Климатические и логистические сложности монетизации запасов жирного газа полуострова Ямал требуют тщательной оценки экономики проектов

В последнее время в нашей стране все больше внимания уделяется переработке жирного газа, в частности, содержащегося в нем этана. Говорится и о недопустимости простого экспорта природного газа, содержащего это ценное сырье. И здесь нельзя не заметить кажущееся противоречие.

Дефицитное сырье или побочный продукт?

С одной стороны, этан — ценное нефтехимическое сырье для получения этилена и далее полимеров или других продуктов нефтехимии. С другой стороны, как уже обсуждалось на RUPEC ранее, к примеру в США, значительные объемы этана вообще остаются не выделенными из потока энергетического газа.

Более того, в Северной Дакоте другая проблема — этана настолько много, что теплота сгорания такого этансодержащего газа превышает нормы для подачи в магистральные газопроводы. В результате, планируется построить специальную ТЭС, работающую на газе с повышенным содержанием этана, чтобы хоть как-то его утилизировать.

Неудивительно, что в подобных обстоятельствах США продолжают наращивать экспорт этана, как по трубопроводам, так и газовозами в сжиженном виде. Благо это относительно легко сделать, температура сжижения этана намного ниже по сравнению с метаном.



Рисунок 1. Динамика экспорта этана из США. Источник: EIA.

Велики запасы жирного газа и на Ближнем Востоке. Из вышесказанного следует ответ на это кажущееся противоречие: по большому счету ценен не этансодержащий газ сам по себе, а газ, из которого этан с прибылью можно выделять, а при необходимости и транспортировать.

Запасы Ямала: варианты разработки

Для нашей страны экономика работы с этансодержащим газом крайне актуальна, т. к. в планах — разработка запасов жирного газа полуострова Ямал.

Напомним, что здесь рассматривается несколько вариантов монетизации этих запасов, которые, по сути, можно разделить на три типа:

— выделение жирных компонентов природного газа и переработка этана в полимеры непосредственно на Ямале;
— выделение жирных компонентов на Ямале с последующей транспортировкой вдоль Северного морского пути на Дальний Восток со строительством уже там нефтехимического производства;
— увод жирного газа в газотранспортную систему по отдельной нитке газопровода с последующим разделением в регионах европейской части России.

И раз подобного сырья в мире достаточно много, то и конкурентоспособность новых российских проектов будет связана в том числе с тем, какими способами удастся получить преимущество при выделении и транспортировке этана.

Первое, и самое простое: низкая себестоимость российский газовой добычи. Точные оценки здесь зависят от многих факторов, например, от льгот по НДПИ для различных проектов, но в целом российский газ по-прежнему намного дешевле того же американского. К примеру, средняя себестоимость сухого газа в США находится уровне $2-3/млн БТЕ, а в России те же $2, а это $71 за тыс. кубометров, стоит уже транспортированный газ для потребителя в европейскую часть России. Однако в Катаре себестоимость газа ниже, чем в России.

Здесь правда стоит отметить, что жирный газ содержит не только этан, но и фракции С3+, их реализация также влияет на экономику добычи, и в России, и за ее пределами. У некоторых сланцевых месторождений газа в США содержание жирных компонентов столь высоко, что при высоких ценах на нефть, и, соответственно, ценах на С3+, это позволяет окупать добычу даже при нулевой стоимости реализации сухого газа.

Выделение этана — удастся ли сэкономить?

Второе — выделение этана. Как недавно обсуждалось на RUPEC, средние инвестиции в газоперерабатывающей завод составляют $188 на тысячу кубометров перерабатываемой мощности. Также, ранее американское EIA сообщало, что отделение этана от природного газа имеет экономический смысл, если разница в ценах составляет хотя бы $1/млн БТЕ. Эти две цифры, неплохо согласуются между собой.

Для сравнения, стоимость сжижения метана в $2-3 за млн БТЕ трансформируется примерно в $800 на тысячу кубометров капитальных затрат на завод СПГ, без учета инфраструктуры. Конечно, это грубые оценки. Во-первых, в экономику переработки газа на ГПЗ входит и выделение фракций С3+, которые можно реализовать по ценам, близким к нефтяным котировкам. Экономика будет зависеть и от суммарного содержания фракций С2+ в природном газе. Но одновременно и основные расходы на криогенное оборудование на ГПЗ связаны именно с выделением этана, имеющего более низкую температуру кипения по сравнению с С3+.

Во-вторых, когда мы переходим от энергетического потребления к сырью для нефтехимии, конечно лучше оперировать массовыми, а не энергетическими единицами измерения. Тем не менее, даже из этих оценок получается, что стоимость ГПЗ составляет не менее четверти, а скорее ближе к трети, от стоимости завода СПГ той же мощности.

Вернемся к разработке российских запасов полуострова Ямал. Ранее совладелец "Новатэка" Леонид Михельсон уже предполагал, что выделение этана необходимо осуществлять в рамках завода СПГ, тогда удастся сэкономить  на строительстве ГПЗ. Так, для "Арктик СПГ 2" по словам Михельсона, удорожание проекта составит $300 – 400 млн при общей стоимости в $10 млрд. Отмечается, что стоимость указана без обустройства, вероятно — речь идет только об оборудовании. В таком случае капзатраты должны оказаться намного ниже по сравнению со стоимостью строительства только газоперерабатывающего завода.

В теории, можно было бы ожидать такого же подхода и на строящемся комплексе "Русхимальянса" в Усть-Луге, где 50% принадлежит "Газпрому", однако пока последние новости говорят в пользу того, что заводы ГПЗ и СПГ не будут сильно интегрированы. Возможно, причина связана с тем, что в отличие от потенциальных проектов на Ямале, только 18 млрд куб. м метана из перерабатываемых на ГПЗ 45 млрд куб. м пойдет на сжижение, а 18 млрд куб. м сухого газа вернется в газотранспортную сеть. Также будет выделено 6 млн т фракций С2-С6.

Транспортировка — главная сложность ямальских проектов

Третий фактор, транспортировка. В любом случае, продукт из удаленного региона транспортировать придется, повторимся, это может быть:

— либо жирный газ по трубе к месту дальнейшей переработки;
— либо этан, со строительством ГХК в более подходящем регионе;
— либо продукты нефтехимии, пластики, в таком случае и ГПЗ и ГХК будут построены на Ямале.

Для того, чтобы был реализован выбор между вторым и третьим вариантом, ГПЗ, интегрированный в СПГ или отдельный, должен быть в любом случае построен на Ямале. Пока такого проекта не существует, если же говорить о теоретическом выборе, то в каждом из вариантов есть плюсы и минусы. Транспортировка этана, а не сразу полимеров — это меньшие расходы на логистику вследствие большей плотности перевозимого товара, но необходимость строительства дополнительных отгрузочных и приемных в точке нахождения ГХК, терминалов. При этом расходы на строительство и эксплуатацию газохимического комплекса в более климатически подходящем регионе, должны оказаться ниже, чем на Ямале. Кроме того, для обоих случаев актуально круглогодичное движение по Северному морскому пути, которое пока не реализовано, но ожидается в среднесрочных планах.

На этом фоне рассматривается и вариант строительства всей переработки в Усть-Луге.

Напомним, что весной "Газпром" объявил, что жирный газ и к строящемуся заводу в Усть-Луге пойдет не только из Западной Сибири, но и с Тамбейского месторождения на Ямале. Минус такого известен: "двойные" затраты на транспортировку за счет строительства капиталоемкого газопровода. В текущем проекте предполагается некоторая экономия за счет капитального ремонта старого газотранспортного коридора, но в случае потенциального расширения этого производства понадобится и строительство нового протяженного газопровода.

Неопределенностей здесь пока много. Напомним, что как стало известно в июне, этансодержащий газ с Тамбейского месторождения может дойти даже до проектируемого ГПЗ в Салавате.

Еще один вопрос: на какие рынки пойдет продукция из Усть-Луги. Европейский рынок пластиков на фоне инициатив регуляторов по развитию вторичной переработки начнет сжиматься. Маршрут на растущий азиатский рынок, вероятно, будет проходить через Суэцкий канал, а значит, окажется достаточно затратным.

Успеть в нужный поезд

Подытожим. Климат, условия Арктики, логистические сложности и затраты на выделение жирных компонент в условиях конкуренции со значительными аналогичными запасами в США и на Ближнем Востоке говорят о необходимости аккуратного просчета экономики будущих проектов.

Характерный пример: "Газпром" будет продавать свой газ на комплекс ГПЗ+СПГ в Усть-Луге, где доля участия "Газпрома" составляет 50%, по регулируемым ценам на газ для Ленинградской области, то есть никакой дополнительной прибыли за реализацию, как считается, более ценного жирного газа, а здесь не только этан, но и фракция С3-С6, который к тому же придется транспортировать по выделенному газопроводу, компания не получит.

С другой стороны, не следует забывать, что при всех описанных сложностях, этан в любом случае нужен для строительства новых нефтехимических производств. При этом, полноценного глобального рынка этана не существует. Поэтому работа по выделению и переработке этана полностью оправдана.

И, конечно, в любом случае, время уже уходит. Пока нет еще никакой конкретики по разработке ямальских запасов. Только после ее появления может начаться длительный процесс по подготовке документации и последующему строительству нефтегазохимических производств, который вполне может занять до десяти лет. Далее — длинный срок окупаемости. В ближайшие пару десятилетий рынок азиатский рынок полимеров должен только расти, но тридцать лет — достаточный срок, чтобы многое поменялось. Если не поторопиться, может оказаться, что мы в результате догнали не тот поезд.

RUPEC в Telegram