Новый проект «Новатэка» обойдется без газа «Газпрома» Компания хочет сама проинвестировать в строительство газопровода до Мурманска «Новатэк» планирует использовать для нового проекта по производству сжиженного природного газа (СПГ) мощностью 20,4 млн т в год в Мурманской области – «Мурманский СПГ» – собственную ресурсную базу и не намерен приобретать газ для сжижения у «Газпрома». Об этом сообщил в ходе брифинга председатель правления и совладелец «Новатэка» Леонид Михельсон. Для мурманского проекта «Новатэк» планирует использовать собственную технологию сжижения – «Арктический микс». Мощность одной линии, по словам Михельсона, составит порядка 7 млн т в год. 13 июня компания сообщила о получении российского патента на эту технологию (производительностью одной линии более 6 млн т СПГ в год). Михельсон заявил о сверхприбыльности спотовых поставок СПГ Аналитики не ожидают снижения цен раньше второй половины 2023 года Михельсон отметил, что выбор места расположения проекта объясняется двумя основными факторами – наличием незамерзающего порта и профицитом электроэнергии в регионе. Он пояснил, что для вывоза СПГ из Обской губы (между Ямалом и Гыданским полуостровом в ЯНАО) необходимы танкеры-газовозы арктического класса Arc7, но существует неопределенность с их количеством. Отгрузка СПГ в Мурманской области в новом проекте позволит уйти от этой проблемы. По словам бизнесмена, «Новатэк» также начал проектные работы по удешевлению платформы (основания гравитационного типа) для СПГ-завода. Она будет неледового класса, ее транспортировка также будет дешевле, так как платформа не будет транспортироваться по Севморпути. В течение года проектные работы по платформе будут завершены, уточнил Михельсон. Второе преимущество расположения завода в Мурманской области – избыток электроэнергии в регионе в объеме порядка 1 ГВт за счет наличия Кольской АЭС (Мурманская энергосистема стабильно избыточна с 1990-х гг. – «Ведомости»). Михельсон уточнил, что, например, для электроснабжения одной линии проекта «Арктик СПГ – 2» необходимо электростанция мощностью 500 МВт. Он также пояснил, что для сжижения будут использоваться запасы газа «Новатэка» на Ямале и Гыдане, покупать газ у «Газпрома» компания не планирует. При этом определенных новых участков под проект не предусматривается, газ будет поступать с разрабатываемых месторождений. «Ресурсной базой будет наш собственный газ. <...> С ресурсной базой нет проблем. Мы добываем 80 млрд куб. м [в год]. <...> Мы по существующей сырьевой базе можем поддерживать "полку" (стабильный уровень добычи. – "Ведомости") до 2040 г. без учета гыданских месторождений. Поэтому мы можем поднять добычу на необходимые для "Мурманского СПГ" объемы», – отметил Михельсон. Он добавил, что через 5–7 лет компания подключит новые месторождения, но при этом «полка» по поставкам на внутренний рынок России останется прежней. Глава «Новатэка» пояснил, что отсутствие новых существенных инвестиций в добычу также снизит вложения в проект. При этом компания самостоятельно построит газопровод до завода мощностью 30 млрд куб. в год. «Газопровод до «Мурманского СПГ» мы будем строить сами. Основные предпроектные работы уже сделаны», – констатировал он. Все это, по словам Михельсона, должно снизить инвестиции в проект и себестоимость производства СПГ. Инвестиции в проект «Арктик СПГ – 2» (другой завод по сжижению газа «Новатэка»), по его словам, уже превысили $22 млрд. Михельсон также отметил, что для реализации проекта «Мурманский СПГ» компания рассчитывает на изменение закона об экспорте газа. Сейчас добычу газа, сжижение и продажу СПГ ведет одно юридическое лицо, пояснил он, то есть экспортная лицензия привязана к ресурсной базе. «Новатэк» же планирует, что в проекте будут задействованы два юрлица: на одном будет добыча и транспортировка газа, на другом – сжижение и экспорт. Михельсон добавил, что в правительстве эта инициатива пока не обсуждалось, но уже создана рабочая группа в Госдуме. Мощность малых СПГ-заводов в России к 2025 году вырастет в 2,5 раза Интерес к ним связан с доступностью технологий и поиском новых рынков сбыта газа В начале июня Михельсон сообщил, что мощность нового СПГ-завода в Мурманской области запланирована в объеме 20,4 млн т в год (три линии мощностью по 6,8 млн т в год). Запуск запланирован на 2027-2029 гг. Он уточнял, что «Росатом» и «Россети» «приветствуют дополнительную загрузку имеющихся невостребованных мощностей». При этом для принятия инвестрешения требуется строительство газопровода Волхов–Мурманск. «Ведомости» направили запросы в «Росатом», «Россети», «Газпром». В комментарии пресс-службы Минэнерго «Ведомостям» указывается, что законодательных запретов на строительство магистрального газопровода для «Новатэка» нет. Компания также действительно может сдавать объемы газа в Единую систему газоснабжения (оператор – «Газпром») и получать их в другом месте. Для этого «Новатэку» необходимо оплатить стоимость транспортировки газа по не принадлежащим компании газопроводам. Опрошенные «Ведомостями» аналитики считают, что ориентиром для оценки стоимости проекта может быть стоимость «Арктик СПГ – 2». Ведущий аналитик Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков считает, что затраты будут «не меньше, чем на “Арктик СПГ – 2”». По оценке старшего аналитика «БКС Мир инвестиций» Рональда Смита, капитальные затраты на сжижение могут составить от $750 на 1 т годовой мощности, то есть более $15 млрд, а стоимость газопровода – еще $7 млрд. Консультант компании «Выгон Консалтинг» Иван Тимонин оценивает величину капитальных затрат в $30 млрд, из которых $26 млрд придутся на строительство завода, $4 – на газопровод. Смит считает, что «более логичным» рынком сбыта для проекта является Европа. При этом гарантировать сохранение поставок СПГ из России в Евросоюз (ЕС) в предполагаемый период запуска завода сложно, говорит аналитик ФГ «Финам» Сергей Кауфман. Он поясняет, что ЕС может полностью перейти на сжиженный газ из США, Катара, Канады и других стран. Но если у «Новатэка» возникнут проблемы с экспортом в ЕС, проект будет рентабельным и при поставках на рынок АТР через Суэцкий канал, считают аналитики. По оценке Тимонина, проект будет безубыточным при стоимости СПГ порядка $4,6 за 1 млн британских тепловых единиц (МБТЕ, порядка $164,3 за 1000 куб. м), что сопоставимо с показателем «Ямала СПГ». Поставки в Азию, по его расчетам, будут рентабельны при цене в регионе выше $7,4/МБТЕ ($264,3 за 1000 куб. м). 20 июня цена на июльские фьючерсы на газ на хабе TTF в Нидерландах колебалась в диапазоне $400-459 за 1000 куб. м, свидетельствуют данные биржи ICE. В Азии газ, исходя из индекса Platts и расчетов «Ведомостей», 16 июня (последние данные) продавался по $400 за 1000 куб. м. Юшков при этом он допускает, что «Новатэк» будет продавать СПГ с проекта «при погрузке на судно», что позволит «оставить за скобками поиск танкеров и рынков сбыта». Такую схему использует ряд американских СПГ-заводов, уточняет он. Тимонин и Юшков отмечают, что предполагаемые сроки запуска проекта соответствуют возможностям строительства платформ на верфи «Новатэка» в Белокаменке (Мурманская область). Кауфман, считает, что у компании «хорошие шансы начать эксплуатацию проекта в 2027-2029 гг.». Смит при этом считает более реалистичным запуск проекта в 2029 г. Юшков обращает внимание, что получение патента на технологию сжижения не гарантирует отсутствие проблем с оборудованием. «Технология может подразумевать использование иностранного оборудования. Одно дело запатентовать технологию, а другое – построить СПГ-завод», – говорит он. Другой возможной проблемой, по мнению Юшкова, может стать ресурсная база и стоимость сырья. «На месторождениях “Новатэка“, которые подключены к Единой системе газоснабжения, добыча падает, поэтому компания и наращивала ресурсную базу для СПГ-проектов». Смит считает, что ради увеличения экспорта «Новатэк» мог бы снизить продажи газа на внутреннем рынке, отдав его часть «Газпрому».