. Сейчас там используется дорогой газ с Сахалина, а это – упущенная выгода. А если перевести на газ дальневосточные угольные ТЭЦ, то улучшится их экономика и высвободятся мощности под экспортные поставки, которые более эффективны.