"На "Мурманском СПГ" будет использоваться наша технология "Арктический микс". Производственная мощность одной линии сжижения до 7 миллионов тонн СПГ в год", - сообщил Михельсон.
Отсутствие отечественных крупнотоннажных технологий для производства сжиженного природного газа считалось одним из главных препятствия для появления новых СПГ-заводов в России. Ставились под сомнение даже сроки начала работы "Арктик СПГ-2", предприятия "Новатэк" на полуострове Гыдань, первую очередь которого планируется запустить уже в этом году.
На мурманском заводе будет работать три линии сжижения газа, то есть мощность составит более 20 млн тонн СПГ в год. Первые две линии планируют запустить в 2027 и 2029 году. Ресурсной базой для проекта станут месторождения компаний.
"С ресурсной базой нет проблем. На юге Гыдана у нас есть целый ряд месторождений. Мы сегодня добываем 80 миллиардов кубометров газа. На одну линию "Мурманского СПГ" надо 11 миллиардов кубометров газа. Мы по существующей сырьевой базе можем поддерживать полку (добычи - РГ) до 2040 года без учета гыданских месторождений. Поэтому мы можем поднять добычу на необходимые для "Мурманского СПГ" объемы. Через 5-7 лет подключим новые месторождения, при этом полка по поставкам на внутренний рынок России останется прежней", - пояснил Михельсон.
Глава компании уточнил, что СПГ в Мурманске будет дешевле, чем на Ямале и Гыдане. "Инвестиции в "Арктик СПГ 2" (22 млрд долларов - прим.ред.) состоят из сжижения и добычи, у "Мурманск СПГ" затрат на строительство инфраструктуры для добычи нет, поскольку газ будет поставляться по трубопроводу. Основные предпроектные работы уже сделаны. Объем 30 миллиардов кубов, труба 1400 метров - это как раз три линии", - сказал он.
Также ранее сообщалось, что "Мурманский СПГ" будет работать на дешевой энергии Кольской АЭС, которая имеет большой профицит мощности после прекращения экспорта электричества в Финляндию.
Сейчас в России работают два крупнотоннажных завода по производству СПГ - "Ямал СПГ", мощностью 17,4 млн тонн в год и проект "Газпрома" "Сахалин-2", мощностью до 11 млн тонн. На них использовано иностранное оборудование сжижения, за исключением четвертой линии "Ямал СПГ", в которой используется отечественная среднетоннажная технология "Арктический каскад". В 2023-2026 году должны заработать три линии "Арктик СПГ-2" общей мощностью 19,8 млн тонн в год. Также начато строительство Газохимического комплекса в Усть-Луге, который будет производить 13 млн тонн СПГ. Есть и другие СПГ-проекты отечественных компаний, находящиеся в разной степени проработки.
При этом Михельсон отметил, что другие компании, которые интересуются производством СПГ в России, пока не обращались в "Новатэк" по поводу технологий сжижения.
"Наверное, если будут обращаться, мы будем делиться. Надо, чтобы Россия не потеряла долю на мировом газовом рынке. Нам сейчас всем вместе - "Газпрому", "Роснефти", "НОВАТЭКу", "Газпром нефти" - надо объединиться и вернуть эту долю. Мы должны производить не 30 миллионов тонн СПГ, как сегодня, а минимум - 150 миллионов тонн. Все вместе должны производить. Зачем устраивать эту конкуренцию? Российская конкуренция на мировом рынке - нонсенс", - сказал глава "Новатэк".
С учетом "Арктик СПГ-2" и "Мурманского СПГ", а также проекта "Газпрома" в Усть-Луге производство сжиженного газа в России к 2030 году может вырасти до 80 млн тонн. При этом целевой показатель в планах правительства - не менее 100 млн тонн в год. Причем к показателям производства СПГ привязан крупнейший инфраструктурный российский проект - Северный морской путь (СМП). Именно СПГ должно обеспечить более половины загрузки СМП к 2030 году (150 млн тонн).
Одним из самых серьезных стимулов для ускорения принятия решений в отношении других СПГ проектов может стать либерализация его экспорта. По мнению главы "Новатэк", надо корректировать закон об экспорте, чтобы "Мурманский СПГ" мог получить право на экспорт.
Либерализация экспорта СПГ - обязательное условие реализации новых проектов в данной сфере, поскольку они в любом случае будут ориентированы прежде всего на внешние рынки, считает доцент Финансового университета при Правительстве РФ, эксперт аналитического центра ИнфоТЭК Валерий Андрианов.
Иного мнения придерживается замглавы Фонда национальной энергетической безопасности Алексей Гривач. Десять лет назад была проведена частичная либерализация экспорта СПГ. За это время реализован единственный проект "Ямал-СПГ" и еще по одному "Арктик СПГ-2" принято инвестиционное решение. Оба, кстати, почти полностью на базе импортных решений и технологий, что создает серьезные риски для их функционирования. Патент на технологию - это шаг в правильном направлении, но информации о том, как промышленная и компонентная база будет использована, сейчас нет. Поэтому говорить о ее успешном внедрении на основе отечественного оборудования, к сожалению, пока рано, считает Гривач.
Конечно, есть у вопроса и финансовая сторона, касающаяся федерального бюджета. Как отмечает Андрианов, экспортеры СПГ, в отличие от экспортеров трубопроводного газа, освобождены от уплаты экспортной пошлины. Сегодня перед властями стоят две прямо противоположные задачи. С одной стороны, надо пополнять бюджет, в том числе и за счет доходов с нефтегаза. Поэтому осенью прошлого года было принято решение о повышении ставки прибыли для экспортеров СПГ с 20% до 34%. С другой стороны, надо создавать стимулы для реализации в стране новых СПГ-проектов. Поэтому уже в нынешнем году вернули ставку в 20% для предприятий "Газпрома", которые будут создавать новые СПГ-мощности, а 34% оставили для старых, уже действующих проектов (то есть "Новатэка" и "Сахалина-2").
При этом планируется, что в долгосрочной перспективе данные налоговые послабления окупятся. Так, по словам главы комитета Госдумы по энергетике Павла Завального, дополнительные доходы бюджета РФ от экспорта СПГ, полученного из сырья Красноярского края, НАО И ЯНАО, к 2038 году составят в совокупности 2,6 трлн рублей. Для сравнения, нефтегазовые доходы России в 2022 году оставили чуть менее 11,6 трлн рублей.
При этом, как подчеркивает Гривач, проекты СПГ на Ямале почти освобождены от налогов и сборов. Как минимум на 12 лет и от налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), и от экспортной пошлины. При экспорте трубопроводного газа бюджет получал 40-45% от таможенной стоимости в виде налогов и пошлин. В долгосрочной перспективе стоит ожидать нормализации ценовой конъюнктуры. Но при нормальных ценах на рынке проекты СПГ могут оказаться нерентабельны при введении заметной таможенной пошлины, считает эксперт.
Здесь, правда, остается вопрос, возможен ли такой уровень налогов при нормальной ценовой конъюнктуре. Российскую налоговую систему в отношении экспорта газа корректировали последние два года с учетом рекордного роста цен на газ в мире. А принимая во внимание, снижение объема поставок нашего газа в Европу и, соответственно, уменьшение доходов от его экспорта, систему, возможно, придется опять корректировать, но уже в другую сторону.