Почему в производстве СПГ Россия могла добиться большего?

Девятого декабря из порта «Сабетта» был отправлен первый танкер со сжиженным газом, произведенным на заводе «Ямал СПГ». Запуск первой из трех очередей предприятия общей мощностью 16,5 млн т – несомненный успех, поскольку это первый СПГ-проект в России, в котором изначально контрольная доля принадлежала российским акционерам. Завод СПГ на Сахалине, введенный в строй в 2009 г., сначала реализовывался усилиями Shell, Mitsui и Mitsubishi; в 2007 г. в проект вошел «Газпром» – к этому моменту завод уже активно строился, а экспортные поставки СПГ были законтрактованы более чем на 70 %.

«Ямал СПГ» – далеко не единственный проект, который планировалось реализовать в России в последние десять лет. Запустить новые мощности по сжижению газа рассчитывали также «Газпром» (третья очередь «Сахалина-2», «Штокмановский СПГ», «Балтийский СПГ», «Владивосток СПГ»), «Роснефть» («Дальневосточный СПГ») и группа «Аллтек» («Печора СПГ»). Однако проекты «Газпрома», «Роснефти» и «Аллтека» так и остались на бумаге, и тому есть несколько причин.

В первую очередь, сохранение ограничений на экспорт СПГ, который был частично либерализован в 2013 г.: право на него получили госкомпании, работающие на шельфе, а также компании, у которых в лицензиях на месторождения к 1 января 2013 г. было зафиксировано строительство СПГ-завода или отправка добываемого газа на сжижение. Помимо «Газпрома», этим критериям соответствовали «Новатэк» и «Роснефть», однако за их рамками осталась группа «Аллтек», еще с 2009 г. планировавшая возвести в Ненецком автономном округе СПГ-завод мощностью 4 млн т на базе Кумжинского и Коровинского месторождений. Чтобы получить право на экспорт, в мае 2014 г. «Аллтек» заключил с «Роснефтью» рамочное соглашение о создании совместного предприятия (СП). Тогда же в Госдуму был внесен законопроект, сдвигавший на 1 июля 2014 г. дату, по состоянию на которую в лицензиях на месторождения компаний должно было быть зафиксировано строительство СПГ-завода – это открывало «Печоре СПГ» доступ на зарубежные рынки. Однако документ получил негативные отзывы со стороны Минэкономразвития, Минэнерго и Минфина и поэтому не был принят.

К торможению СПГ-проектов привели и санкции. Так, в августе 2015 г. Бюро промышленности и безопасности Минторга США наложило запрет на поставку оборудования для Южно-Киринского месторождения проекта «Сахалин-3», которое должно было стать ресурсной базой либо для третьей очереди СПГ-завода «Сахалина-2», либо для проекта «Владивосток СПГ». Приступить к освоению этого месторождения невозможно без использования подводных добычных комплексов, которые производят норвежская Aker и американские Cameron, GE Subsea и FMC Technologies. Под санкции попал и «Газпромбанк», который должен был получить до 49 % в компаниях – операторах проектов «Балтийский СПГ» и «Владивосток СПГ», для того чтобы привлекать для них средства иностранных банков. Санкции частично ограничили и возможности «Новатэка» по поиску западного финансирования для «Ямала СПГ»: ключевыми партнерами здесь стали Экспортно-импортный банк Китая и Банк развития Китая, которые в апреле 2016 г. предоставили проекту кредиты на 9,3 млрд евро и 9,8 млрд юаней (в сумме около 12 млрд долл. США).

Еще одним неблагоприятным фактором стала высокая напряженность инвестиционной программы «Газпрома», приоритетом которой пока что остаются трубопроводные проекты («Северный поток-2», «Сила Сибири» и «Турецкий поток»). До их завершения проект третьей очереди СПГ-завода «Сахалина-2» вряд ли получит приоритет.

На эти проблемы накладывается затоваренность мирового рынка сжиженного газа: по оценке Международного энергетического агентства, к 2022 г. глобальное производство СПГ вырастет до 650 млрд куб. м в год в сравнении с 452 млрд в 2016 г., тогда как спрос достигнет лишь 460 млрд. Такой дисбаланс не на руку производителям, которым будет сложнее сохранять рентабельность в условиях падающих цен: за 2014–2016 гг. среднегодовые спотовые цены на СПГ в Азии (TR NE LNG Spot) снизились с 13,9 долл. США до 5,7 долл. США за миллион британских тепловых единиц, а спотовые цены на природный газ на британском хабе NBP и американском Henry Hub, к которым привязана стоимость контрактов в Европе и США соответственно, упали с 8,4 долл. США до 4,7 долл. США и с 4,3 долл. США до 2,6 долл. США (данные Thomson Reuters).

Правда, эти риски не отпугивают российские компании от новых проектов. В частности, «Новатэк» запланировал строительство СПГ-завода мощностью 18 млн т на соседнем с «Ямалом» полуострове Гыдан («Арктик СПГ-2»), «Газпром» же рассчитывает построить третью очередь СПГ-завода «Сахалина-2» и довести до конца проекты «Балтийский СПГ» и «Владивосток СПГ», пусть даже переведя последний в категорию среднетоннажных. В силе остаются и проекты «Роснефти», в том числе «Дальневосточный СПГ», от которого компания официально еще не отказалась. Время покажет, уготовлена ли этим планам лучшая судьба, чем большинству проектов последнего десятилетия.