«Росія виходить на ринок СПГ не пізно і не рано - вчасно»

Заступник міністра енергетики Кирило Молодцов

Сергій Портер / Відомості

У минулому році в Росії з'явився другий після «Сахаліну-2» виробник скрапленого природного газу (СПГ). На Ямалі, в найтяжких природних умовах, заробив «Ямал СПГ» - проект «Новатека», французької Total, китайських CNPC і Silk Road Fund. Ще кілька років тому Міненерго дуже скептично ставилося до російських перспективам на світовому ринку СПГ, де правили бал Катар, Австралія і з недавніх пір США. Але тепер, як розповів в інтерв'ю «Відомостям» заступник міністра енергетики Кирило Молодцов, чиновники вірять, що частка Росії може бути більше: близько 15-20%.

- Генсхема - документ стратегічний, тут не варто метушитися. Розвитком ринку СПГ ми займаємося вже більше 15 років. У 2014 році було прийнято рішення про лібералізацію експорту для СПГ-проектів, які на той момент існували, таку ліцензію отримали газпромівські і Ямальские заводи. Є проекти наступного рівня - «Печора СПГ», третя черга «Сахаліну-2», «Далекосхідний СПГ», балтійські проекти. Всі вони так чи інакше в стратегії передбачені.

Кирило Молодцов

заступник міністра енергетики

• Народився в 1968 р в Ленінграді. Закінчив Академію МБ Росії за спеціальністю «правознавство», Всеросійської академії зовнішньої торгівлі Мінекономрозвитку за фахом «світова економіка», Російський державний університет нафти і газу ім. Губкіна

• 1998

  почав працювати в сфері газової промисловості і газопереробки

• 2002

  очолив департамент інвестицій та управління проектів «Сибур холдингу» (по 2004 р)

• 2006

  менеджер проекту «Східний Сибір - ГАЗ» (Ковиктінське газоконденсатне родовище, Іркутська обл.)

• 2010

  заступник головного виконавчого директора, віце-президент по ТЕО і координації з II і III фазами в «Штокман девелопмент АГ»

• 2013

  призначений заступником міністра енергетики

У 2013-2014 рр. ми декларували, що до 2035 р займемо до 10% світового ринку СПГ. Зараз припускаємо, що частка Росії може бути більше, близько 15-20%. Це буде залежати від трьох чинників: ресурсної бази, технологічних можливостей і наявності попиту на ринку. Перше - ресурси - у нас апріорі існує, а ось до технологій поки є питання. Тому розвиток технологій по великотоннажних зрідження зараз має бути головною точкою докладання зусиль. Що стосується перспектив, ми припускаємо, що таке вікно попиту на зріджений газ доведеться на 2025-2027 рр. До цього часу ми повинні встигнути.

- Ринок буде рости. Нові точки споживання зараз виникають у великій кількості. Питання в вартості пропозиції та можливості забезпечити альтернативні джерела енергії. Кращого постачальника, ніж Сахалін, для тієї ж Японії, Кореї або північного сходу Китаю за великим рахунком немає. Навіть в порівнянні з традиційними експортерами на цей ринок - Австралією, наприклад, - у нас є маса конкурентних переваг. Мале транспортне плече в першу чергу.

Росія виходить на ринок не пізно і не рано - вчасно. І ми можемо гарантовано займати свою нішу. Маємо ж в Європі більше третини ринку трубопровідного газу. Як не крути, і далі будемо мати цю частку. При цьому в Європі близько 30 регазифікаційних терміналів. Але ніхто не гарантує їх завантаження. Принадність ринку СПГ в його гнучкості. Сьогодні корабель йде в одну точку, а завтра розвернувся і пішов в Бостон, наприклад.

- У нас зараз є технології, які дозволяють сжижать до 1 млн т газу в рік на одній лінії. В принципі, замість однієї п'ятимільйонною установки можна і п'ять по 1 т поставити. Виникає питання ефективності та собівартості, але така технологія існує. Спроби Міненерго об'єднати зусилля наших компаній в розробці установок більшої потужності поки успіху не мали. Але, думаю, рано чи пізно консолідація відбудеться. У компаній немає іншого варіанту, окрім як об'єднати зусилля. Нам не потрібні, образно висловлюючись, три однакові або символічно відрізняються один від одного підводні човни або літака. До речі, керівники наших компаній люблять говорити про світові тенденції. А вони які? Створення великих консорціумів з метою скорочення витрат.

На жаль, розробка технології п'ятимільйонного криогенного скраплення на російських технологіях і потужностях не є завданням, яка субсидується або бюджетуються державою. В рамках програми імпортозаміщення в цьому контексті є тільки окремі питання, пов'язані з кріогенними теплообмінниками. Але це лише частина, і та швидше у веденні Мінпрому. У широкому сенсі ми поки віддали це на відкуп компаніям. Дивимося за їхніми рухами. Але питання з порядку денного не зняли.

- Міненерго виробило пропозицію, з яким, в моєму розумінні, керівники компаній погодилися. Є ресурс, програма газифікації і можливість експорту. Є надрокористувачі, бажання яких можуть не збігатися. Але крім того, існують обов'язки. Забезпечити газопостачання, наприклад. Пріоритетом держави є забезпечення внутрішніх споживачів на Далекому Сході. Ми зважили баланс попиту і пропозиції і прийшли до висновку, що буде вигідніше, якщо газ зосередиться у одного оператора. Це спростить регулювання. Оператор, який буде купувати газ у всіх виробників в регіоні, стане відповідальним в першу чергу за газопостачання. Він же повинен буде вирішувати питання монетизації надлишків газу, поставляючи його на експорт.

Поки доцільним виглядає варіант, коли «Роснефть» і, можливо, Exxon Neftegaz - оператор проекту «Сахалін-1» - продають газ зі своїх родовищ на третю чергу СПГ-заводу Sakhalin Energy. При цьому «Газпром» бере на себе обов'язки по газифікації всього регіону. Це логіка держави. З точки зору бізнесу у «Сахаліну-3» є два варіанти. Перший - сжижать самим. Гіпотетично вони можуть розглядати такий варіант. Але будувати з нуля завод-пятімілліоннік - дороге задоволення, а більшої потужності - малоймовірно, ресурсів не вистачить. Альтернатива - продавати газ на внутрішній ринок - економічно ефективніше.

- «Газпром» відповідає за дбайливе використання надр і, відповідно, за їх монетизацію. Тому домовлятися «Газпром» з партнерами може по будь-яких напрямах співпраці. Але тільки хотілося б спочатку зрозуміти, яким чином вони введуть в експлуатацію Південно-Киринське родовище. По ньому поки залишаються питання. Газ на Сахаліні є, але в якій послідовності він буде монетизованим, поки питання. Там ще й Находкінський газохимический комплекс мінеральних добрив повинен буде запуститися.

- Дуже добре, на XXI ст. вистачить.

- У стратегії до 2030 р дуже цікаво було написано про Сабетта. Що там взагалі нічого не можна побудувати. Закрити і забути. А в Бованенково - можна і потрібно. Через такого приблизно підходу свого часу закрили проект розробки Штокманівського родовища. Були люди, які наполягали на виході труби на західну частину Кольського півострова, туди ж могли б приходити танкери під завантаження СПГ. Але узгодження отримано не було. Альтернативним варіантом хотіли зробити вихід на східний берег півострова поруч з Теріберка. Там зараз стоїть «пам'ятник Штокману» - пробита скеля, по якій йде дорога.

- Існує маса складнощів. Технологічне рішення, яке розроблялося, тупиковий. 300 км, великі хвильові навантаження, 50 років експлуатації. Та й немає таких судів, які могли б стільки часу стояти в море. Цей проект потрібно реалізовувати в форматі підводного видобутку і підводного транспорту. Таких технологій поки ще у нас немає. Тому, мабуть, проект до 2030 р буде відкладений. Це за умови високого темпу освоєння технологій.

- Про таких проектах не йшлося. Але поки і завдання такої немає. У 2002 р була потреба в розбудові нової ресурсної бази - готувалися до зниження видобутку в Надим-Пур-тазі. Ямал був, м'яко кажучи, снігову пустелю. Зараз «Газпром» може мобілізувати додаткові потужності в розмірі 120-140 млрд куб. м в рік. Тому необхідності щось терміново освоювати немає, є завдання дбайливого використання надр.

- Особливість газових ресурсів в тому, що їх можна монетизувати тільки при наявності способу доставки кінцевому споживачеві. А збільшувати витрати зараз, не маючи кінцевого споживача, занадто марнотратно.

Те, що ресурсна база є, це добре. Але її освоєння не самоціль. У нас бажання багато освоювати було завжди. БАМ, наприклад, почав завантажуватися тільки зараз, а будували його в 70-х рр. минулого століття.

- Так само, як Арктика, для країни в цілому. Тому там безстрокові ліцензії. Держава повинна розуміти, що там знаходиться, як ці запаси можна використовувати. Якщо перспективи вуглеводневої енергетики будуть зберігатися, запаси у нас є. А як і коли їх монетизувати - вже інше питання. Дбайливе користування, власне, це передбачає. Поспішай не поспішаючи.

- Поки завершена модернізація 78 установок - це відповідає реалізації 60% планів по вводах, заявленим в чотиристоронніх угодах. « Лукойл »,« Газпром »і« Газпром нафта »Практично повністю завершили свою частину програми, виконавши взяті на себе зобов'язання. У програмі до 2020 р повинно було бути модернізовано 128 установок. Терміни введення частини з них перенесені, в тому числі в 2016 р, коли маржа НПЗ з урахуванням падіння ціни на нафту була мінімальною, а інвестиційне навантаження, навпаки, досягала максимуму. Компанії, в тому числі великі, переглядали свої програми модернізації, але це не означає, що вони відмовилися від неї. Модернізація все одно буде завершена.

- Первинні нафтопродукти ми виробляємо, надійне Паливозабезпечення для Росії і країн ЄАЕС гарантуємо. Зараз мова йде про оптимізацію обсягів неефективною первинної переробки і завершення галузевої програми модернізації з фокусом на поглиблюють і облагораживающие процеси. Важливо домогтися максимального використання первинних фракцій для створення продукції з високою доданою вартістю - зокрема, переробляти нафти У товарний автобензин і в продукцію нафтохімії. Поточний режим митних зборів вже сформував стимули до використання Нафти як сировини для нафтохімії, але нестабільність податкової системи стримує реалізацію інвестиційних проектів будівництва піролізних потужностей на нафті. Це сигнал до формування як системної державної підтримки нафтохімії в рамках нафтохімічних кластерів, так і адресних заходів підтримки НПЗ, розвиваючих власну нафтохімію.

- Нова енергостратегія до 2035 р розроблялася близько чотирьох років. Весь цей час документ коректувався з урахуванням поточних реалій. Але глобальних змін в векторі розвитку і цифрових орієнтирах нафтогазової галузі немає. Зараз проект енергостратегії внесений в уряд.