Перспективы нефтяной составляющей в проекте Ямал СПГ - Часть 2

В настоящее время, местоположение порта, через который будет проводиться отгрузка С.П.Г., равно как и самого завода по производству С.П.Г., еще не определено. Многие аспекты «Ямал-СПГ» предстоит определить в ближайшие месяцы, чтобы в марте 2011 г. представить ТЭО проекта, как это анонсировано компанией НОВАТЭК(ртс:NVTKG). Точно известно, что источником газа для производства С.П.Г. будет Южно-Тамбейское месторождение на полуострове Ямал. Комплекс по производству сжиженного газа будет расположен в непосредственной близости от отгрузочного терминала (порта), так как транспортировка сжиженного газа по суше нерентабельна – слишком дорого обходится строительство и эксплуатация криогенных трубопроводов. Изначально было ясно, что размещать отгрузочный терминал и соответственно, С.П.Г.-завод прямо на Южно-Тамбейском месторождении неэффективно – в Обской Губе, на берегу которой расположено месторождение, слишком неблагоприятные условия для мореплавания. Комплекс по производству и отгрузке сжиженного газа будет удален от месторождения, вопрос лишь в том – насколько далеко?

По мере удаления производства С.П.Г. от месторождения, возрастают затраты на строительство газовой трубы для доставки природного газа к месту сжижения и расходы на саму доставку. В тоже время, чем дальше от месторождения можно вынести С.П.Г.-производство и отгрузочный терминал, тем больше возможностей для выбора места с лучшими природные условия, что положительно скажется на стоимости строительства и особенно – на затратах на вывоз сжиженного газа морским путем. Самым ближним вариантом размещения является мыс Дровяной, в 200-х километрах к северу от Тамбея. Но здесь условия для строительства С.П.Г.-комплекса и вывоза продукции – наименее благоприятные. В тоже время, отпадает вариант с размещение производства на Кольском полуострове, где условия наиболее благоприятные – затраты на трубопроводную транспортировку газа с Ямала будут слишком велики.

Поэтому, для реализации проекта рассматривается ряд пунктов на южном побережье Баренцева моря, в том числе окрестности поселка Индига, остров Колгуев, мыс Канин Нос и Южный остров архипелага Новая Земля, где расстояние до Ямала не слишком велико, а условия для судоходства гораздо более благоприятные. По расчетам автора, экономические параметры этих вариантов достаточно близки, цена морской транспортировки С.П.Г. из этих пунктов меняется в диапазоне ± 10%. Какого-либо идеального решения не существует, каждый вариант имеет свои преимущества и недостатки. В то же время, все варианты размещения С.П.Г.-комплекса на южном побережье Баренцева моря вполне допускают создание здесь универсального нефтегазового порта.

Нефтяной стимул

Возможность перевалки нефти через новый порт, который будет создан в рамках проекта «Ямал-СПГ»,  позволит частично устранить один из исторически сложившихся перекосов российской нефтяной логистики – излишне протяженные маршруты трубопроводной транспортировки. Недостаток инвестиционных ресурсов в 1990-е годы, а затем – политика компании «Транснефть», стремящейся по максимуму использовать существующую сеть нефтепроводов, привели к формированию неоптимальной конфигурации трубопроводной системы. Например, необходимость увеличить долю морских перевозок нефти, чтобы избавиться от транзита через территорию бывших советских республик, была решена за счет создания нефтяных терминалов в Финском заливе и постройки Балтийской трубопроводной системы, соединяющей новые терминалы с нефтепроводами, построенными еще в 1960-1970-х годах. После ввода в строй 2-ой очереди Балтийской трубопроводной системы (БТС-2), нефть из Западной Сибири будет транспортироваться к терминалам в Ленинградской области по нефтепроводу «Дружба» через Центрально-Черноземный район. Даже по прямой, расстояние от месторождений Западной Сибири до Финского залива весьма велико – порядка 2500 км, а протяженность маршрута транспортировки через нефтепроводы «Дружба» и БТС-2 составит порядка 5000 км.

Если учесть, что танкерные перевозки нефти примерно в 10 раз дешевле трубопроводных, оптимальным маршрутом является доставка по кратчайшему расстоянию к морскому побережью, где возможно регулярное судоходство, и дальнейшая перевозка на танкерах, с тем, чтобы минимизировать протяженность дорогостоящей трубопроводной транспортировки. Создание нового нефтегазового порта на южном побережье Баренцева моря, на расстоянии около 1500 км от месторождений на севере Сибири, позволит втрое сократить затраты на транспортировку. Вместо перекачки нефти на расстояние 5000 км, что при среднем тарифе 1.1 долл. за 100 т*км обойдется в 55 долл. за тонну, новый маршрут обеспечит протяженность трубопроводной транспортировки около 1500 км, что обойдется в 17 долл. за тонну. При мощности 50 млн. тонн нефти в г., годовая экономия составит около 1.9 миллиард. долл. В перспективе, эта цифра будет возрастать — в Западной Сибири происходит сдвиг нефтеной добычи на север, за счет освоения новых месторождений на севере региона и сокращения добычи на юге, что удлиняет традиционные маршруты транспортировки и сокращает расстояние до побережья.

Новый маршрут транспортировки нефти позволят экспортировать сорт Siberian Light вместо Urals, что обеспечит прибавку цены на 2-3 долл. за баррель. В пересчете на тонну это 15-22 долл., на 50 млн. тонн нефти – 0.75-1.1 миллиард. долл. Эта цифра также будет только возрастать — начало поставок сибирской нефти в Кнр по В.С.Т.О. приведет к ухудшению качества российской нефти, экспортируемой в западные страны, за счет повышения доли более тяжелой и высокосернистой нефти Волго-Уральского района, что сразу же скажется на цене.

Только за счет снижения транспортных расходов и повышения цен на экспортируемую нефть, экономический эффект составит 2.6-3.0 миллиард. долл. в г.. Если взять эти цифры как доход участников проекта, то при необходимых инвестициях в строительство нефтянной трубы из Западной Сибири порядка 10 миллиард. долл., чистый дисконтированный доход по проекту «нефтяной составляющей» — около 15 миллиард. долл. Кроме того, возможность разделить затраты на строительство и эксплуатация порта и иной инфраструктуры, даст синергетический эффект в виде сокращения расходов и повышения надежности поставок нефти и С.П.Г..

Один из возможных пунктов размещения нового порта – Индига, давно рассматривался компанией «Транснефть» как место для строительства нефтяного терминала мощностью 50 млн. т в г. с месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Проект был заморожен из-за недостаточного объема нефтеной добычи на ближайших месторождениях. Для нефтяного порта потребуются поставки нефти с новых месторождений на севере Западной Сибири, что может стать камнем преткновения для реализации замысла.

Нефтепроводная оппозиция и возможности компромисса

Можно ожидать, что необходимость строительства нефтянной трубы из Западной Сибири  вызовет сопротивление со стороны компании «Транснефть», не желающей терять доходы от прокачки дополнительных тонно-километров через Центрально-Черноземный район. Хотя ряд объективных обстоятельств говорит о возможности реализации проекта. В настоящее время, «Транснефть» реализует новую стратегию -  трубопроводы предполагается строить за счет нефтяных компаний, с последующей компенсацией затрат за счет дисконта к тарифу на транспортировку нефти. Сама «Транснефть» уже набрала слишком много долгов, привлекая средства для строительства БТС-2 и В.С.Т.О.. Можно ожидать, что нефтяные компании, строя нефтепроводы за свой счет, получат и некоторые права при выборе их маршрутов.

Чтобы не оставить без работы уже существующие нефтепроводы «Транснефти», можно предусмотреть загрузку нового нефтянной трубы к порту на Баренцевом море за счет осваиваемых месторождений на севере Сибири. Согласно прогнозам Института энерго стратегии, к 2030 году добыча нефти в Ямало-Ненецком АО может составить 55–60 миллионов тонн в год. В новую «трубу» можно направить и часть нефти с Ванкорского месторождения. Словом, здесь есть возможности для поиска взаимоприемлемого решение, с учетом исключительно высокой эффективности данного проекта.

При включении в проект «Ямал-СПГ» «нефтяной составляющей» объем необходимых инвестиций возрастает примерно на 1/3, в то время как чистый дисконтированный доход интегрированного проекта возрастет в шесть раз, с 3-х до 18-ти миллиард. долл., а с учетом синергетического эффекта от снижения удельных затрат на строительство и эксплуатацию инфраструктуры – еще больше. Сейчас, когда предстоит выбрать место для размещения С.П.Г.-завода и отгрузочного терминала, необходимо оценить потенциал «нефтяной составляющей» и делать выбор с учетом возможности реализации комплексного нефтегазового проекта. Даже если «нефтяную составляющую» не удастся включить в проект сейчас, это можно будет сделать в перспективе – слишком велик потенциальный доход того оператора, который сможет проложить новый маршрут для вывоза сибирской нефти.

Еще записи на эту же тему:

Метки:


Страницы: 1 2 3

Оставить комментарий (Зарегистрируйтесь и пишите коментарии без CAPTCHи !)

 
© 2008-2019 EnergyFuture.RU Профессионально об энергетике. All rights reserved. Перепечатка материалов разрешается при условии установки активной гиперссылки на EnergyFuture.RU.