Перспективы СПГ-отрасли обсудили на «Нефтегаз-2024»
Падение экспорта трубопроводного газа в Европу поставило перед отраслью вопрос: куда направить освободившиеся объёмы? Генеральный директор «ИЭС Инжиниринг и консалтинг» Александр Адоевский считает, что монетизировать большие объёмы «голубого топлива» – от 10 млрд кубометров – помимо трубопроводного транспорта можно только при помощи СПГ (сжиженного природного газа). Любые другие альтернативы, включая газохимию, в конечном счёте ограничены конечным рынком сбыта продукции.
Готова ли индустрия решить поставленные перед ней задачи? Ответ на этот вопрос искали участники круглого стола «Сжиженный природный газ. Особенности реализации проектов, инновационные решения в ТЭК» в рамках деловой программы выставки «Нефтегаз-2024».
Проекты крупнотоннажного СПГ встают «на паузу»
По словам первого вице-президента Национальной ассоциации СПГ Александра Климентьева, по итогам 2023 года РФ заняла 4-е место среди крупнейших экспортёров СПГ в мире. Совокупный объём отгрузок с крупнотоннажных производств составил 30,1 млн тонн, при этом произошло существенное изменение географической структуры поставок. Несмотря на заявленный «разворот на Восток», поставки в Европу составили 58% от общего объёма экспорта, отмечает эксперт.
Но если посмотреть на перспективу, то положение дел в отрасли уже не кажется таким радужным.
«Санкционные ограничения и отсутствие достаточного национального флота газовозов переносят сроки запуска проектов и снижают их планируемые мощности. Кривая ввода проектов ушла вниз, более 135 млн тонн «потеряно» к 2035 году. Совершенно точно можно поставить крест на «Штокмане». Раньше 2040 или даже 2045 года этот проект даже обсуждать смысла нет. Что очень важно, «Арктик СПГ-1» тоже откладывается и уходит за 2035 год», – констатирует Александр Климентьев.
С учётом новых условий развитие крупнотоннажных проектов эксперт делит на 3 этапа. В 2023-2026 гг. ожидается ввод двух линий «Арктик СПГ-2», в период с 2027 по 2034 гг. – запуск 3-6 линии «Арктик СПГ-2», 1-2 линий «Русхимальянса», 1-3 линий «Мурманского СПГ», «Обского ГХК», «Якутского СПГ». Также на этом этапе ожидается развитие газовой программы «Сахалин-1» и строительство «Дальневосточного СПГ». Наконец, на третьем этапе с 2034 по 2040 гг. очередь дойдёт до арктических проектов «Роснефти».
Малотоннажный СПГ – цель 2,6 млн тонн
Получше обстоят дела в сегменте малотоннажного СПГ. В 2023 году в нём работало 23 завода, это на 5 больше, чем годом ранее, а общая мощность выросла с 261 до 338 тыс. тонн. При этом, если будут реализованы все запланированные проекты, то объём рынка малотоннажного СПГ превысит 2,6 млн тонн.
«Рынок верит, проектов становится больше, они появляются в различных регионах страны. И мы видим рост единичной мощности одного проекта. Но здесь и вызов для российских производителей оборудования: как удовлетворить спрос на мощности от 7 тонн в час. Таких решений на данный момент в РФ нет. Если мы не займёмся этой задачей, эту нишу займут китайские производители, которые предлагают решения с хорошим референсом с объёмом до 20 тонн в час, то есть до верхнего предела малотоннажного сегмента», – комментирует Александр Климентьев.
«НОВАТЭК» и «Газпром» готовы покупать российское
Здесь мы подходим к ключевой проблеме – необходимости импортозамещения оборудования для сжижения газа. Понимают это и российские власти: отрасль СПГ стала одним из приоритетов для господдержки.
«В 2019 году Минпромторгом РФ совместно с «Газпромом» и «Новатэком» был разработан перечень приоритетных направлений по разработке СПГ-оборудования. В 2022-23 гг. с учётом санкций и чтобы не допустить срыва сроков реализации перспективных проектов, этот перечень был значительно расширен на основании новой потребности от «Новатэка» и «Газпрома». На сегодняшний день определены 35 позиций, в которых есть критическая потребность. Из них 32 мы уже поддержали через наш основной механизм – субсидирование затрат на НИОКР. Три направления мы планируем поддержать в ближайшем конкурсе. На эти цели мы уже направили из федерального бюджета порядка 15 млрд рублей», – рассказывает начальник отдела нефтегазового оборудования Министерства промышленности и торговли РФ Хаджимурат Садулаев.
Изменились и приоритеты господдержки. Минпромторг и Минэнерго совместно работают над тем, чтобы производители могли быть уверены в спросе на свою продукцию. Первые результаты уже есть: «НОВАТЭК» и «Газпром» заключили контракты на поставку спиральновитых теплообменников, насосов, компрессоров, арматуры, стендеров отгрузки и т. д. Кроме этого, «НОВАТЭК» подписал соглашение и дорожную карту по 22 видам оборудования с обязательством внедрять его на своих объектах после разработки и успешного прохождения испытаний.
ГЭС и АЭС вместо газовых турбин
Александр Адоевский, в свою очередь, отмечает, что в РФ и Китае есть компетенции по компрессорам хладагента и теплообменникам. Пока нет опыта реализации крупнотоннажной технологии СПГ на смешанном хладагенте, существующие образцы не превышают 1 млн тонн в год.
Но ключевую проблему он видит в энергоцентре. Сейчас 25 МВт – порог для газовых турбин в РФ. Это заметно лимитирует мощность отдельной взятой линии. Сейчас в России и в Китае идёт разработка энергетической газовой турбины на 110 МВт, но на это может уйти от 3 до 5 лет.
Александр Адоевский считает, что стоит обратить внимание на альтернативу – применение электродвигателей. По этому пути уже пошёл «НОВАТЭК» при реализации проекта в Мурманске. В качестве источника энергии рассматривают ГЭС и АЭС.
Малотоннажный СПГ ждёт своей очереди
Как видим, в числе главных бенефициаров выступают крупные компании: «НОВАТЭК» и «Газпром». Но в Минпромторге заявляют, что речь идёт не о лобби-ресурсе, такое решение было принято исходя из объективных факторов.
«Мы ориентируемся на запросы. В крупнотоннажном сегменте зависимость от импорта была 90, а то и 100%. Поэтому именно на него сделали упор и поддержали практически все ключевые сегменты производства оборудования. Остаётся это оборудование разработать и непосредственно внедрять. В малотоннажке, конечно, есть критические позиции, но они не были обозначены как приоритетные, понимая, что это оборудование можно найти на рынке в дружественных странах. Но это не отменяет того, что мы должны стремиться к полному технологическому суверенитету», – говорит Хаджимурат Садулаев.
Так что не исключено, что по мере решения приоритетных задач в дорожную карту будет включено и оборудование для средне- и малотоннажного сегмента.
СПГ-отрасли нужны газовозы ледового класса
Не менее важная проблема – нехватка газовозов ледового класса. Наиболее очевидное решение – строительство таких судов в России или в дружественных странах, например в Китае. Однако здесь нужно учитывать загруженность верфей.
Понимают важность проблемы и в Минпромторге, но пока о конкретных проектах говорить там не готовы.
«Не могу сказать, что всё хорошо, но работа ведётся. Новые проекты в СПГ-отрасли планируются на горизонте не раньше 2028 года, к этому времени мы рассчитываем замещать и суда тоже», – отмечает Хаджимурат Садулаев.
Впрочем, Александр Адоевский видит и альтернативные пути решения. Речь идёт о потенциальном смещении проектов из Арктики в Мурманск и на Дальний Восток, где уже не обязательно использование газовозов ледового класса. Вообще, по мнению эксперта, реализация проектов за Полярным кругом сопряжена со многими сложностями.
«Если мы говорим про Арктику, то это сложные ледовые условия. Строительство терминала однозначно ведёт к необходимости дорогостоящих дноуглубительных работ, строительства ледозащитных сооружений. Ориентировочно на один крупнотоннажный проект СПГ в Арктике требуется 1,8 трлн рублей, в том числе на бурение и обустройство – 200 млрд, строительство самого завода по сжижению газа – 1,5 трлн рублей, гидротехнические сооружения – 65 млн рублей, дноуглубление – 40 млрд рублей. Плюс 25 млрд рублей – стоимость одного танкера ледового класса. Понятно, что это приблизительные цифры. Поэтому строительство заводов малой мощности экономически неэффективно, не окупятся затраты на терминал, так что в Арктике мы говорим о проектах с мощностью больше 10 млн тонн», – комментирует руководитель «ИЭС Инжиниринг и консалтинг».
И всё же, несмотря на все сложности, участники круглого стола с оптимизмом смотрят на перспективы отрасли.
«Себестоимость производства СПГ у арктических проектов выше, чем в Катаре, но гораздо ниже, чем в США и Австралии. Поэтому рыночная ниша для нашего сжиженного газа однозначно есть», – резюмировал Александр Адоевский.
