Якутский СПГ ищет партнеров для азиатской схемы

Генеральный директор ЯТЭК Андрей Коробов в интервью Energy Intelligence рассказал, какие проблемы видит компания, как начинающий производитель СПГ, в растущей водородной отрасли, а также поделился планами амбициозного проекта компании — «Якутский СПГ».  Выступая на полях недавней конференции Hydrogen Russia & CIS, Коробов сказал, что ЯТЭК ищет стратегических партнеров для СПГ-проекта и ожидает окончательного инвестиционного решения чуть более, чем через год.

Мы находимся на конференции по водороду. Считаете ли вы производство водорода частью вашего Якутского СПГ-проекта? Повлияет ли это на объемы планируемого производства СПГ?

— Мы здесь, потому что изучаем водород и аммиак. Это общий тренд, и мы хотим понять, насколько он устойчив, какие технологии будут ключевыми. Но я думаю, что наш проект по-прежнему будет сфокусирован на СПГ. Мы будем следовать климатической повестке дня, делая СПГ «экологичнее» разными способами. Мы подсчитали углеродный след проекта, и он самый низкий в отрасли. У нас будет вдвое меньше выбросов на тонну СПГ, чем в среднем по США, благодаря более чистому производству газа и близости к целевым рынкам. При цене CO2 в $50 за тонну наш углеродный след составит 60 ¢/MMBtu. (базис поставки порт Шанхай)

Это ваша внутренняя цена на углерод, которую вы используете при планировании инвестиций?

— Мы еще не ввели внутреннюю цену на углерод. Лично я считаю, что справедливая цена на углерод, судя по динамике рынка, должна составлять около $70 за тонну. Расчеты, основанные на цене углерода в $50 за тонну, были сделаны для того, чтобы показать, где мы находимся с точки зрения углеродного следа, и сравнить с другими участниками рынка.

То есть у вас нет твердых планов по водороду на данном этапе?

— Проект может быть изменен для использования части природного газа для производства водорода или аммиака. Но нам нужно внимательно смотреть на технологии и рынки. По-прежнему существуют серьезные проблемы, для которых я не вижу четких решений. Я рассматриваю СПГ как жизнеспособный вариант транспортировки, в том числе для водорода, поскольку водород может быть получен путем риформинга метана после регазификации грузов СПГ. Я считаю, что наиболее жизнеспособной идеей является создание водородных кластеров [в центрах потребления], подобных тем, которые запланированы на Сахалине или в Японии. Тем не менее мы по-прежнему изучаем водородно-аммиачные проекты и считаем их экономику.

Под проблемами вы подразумеваете стоимость производства и транспортировки?

— Ключевой вопрос — это стоимость транспортировки, а не производства. Другой вопрос — влияние водорода на климат. Ученые говорят, что утечки водорода могут вызвать серьезные экологические последствия из-за увеличения продолжительности жизни метана в атмосфере, что делает водород косвенным парниковым газом гораздо более мощным, чем CO2.

— Почему вы в первую очередь выбрали модель СПГ? Россия отдает приоритет СПГ и нефтехимии как вариантам монетизации природного газа в восточной части страны. Экономика СПГ лучше, чем у нефтехимии?

— Учитывая наши запасы газа в Центральной Якутии, СПГ, безусловно, этот вариант является наиболее жизнеспособным для транспортировки газа на целевые рынки [в Азии]. При таких запасах газа доставка крупномасштабной нефтехимии была бы проблематичной. При нашем запланированном уровне добычи природного газа 25–27 млрд кубометров в год — это, очевидно, СПГ. Если мы говорим об аммиаке как о нефтехимическом продукте, реальный объем производства будет составлять от 1 до 3 млн тонн в год, что означает, что вам не нужно столько исходного газа.

Как нынешний газовый кризис повлияет на перспективы отрасли СПГ?

— Я считаю, что это временный дисбаланс, возникший по ряду хорошо известных причин. Думаю, увеличение добычи газа полностью покроет спрос, поэтому в ближайшее время цена должна стабилизироваться. Более важный вопрос заключается в том, в какой степени климатическая политика приведет к увеличению стоимости газа, потому что пограничные налоги на выбросы углерода и регулирование выбросов углерода сделают часть производителей неприбыльными. Но дело не в России — Россия и Катар дольше всех останутся производителями газа, поскольку у них самые низкие затраты на добычу и транспортировку.

Какова ваша прогнозируемая стоимость производства и транспортировки СПГ?

— Наши расчеты показывают, что только проекты Катара имеют меньшую стоимость, чем у нас.

А как насчет российских проектов в Арктике? У вас более низкая стоимость?

— Да, так и есть. Из-за близости к рынкам сбыта.

Арктические проекты пользуются щедрыми налоговыми льготами. Вы рассчитываете на какие-то льготы в upstream и других частях вашего проекта?

— Наша бизнес-модель основана на стандартном наборе налоговых льгот, предоставляемых государством для крупномасштабных проектов в сфере переработки и сбыта продукции. Наш upstream в государственной поддержке не нуждается. Одним из наиболее интересных механизмов стимулирования в России являются соглашения о защите и развитие капитальных вложений, которые обеспечивают долгосрочную финансовую стабильность, гарантируя, что финансовые условия проекта не могут ухудшиться. Это важно, потому что если мы рассчитаем модель, которая соответствует ожиданиям наших акционеров и партнеров, было бы хорошо, чтобы эта модель работала как можно дольше.

Каков жизненный цикл вашего проекта?

— У нас есть модель, достаточно тщательно рассчитанная на 15 лет, но мы будем стремиться к финансовой стабильности как можно дольше.

15 лет с момента запуска производства?

— Да.

Когда вы планируете начать производство СПГ?

— Реальный график первого этапа — 2027 год. В нашей долгосрочной стратегии такой ориентир.

Когда вы ожидаете принятия окончательного инвестиционного решения (FID)?

— Сейчас мы находимся на стадии FEED. У нас будет несколько FID по проекту. Во-первых, в начале 2022 года мы проведем FID для увеличения добычи природного газа до 6,2 млрд кубометров в год [с 1,8 млрд кубометров в год в настоящее время]. Этот проект будет включать очистку газа, монетизацию жидких фракций и закачку газа обратно в залежь. Тем самым мы позаботимся о том, чтобы к моменту создания газотранспортной инфраструктуры почти половина необходимых объемов исходного газа уже была добыта. Нашим потенциальным инвесторам нравится то, что мы продвигаемся шаг за шагом. Что касается FID строительства газопровода и первой очереди завода по производству СПГ, мы рассчитываем быть готовыми к ее сдаче в начале 2023 года.

Что вам нужно сделать к тому времени — привлечь партнеров, финансирование, убедиться, что у вас достаточно исходного газа?

— Что касается ресурсной базы, то мы в ней вполне уверены. Партнеры — ключевой вопрос [для FID]. Сейчас мы ведем активные переговоры с рядом потенциальных партнеров, как российских, так и международных. Наши акционеры сейчас определяют оптимальную структуру собственности, которая обеспечит максимальную капитализацию проекта.

Какая для вас оптимальная ставка в проекте? Ниже какого уровня вы не хотите опускаться?

— Я бы не стал говорить об этом в таких терминах. Наши акционеры решат, устраивает ли их мажоритарный или миноритарный пакет акций. Это во многом будет зависеть от того, каких партнеров мы привлечем и какие обязательства они возьмут на себя.

Будет ли ЯТЭК акционером проекта или рассматривается какая-то другая структура собственности?

— ЯТЭК обязательно займется разработкой upstream. Структура собственности на весь проект будет определена акционерами в зависимости от договоренностей с потенциальными партнерами.

Вы недавно представили смету проекта в размере 39,2 миллиарда евро (45,6 миллиарда долларов). Не могли бы вы указать стоимость завода по производству СПГ, стоимость газопровода и стоимость добычи?

— Во-первых, я хотел бы подчеркнуть, что TechnipFMC сделала эту оценку на этапе pre-FEED. Это 4-й класс оценки стоимости, что означает, что реальная стоимость может быть на 30% ниже. Эта оценка не учитывает опыт, накопленный нами за 50 лет добычи и строительства в Якутии, а также потенциал отечественного производства оборудования. Моё личное мнение заключается в том, что эта оценка сильно завышена. Но даже с этой цифрой финансовая модель проекта работает.

Что касается разбивки затрат, то на первом этапе проекта потребуется 3,4 млрд евро на добычу, еще 5,1 млрд евро на трубопроводы и около 7,5 млрд евро на строительство завода по производству СПГ с двумя очередями мощностью почти 9 млн тонн в год. Второй этап предполагает около 9 млрд евро на расширение мощностей СПГ-завода, около 4,7 млрд евро на разведку и добычу и около 800 млн евро на дополнительные компрессорные станции, необходимые для увеличения пропускной способности газопровода и удвоения производства СПГ до 18 млн тонн в год.

Сколько вы уже потратили на updtream в рамках проекта?

— Около 120 млн евро с декабря 2019 г.

Сколько вы ожидаете получить от вторичного публичного размещения акций? Планируете ли вы провести его в первом квартале 2022 года?

— Около 200 млн евро.

Стоимость тонны производства СПГ выглядит относительно высокой, когда проекты конкурируют за инвестиции во всем мире…

— Но опять же, стоимость довольно завышена. На самом деле проект должен быть намного дешевле. Но даже с такой ценой мы видим, что можем конкурировать на рынке. Запуск в 2027 году должен быть своевременным, учитывая [истечение сроков текущих] долгосрочных контрактов в мире и прогнозы производства и потребления.

Будете ли вы запускать две очереди первой фазы одновременно в 2027 году или поочередно?

— Эти две очереди будут запущены одновременно, производительностью немногим менее 9 млн тонн в год.

Будет ли TechnipFMC подрядчиком по проектированию, закупкам и строительству (EPC)?

— Не обязательно. Проведем тендер на EPC-контракт.

Какую технологию сжижения вы будете использовать?

— Мы выбрали технологию Dual Mixed Refrigerant (DMR), разработанную Royal Dutch Shell и применяемую на Сахалине-2. Эксперты говорят, что это наиболее подходящая технология для температуры окружающей среды [на Дальнем Востоке России].

Вам все еще нужно подписать лицензионное соглашение с Shell?

— Нет, не надо. Срок действия патента на эту технологию истек, поэтому она не лицензирована.

Вам просто нужно купить оборудование и встроить его в процесс сжижения?

— Да. Единственный острый вопрос — это криогенные теплообменники такого размера, которые в России, к сожалению, сейчас не производятся. Но это может измениться.