<<
>>

Потенциальные проекты по производству СПГ в РФ

Останавливаться на достигнутых успехах Российская Федерация, доля которой на мировом рынке СПГ составляет пока менее 5%[480], не планирует. Одним из наиболее перспективных проектов считается «Штокман», в рамках которого планируется строительство завода по производству СПГ.

Штокмановское газоконденсатное месторождение было открыто в 1988г. Оно расположено в центральной части российского сектора Баренцева моря в 550 км от Кольского полуострова. Штокмановское месторождение считается одним из крупнейших месторождений в мире. Его запасы по категории С1 составляют 3,9 трлн. куб. м газа и 56 млн. тонн газового конденсата, из которых в границах лицензионного участка ОАО «Газпром» расположены 3,8 трлн. куб. м газа и 53,4 млн. тонн газового конденсата[481].

Несмотря на то, что Штокмановское месторождение было открыто более двадцати лет назад, до недавнего времени речь о его разработке не шла из-за чрезвычайно сурового арктического климата и значительной глубины моря (до 340 м[482]), на которой находятся запасы газа. Основным риском добычи газа является столкновение добывающей платформы с айсбергом. С целью снижения этого риска могут использоваться только плавучие платформы.

Проект разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения предполагает три этапа. На первом этапе планируется ежегодно добывать 23,7 млрд. куб. м газа, на втором - 47,4 млрд. куб. м[483]. Третий этап должен обеспечить выход на проектную мощность с объёмом добычи 71,1 млрд. куб. м/год[484] с перспективой дальнейшего увеличения годовой добычи.

В июле 2007г. ОАО «Газпром» и французская компания «Тоталь» («Total») подписали Рамочное Соглашение по основным условиям сотрудничества при разработке первой фазы Штокмановского газоконденсатного месторождения, в октябре 2007г. аналогичное Соглашение было подписано между ОАО «Газпром» и норвежской «Статойл» («Statoil»).

В феврале 2008г. с целью непосредственной реализации первого этапа проекта между тремя участниками было заключено Соглашение акционеров о создании компании «Штокман Девелопмент АГ» («Shtokman Development AG»), в капитале которой 51% принадлежало ОАО «Газпром», 25% - «Тоталь» и 24% - «Статойл»[485].

Предполагалось, что компания «Штокман Девелопмент АГ», зарегистрированная в Швейцарии, будет оператором первой фазы проекта, будет владеть и управлять всей его инфраструктурой на протяжении 25 лет[486] с момента ввода месторождения в эксплуатацию. По завершению первого этапа «Тоталь» и «Статойл» должны будут продать свои доли компании «Газпром». Реализация второй и третьей фазы проекта планируется непосредственно силами 100%-го дочернего общества Газпрома - ООО «Газпром нефть шельф» (прежнее наименование ООО «Севморнефтегаз»), которое владеет лицензией на поиск, геологическое изучение и добычу газа и газового конденсата Штокмановского месторождения. Однако окончательное соглашение о реализации проекта между иностранными партнёрами и ОАО «Г азпром» так и не было подписано летом 2012г. Компания «Статойл» вернула ОАО «Газпром» свою долю в размере 24%

497

в совместном предприятии .

В рамках первой фазы проекта компания «Штокман Девелопмент АГ» провела комплекс инженерных работ и исследований, выполнила оценку рисков проекта, подготовила проектную документацию по российским и международным стандартам, завершила предварительную госэкспертизу морских объектов.

Добычу газа планировалось проводить с помощью подводных добычных комплексов и специальных плавучих платформ судового типа, которые можно быстро отсоединить и увести с траектории движения айсбергов. Добытый газ по подводным трубопроводам будет поставляться на берег в район посёлка Териберка, где планируется сооружение завода по производству СПГ первоначальной общей мощностью двух линий 7,5 млн. тонн/год[487] [488], портового транспортно-технологического комплекса и других производственных объектов.

Компания «Газпром» планировала строительство газопровода «Мурманск- Волхов» для транспортировки добытого газа в Единую систему газоснабжения России, а сжиженный газ предполагалось грузить на танкеры и поставлять покупателям морским путём.

Рисунок 9. Схема обустройства Штокмановского месторождения

Газ будет добываться по уникальной технологии

с самоходного технологического судна

также разделение газа и конденсата

Среднеглубинная арка поддерживает раизеры перед подачей на судно

По гибким добычным раизерам (это такие вертикальные трубы) добытый газ направляется от донной плиты на плавучую установку

Газ добывается через спаренные донные плиты. У каждой из которых имеется по

четыре буровых окна

подключает раизеры к магистральному трубопроводу

общество компании «Газпром» ОАО «Гипроспецгаз» с привлечением ряда иностранных подрядчиков.

Первоначально предполагалось начать добычу газа в 2013г., и в 2014г. произвести первый СПГ. Но в феврале 2010г. проект был отложен на три года по причине снижения спроса на газ на европейском рынке. Впоследствии ввод в эксплуатацию Штокмановского месторождения был намечен на 2016г., пуск завода СПГ - на 2017г. В начале 2013г. компания «Газпром» объявила тендер по выбору проектировщика завода по производству СПГ максимальной проектной мощностью до 30 млн. тонн СПГ/год[489], но уже летом тендер был отменён. В июне 2013г. заместитель председателя правления «Газпрома» заявил, что месторождение, возможно, будут осваивать уже следующие поколения, а позже «Газпром» поставил его в план только после 2019г.[490]

Формально работы над проектом обустройства Штокмановского месторождения продолжаются, но пока «Газпром» считает данный проект экономически неэффективным при сложившейся ценовой конъюнктуре рынка и прогнозных ценах на СПГ. Тем не менее, Штокмановский проект является очень значимым для России. Его важность определяется несколькими факторами. Во-первых, это диверсификация экспорта российского газа, который будет поставляться не только по трубопроводу «Северный поток» в обход Украины в Европу, но и в виде СПГ на мировой рынок. Во-вторых, реализация данного проекта позволит укрепить энергетическую безопасность России, так как запасы одного лишь Штокмановского месторождения сопоставимы с запасами газа ряда стран, которые являются значимыми игроками на мировом газовом рынке, например, Алжира и Индонезии. В-третьих, в случае успеха Штокмановский проект создаст основу для дальнейшего освоения арктического шельфа, а также позволит привлечь современные технологии, а также использовать опыт в этой сфере ведущих иностранных компаний.

Также очень перспективным российским проектом является «Ямал СПГ». На полуострове Ямал и в прилегающих акваториях открыто одиннадцать газовых и пятнадцать нефтегазоконденсатных месторождений[491] [492] [493].

Геологи оценивают запасы газа месторождений в 16 трлн. куб. м, конденсата - 230,7 млн. т, нефти - 291,8 млн. т , а при проведении дополнительных геологоразведочных работ в перспективе запасы могут быть увеличены в 1,5-2 раза .

Попытки освоить нефтегазовые месторождения полуострова Ямал предпринимались ещё в 1980-е годы, однако суровые климатические условия, а впоследствии и политическая ситуация не позволили в то время реализовать данный проект. Сегодня на фоне снижения добычи углеводородов на основных месторождениях Западной Сибири, вопрос освоения Ямала становится актуальным. Тем не менее, необходимо помнить, что добыча газа в этом регионе, характеризующемся продолжительной арктической зимой, сильной заболоченностью, отсутствием дорог и специфической экосистемой, потребует значительных финансовых и трудовых ресурсов.

Лицензии на разработку Бованенковского, Харасавэйского, Новопортовского, Крузенштернского, Северо-Тамбейского, Западно-Тамбейского, Тасийского и Малыгинского месторождений на полуострове Ямал принадлежат компании «Газпром». Освоение месторождений суши Ямала планируется осуществить путем создания трех промышленных зон - Бованенковской, Тамбейской и Южной, с каждой из которых связаны свои месторождения.

Самым крупным по запасам газа является Бованенковское месторождение - 4,9 трлн. куб. м[494]. Начиная его освоение, компания «Г азпром» выбрала традиционный трубопроводный вид поставок газа и разработала программу по строительству соответствующей инфраструктуры. В октябре 2012г. Бованенковское месторождение было пущено в эксплуатацию. Это позволит компании «Г азпром» получить доступ к новым ресурсам, но не новым рынкам.

Именно желание выйти на новые рынки и диверсифицировать свои поставки в итоге привело к тому, что в июне 2010г. на площадке XIV Петербургского Международного экономического форума между компаниями «Газпром» и «НОВАТЭК», крупнейшим независимым производителем природного газа в России, было подписано Соглашение о сотрудничестве, которое определило основные условия взаимодействия двух компаний в реализации проекта по производству СПГ на базе Южно-Тамбейского месторождения.

С этой целью ещё в 2005г. была создана компания ОАО «Ямал СПГ». Сейчас 60% её акций находится в собственности у ОАО «НОВАТЭК», по 20% - у французской «Тоталь» («Total») и китайской «CNPC» («СиЭнПиСи») [495].

ОАО «Ямал СПГ» владеет лицензией сроком до 2045г. на освоение Южно- Тамбейского месторождения, открытого в 1974г. Его запасы оцениваются в 1,3 трлн. куб. м газа[496] [497] [498]. По состоянию на конец 2012г. доказанные запасы составляли 481,1 млрд. куб. м газа и 13,4 млн. т жидких углеводородов . Месторождение считается крупнейшим активом компании «НОВАТЭК». Оно состоит из 5 газовых пластов неглубокого залегания и 37 газоконденсатных пластов глубокого залегания .

Компания «Ямал СПГ» должна была представить достаточно сложный план­проект по сооружению завода по производству сжиженного газа, портового комплекса и сопутствующей инфраструктуры, которые придётся строить далеко за полярным кругом. Для проведения работ по предпроектному изысканию была приглашена специализированная международная компания «Чикаго Бридж энд Айрон» («Chicago Bridge & Iron» (CBI)), зарегистрированная в Нидерландах, но имеющая американское происхождение. В перечень услуг, предоставляемых «Чикаго Бридж энд Айрон» для «Ямал СПГ», входило проектирование завода по производству сжиженного газа, резервуаров для хранения и портовых мощностей. Для выполнения своих обязательств американская компания обязалась привлечь иностранных партнёров - японскую инжиниринговую корпорацию «Чиёда» («Chiyoda») и итальянскую компанию «Саипем» («Saipem»), а также взаимодействовать с российским проектным институтом «НИПИгазпереработка».

В настоящее время ОАО «Ямал СПГ» планирует строительство трёх производственных линий мощностью по 5,5 млн. т СПГ/год, причем запуск первой официально намечен на 2017г.[499] В 2012-2013 гг. компания завершила разработку проектной документации по российским и международным стандартам, начала обустройство кустовых площадок для бурения первых эксплуатационных скважин, выбрала подрядчика на проектирование, поставку оборудования, материалов и комплектующих, строительство СПГ -завода. Им стал консорциум компаний «Текнип Франс» («Technip France») и «ДжейДжиСи Корпорейшн» («JGC Corporation»). По состоянию на октябрь 2013г. компания «Ямал СПГ» получила все необходимые согласования проектной документации, необходимые для строительства объектов инфраструктуры, добычи, подготовки, сжижения газа на Южно-Тамбейском месторождении и отгрузки СПГ и газового конденсата в порту Сабетта. В будущем возможности порта могут быть расширены, сделав его многопрофильным, если туда будет проведена железная дорога, например, в случае строительства железнодорожного отвода от дороги компании «Газпром» до Бованенково. Главным вопросом остаётся объём необходимых и потенциально возможных инвестиций.

Поставки сжиженного газа с завода на Ямале планируется направлять в Европу и страны Юго-Восточной Азии. Отдельную ставку делают на быстроразвивающиеся рынки Китая и Индии. Не исключается также и американский рынок. У компании «НОВАТЭК» накоплен значительный опыт экспортных поставок газового конденсата и других углеводородов. В начале 2014г. компания получила право экспортировать производимый СПГ самостоятельно. До этого монополией на экспорт газа обладал «Газпром».

Общая стоимость проекта «Ямал СПГ» оценивается в 26,9 млрд. долл. США, причём, как считают аналитики, около 70% придётся на заёмные средства[500]. Поэтому не удивительно, что реализация проекта требует привлечения партнёров не только с целью получения доступа к инновационным технологиям, но и дополнительным финансовым ресурсам. Как стало известно в начале 2014г., Российский фонд прямых инвестиций (РФПИ), структура Внешэкономбанка (ВЭБ), изучает возможность вхождения в акционерный капитал ОАО «Ямал СПГ», в том числе через совместный с «Чайна Инвестмент Корпорейшн» («СЫт Investment Corporation») российско-китайский инвестиционный фонд. «НОВАТЭК» готов продать до 10% в проекте, чтобы оставить за собой контроль[501]. Участие ВЭБа в проекте предполагает участие в акционерном капитале компании и предоставление кредитных ресурсов в рамках проектного финансирования на строительство СПГ-завода и обеспечение транспортировки сжиженного газа с проекта. Рассматривается вопрос создания совместного предприятия РФПИ с судоходной компанией «Совкомфлот», которая будет заниматься строительством и эксплуатацией танкеров для перевозки газа с

«Ямал СПГ». Для транспортировки СПГ предполагается использовать специально спроектированные танкеры усиленного ледового класса Arc7.

Долей в «Ямал СПГ» интересовались также японские и индийские компании. Кроме того, осенью 2013г. «НОВАТЭК» подписал меморандум с четырьмя китайскими банками. Компания собирается рассмотреть все условия сотрудничества с потенциальными участниками и кредиторами проекта и принять окончательное решение в 2014г. Ранее представители компании «НОВАТЭК» утверждали, что новый участник может быть интересен, если он предложит рынки сбыта . Однако сейчас стало важнее получить инвестора, готового предложить недорогое кредитное финансирование для проекта.

В целом наличие достаточно крупных десяти газоконденсатных месторождений на полуострове Ямал может позволить создать в этом регионе крупнейший комплекс по производству СПГ производительностью 70 млн. тонн/год с перспективой дальнейшего увеличения его мощности . Учитывая условия вечной мерзлоты, потребуется создание специального флота газовозов ледокольного класса и применение новейших технологий при строительстве объектов инфраструктуры. А это в свою очередь требует значительных инвестиций, а также напряжённого труда и временных затрат. Однако сегодня Ямал является, наверное, наиболее изученным и подготовленным к освоению регионом, а также расположен достаточно близко к существующей газотранспортной инфраструктуре. Поэтому можно предположить, что именно месторождения Ямала будут играть решающую роль в развитии российской газовой промышленности в XXI веке.

Дальний Восток также может стать масштабным центром по производству российского сжиженного природного газа. В апреле 2011г. компания «Газпром» и японский консорциум «Джапен Фар Ист Газ» («Japan Far East Gas») подписали [502] [503]

Соглашение о проведении совместного технико-экономического исследования с целью реализации проекта по строительству СПГ-завода и газохимического комплекса во Владивостоке. Владивосток удобен, прежде всего, тем, что это незамерзающий порт и расположен близко к основному потребителю СПГ - Японии.

Летом 2012г. между Министерством энергетики РФ и Министерством экономики, торговли и промышленности Японии подписан Меморандум о взаимопонимании, который предполагает сотрудничество и поддержку в рамках проекта «Владивосток-СПГ». А весной 2013г. были утверждены планы мероприятий по реализации проекта строительства СПГ-завода и подготовки ресурсной базы для проекта. Началась разработка проектной документации, проводятся проектно-изыскательские работы на полуострове Ломоносова и в бухте Перевозной, где планируется разместить завод и построить необходимую инфраструктуру.

Изначально «Владивосток СПГ» предполагал строительство завода мощностью 10 млн. тонн/год[504]. Но в сентябре 2012г. генеральный директор ООО «Газпром экспорт» сообщил, что производительность завода может быть увеличена в два раза, поскольку «Газпром» планировал создать на востоке России мощности по производству СПГ в объёме 25 млн. тонн/год (20 млн. тонн - завод во Владивостоке и до 5 млн. тонн - третья СПГ-линия «Сахалин-2»)[505]. В соответствии с последней информацией, размещённой на официальном сайте компании «Газпром», проект предусматривает сооружение трёх технологических линий общей мощностью 15 млн. тонн/год[506]. Ресурсной базой должен стать газ Сахалинского («Сахалин-3»), Якутского и Иркутского центров газодобычи.

Однако пока главным источником считаются ресурсы проекта «Сахалин-3». Его запасы газа оцениваются на уровне 1,1 трлн. куб. м . «Сахалин-3» является основной ресурсной базой для газотранспортной системы «Сахалин — Хабаровск — Владивосток».

Однако в 2013г. компания «Газпром» провела доразведку на Южно- Киринском месторождении (проект «Сахалин-3»), которая обнаружила значительные запасы нефти. До этого месторождение считалось газовым с оценочными запасами в 563,9 млрд. куб. м газа и 71,7 млн. т конденсата . По результатам доразведки запасы увеличились до 682 млрд. куб. м газа и 131 млн. т конденсата, и добавилось 464 млн. т нефти[507] [508] [509]. Вероятно, компании «Г азпром» придётся изменить планы по разработке Южно-Киринского месторождения, которое может быть признано крупнейшим на шельфе России. К сожалению, такое открытие может негативно отразиться на проекте «Владивосток СПГ», поскольку нефть должна извлекаться первой, а вести одновременно разработку нефтяной и газовой залежей невыгодно. К тому же нефть является более ликвидным товаром, в том числе и для экспорта. Поэтому «Газпром» предпочтёт разрабатывать нефть, а добыча газа, который должен был поступать на проект «Владивосток СПГ», начнётся позже. В качестве доказательства можно привести последний проспект компании «Газпром» к евробондам, где сообщается, что добыча газа на Южно-Киринском месторождении начнётся в 2019г., а выход на максимальный уровень добычи (16 млрд. куб. м/год) ожидается в 2023-2024 гг.[510] Тогда как ранее планировалось, что в 2018г. СПГ-завод будет пущен в эксплуатацию, а в 2020г. выйдет на

проектную производительность, для чего требовалось 13 млрд. куб. м/год . Пока компания «Газпром» официально не отказывается от планов по реализации проекта «Владивосток СПГ», возможно будут переноситься сроки.

У компании «Газпром» есть ещё Киринское и Мынгинское месторождения (проект «Сахалин-3»), общие запасы которых оцениваются в 182,3 млрд. куб. м газа и 21,6 млн. т конденсата[511] [512] [513]. Но их газом предполагалось снабжать Дальний Восток, а также часть поставлять по трубе в Китай. Газ с проекта «Сахалин-2» полностью поставляется на экспорт в виде СПГ. А в рамках проекта «Сахалин-1» «Роснефть» и «ЭксонМобил» («ExxonMobil») планировали строить собственный СПГ-завод. Таким образом, свободных газовых ресурсов для «Владивосток СПГ» пока нет. Тем более, «Газпром» собирался вернуться к идее по строительству третьей технологической линии в рамках «Сахалин-2». Расширение «Сахалина-2» и «Владивосток СПГ» - это взаимоисключающие проекты, и в текущих условиях приоритет будет отдан не «Владивосток СПГ» .

Основываясь на имеющейся информации, можно прогнозировать, что к 2030г. ежегодное производство российского сжиженного газа может увеличиться, по крайней мере, в три раза с текущих 10,5 млн. тонн до 30 млн. тонн, что позволит России не только диверсифицировать экспортные поставки газа, повысить энергетическую безопасность страны, но и укрепить свои позиции на мировом рынке СПГ, заняв большую долю рынка.

Помимо вышеуказанных трёх проектов в России существуют и другие планы и разработки по строительству заводов по сжижению природного газа. До недавнего времени существовал проект «Балтийский СПГ», который предполагал строительство завода по производству сжиженного природного газа

в Ленинградской области. Для его реализации в 2005г. была создана управляющая компания ООО «Балтийский сжиженный газ» (80% - «Г азпром Г ермания», 20% - ОАО «Совкомфлот») , целью которой являлась подготовка технико­экономического обоснования проекта. Планировалось, что инвестиции в «Балтийский СПГ» составят около 3,7 млрд. долл., а мощность завода в зависимости от количества линий (1 или 2) - 5 млн. тонн или

7,2 млн. тонн СПГ/год[514] [515]. Пуск в эксплуатацию предварительно был намечен на 2011-2012 гг. Для обеспечения проекта сырьём необходимо было увеличить пропускную способность газопроводов на северо-западе России, что привело бы к удорожанию сырья. Это могло стать лишь одной из множества причин, по которым в начале 2008г. компания «Газпром» отказалась от реализации проекта «Балтийский СПГ», признав его нецелесообразным на фоне более конкурентных аналогов.

Тем не менее, в 2013г. стало известно, что «Газпром» всё-таки планирует построить завод по сжижению газа в Ленинградской области, инвестиции в который оцениваются в 7 млрд. долл. США[516]. Но речь идёт не о возрождении закрытого одноименного проекта, а о совершенно новом проекте «Балтийский СПГ». В рамках предыдущего проекта предусматривалась поставка газа на рынки США и Канады, где сейчас спрос на СПГ резко упал. Новый «Балтийский СПГ» предположительно будет работать в основном на европейский рынок, но в этом случае ему придётся конкурировать с российским трубопроводным газом, который стоит дешевле СПГ. В июне 2013г. между компанией «Газпром» и Ленинградской областью был подписан Меморандум о взаимопонимании и сотрудничестве при реализации проекта строительства СПГ-завода. В 2014г. планируется завершить обоснование инвестиций и выбрать площадку под

строительство. Мощность «Балтийского СПГ» составит 10 млн. тонн/год, ввод в эксплуатацию намечен на 2018г.[517] [518] Для реализации проекта «Газпром» планирует привлечь партнёров, оставив за собой контроль в размере 51% . В конце 2013г.

появилась информация о том, что «Г азпром» готов пригласить в проект компанию «Шелл» («Shell»), а также «Тоталь» («Total») намерена обменять свои 25% в проекте «Штокман» на долю в «Балтийском СПГ»[519] [520]. Для компании «Тоталь» Балтийский проект выгоден тем, что может позволить ей сжижать добываемый газ с Термокарстового месторождения (Ямало-Ненецкий автономный округ), лицензией на добычу которого владеет ЗАО «Тернефтегаз» - совместное предприятие «Тоталь» и «НОВАТЭК».

Кроме того, был проработан проект «Харасавэй СПГ» на базе Харасавэйского газоконденсатного месторождения, открытого в 1974г. Месторождение расположено на северо-западном побережье российского полуострова Ямал, и значительная его часть находится на шельфе Карского моря. Геологические ресурсы месторождения составляют 1,9 трлн. куб. м газа, а запасы составляют 1,26 трлн. куб. м . Однако до сих пор акватория Карского моря остаётся плохо разведанной, поэтому можно прогнозировать прирост разведанных запасов газа в будущем.

Российский научно-исследовательский институт «ВНИИГАЗ», 100%-ое дочернее общество ОАО «Газпром», при содействии ряда иностранных и российских компаний проработал вопрос проектирования и строительства завода по производству СПГ и отгрузочного терминала в районе мыса Харасавэй. При этом рассматривался вариант не полной концентрации на поставках сжиженного газа, а сочетания производственных СПГ-мощностей и трубопроводного транспорта с целью возможности маневрирования потоками газа, нефти и конденсата при изменении рыночных условий. Удобство сооружения завода по сжижению газа именно в данном районе обусловлено близостью порта Харасавэй, который может быть расширен при реализации проекта.

В предпроектном проектировании в качестве ориентира был выбран действующий производственный комплекс в Малайзии. Мощность каждой из восьми линий составила бы 3 млн. тонн СПГ/год . Соответственно, общая производительность завода «Харасавэй СПГ» могла достичь 24 млн. тонн. За основу планировалось взять технологию на смешанном хладагенте с предварительным пропановым охлаждением. Производственные мощности и резервуары для хранения газа предполагалось разместить на специальных баржах. Отгрузочный терминал можно было построить как на берегу около порта Харасавэй, так и в открытом море на расстоянии в 7-12 км от берега . Вывозить СПГ планировалось морским путем на танкерах ледового класса.

Совокупные инвестиции в сооружение завода сжижения газа, хранилищ, погрузочно-разгрузочных мощностей, приобретение специализированных танкеров и расширение портового терминала были оценены в 8,9 млрд. долл. США . Несмотря на то, что специалисты «ВНИИГ АЗ» признали проект «Харасавэй СПГ» целесообразным, высокоэффективным и имеющим ряд преимуществ по сравнению с сетевым газом, сегодня от реализации проекта по строительству завода по производству СПГ отказались в пользу трубопроводной транспортировки газа по причине неблагоприятных условий для судоходства в Карском море.

В 2009г. состоялась презентация проекта «Печора СПГ», реализация которого планировалась без участия компании «Газпром». Основой [521] [522] [523] «Печора СПГ» является разработка двух месторождений Ненецкого автономного округа - Кумжинского и Коровинского, совокупные запасы которых составляют 160,4 млрд. куб. м газа и 5,5 млн. т конденсата[524] [525]. Данный проект, который планировала реализовать группа «Аллтек», предполагает строительство завода по сжижению природного газа, установки комплексной подготовки газа, отгрузочного морского терминала и соответствующей газотранспортной инфраструктуры. В качестве месторасположения был выбран посёлок Индига на берегу одноимённой бухты, на юго-востоке Баренцева моря.

Технико-экономическое обоснование проекта было подготовлено компанией «Текнип» («Technip»). Стоимость строительства завода СПГ вместе с объектами инфраструктуры была оценена в 4 млрд. долл. США . Реализацией проекта «Печора СПГ» занялась компания «СН-Нефтегаз», которая входит в Группу «Аллтек» и в начале 2011г. была переименована в ООО «Печора СПГ». Лицензии на право пользования недрами двух вышеуказанных месторождений, представляющих сырьевую базу проекта, принадлежат компаниям Группы - ЗАО «СН Инвест» и ООО «ЕвроСеверНефть».

В мае 2012г. ЗАО «СН Инвест» и ОАО «Гипроспецгаз» заключили договор на выполнение прединвестиционного исследования по проекту производства сжиженного газа на территории Ненецкого автономного округа на базе Кумжинского и Коровинского месторождений. В результате специалистами ОАО «Гипроспецгаз» было рассмотрено и проанализировано двенадцать вариантов реализации проекта «Печора СПГ», предусматривающих, в том числе, возможности по увеличению сырьевой базы проекта и различные варианты строительства завода СПГ (наземного и морского базирования, на плавучем основании либо платформе гравитационного типа), а также различные ценовые сценарии по нефти и СПГ[526] [527] [528] [529]. Согласно графику реализации проекта, разработанному ОАО «Гипроспецгаз», запуск СПГ-завода намечен на четвертый квартал 2018г. при условии начала проектной фазы в первом квартале 2013г. Объем добычи природного газа составит от 4,5 до 13,4 млрд. куб. м/год в зависимости от вовлекаемой в проект ресурсной базы, а объем производства СПГ - от 2,6 до 8 млн. тонн/год . Капитальные затраты на реализацию проекта составят 4,5-12 млрд. долл. США в зависимости от выбора технической концепции завода СПГ и объемов производства .

Однако в конце 2013г. стало известно, что поскольку «Печора СПГ» не получила право самостоятельно экспортировать сжиженный газ, компания ищет партнёра в лице госкомпании для реализации проекта, причём не исключается возможность продажи контрольного пакета участия . Переговоры с компаниями «Роснефть» и «Газпром» велись на протяжении нескольких лет. Но у компании «Г азпром» много своих проектов, «Роснефть» и «НОВАТЭК» особого интереса к «Печора СПГ» пока не проявляют. Поэтому в настоящее время проект находится в непростой ситуации, но имеет значительные перспективы.

Таким образом, новых возможностей для строительства заводов по сжижению газа в России достаточно. В случае их реализации Российская Федерация сможет стать одним из крупнейших поставщиков СПГ на азиатском, а возможно, и мировом рынках. Однако насколько это стремление будет актуальным и оправданным через 10-15 лет на фоне развития альтернативных источников энергии, трубопроводных поставок и ряда других факторов трудно предполагать. Очевидно лишь одно, в России каждый проект по строительству завода сжижения природного газа и соответствующей инфраструктуры достаточно сложный, трудоёмкий и требует значительных инвестиций, учитывая холодный климат и затяжные зимы, поэтому к реализации каждого проекта необходимо подходить индивидуально, проводить комплексный анализ, принимать во внимание постоянно меняющиеся тенденции на мировом рынке СПГ, запросы и возможности потребителей.

3.3.

<< | >>
Источник: Жувакин Дмитрий Юрьевич. Роль и перспективы Российской Федерации на мировом рынке сжиженного природного газа. (Диссертация, МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ИНСТИТУТ МЕЖДУНАРОДНЫХ ОТНОШЕНИЙ). 2014

Еще по теме Потенциальные проекты по производству СПГ в РФ:

  1. Бокарева Людмила Сергеевна. Проекты реформы православного прихода и материального обеспечения духовенства в России в 1913 - 1917 гг. Диссертация на соискание ученой степени кандидата исторических наук, 2015
  2. Статья 99. Право законодательной инициативы принадлежит Президенту, депутатам Палаты представителей, Совету Республики, Правительству, а также гражданам, обладающим избирательным правом, в количестве не менее 50 тысяч человек и реализуется в Палате представителей.
  3. Статья 37. Граждане Республики Беларусь имеют право участвовать в решении государственных дел как непосредственно, так и через свободно избранных представителей.
  4. Статья 97. Палата представителей:
  5. Статья 98. Совет Республики:
  6. Способы получения сцинтилляционных нейтронных детекторов с различными спектральными характеристиками
  7. Статья 107. Правительство Республики Беларусь:
  8. КОНСТИТУЦИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ 1994 ГОДА,
  9. *В соответствии со статьей 1 Закона Республики Беларусь «О порядке вступления в силу Конституции Республики Беларусь» вступила в силу со дня ее опубликования.
  10. РАЗДЕЛ І ОСНОВЫ КОНСТИТУЦИОННОГО СТРОЯ
  11. Статья 1. Республика Беларусь - унитарное демократическое социальное правовое государство.
  12. Статья 2. Человек, его права, свободы и гарантии их реализации являются высшей ценностью и целью общества и государства.
  13. Статья 3. Единственным источником государственной власти и носителем суверенитета в Республике Беларусь является народ.
  14. Статья 4. Демократия в Республике Беларусь осуществляется на основе многообразия политических институтов, идеологий и мнений.