Дальневосточный завод по сжижению газа «Роснефти» и ExxonMobil подешевел на $4,8 млрд. Роснефть спг


Проект «Роснефти» «Печора СПГ» не сможет экспортировать газ – ВЕДОМОСТИ

Проект «Роснефти» «Печора СПГ» не сможет экспортировать газ

Проект «Роснефти» «Печора СПГ» не сможет экспортировать газ

Евгений Разумный / Ведомости

В четверг комитет Госдумы по энергетике дал отрицательное заключение на законопроект, который мог разрешить совместному проекту «Роснефти» и принадлежащей Дмитрию Босову Alltech – «Печора СПГ» – экспортировать газ. В заявлении комитета указано, что «дальнейшее внесение изменений в закон в части экспорта сжиженного природного газа (СПГ) необходимо проводить после анализа сложившейся ситуации на мировом и региональных рынках».

В 2015 г. Alltech и «Роснефть» договорились совместно разрабатывать «Печора СПГ». Госкомпания получила контролирующую долю в предприятии. Параметры сделки не раскрывались, а запасы двух месторождений оценивались в 165 млрд куб. м газа. В 2016 г. «Роснефть» объявила конкурс на выбор подрядчика для предпроектных работ по проекту «Печора СПГ», писал «Интерфакс». Из документов компании следовало, что «Роснефть» рассматривала несколько вариантов развития проекта – строительство СПГ-производства на 4,3 млн т в год, газохимический комплекс по производству 6,9 млн т метанола или проект по производству 4,3 млн т метанола и 3,3 млн т карбамида. Ранее проект «Печора СПГ» предполагал строительство завода СПГ мощностью 8–10 млн т в год и морского терминала. «Роснефть» хотела приобрести лицензии на Лаявожский и Ванейвисский участки в дополнение к уже имевшимся, но они достались «Газпрому».

Комитет Госдумы отмечает, что одобрение законопроекта «будет противоречить стратегическим задачам страны в сфере энергетической политики». Они ссылаются на слова президента Владимира Путина, который говорил, что российские проекты СПГ не должны конкурировать с российским трубопроводным газом. «Принятие законопроекта в предложенном виде в настоящее время представляется нецелесообразным», – приходит к выводу комитет Госдумы по энергетике.

Представитель госкомпании не ответил на вопросы «Ведомостей», представитель Alltech отказался от комментариев.

С 2006 по 2014 г. экспортировать газ мог только «Газпром». В декабре 2013 г. был принят закон, который позволил экспортировать СПГ компаниям, лицензии которых предусматривали строительство СПГ-заводов на 1 января 2013 г. Через пять месяцев занимающий тогда место первого зампреда думского комитета по природным ресурсам Валерий Язев внес в Госдуму законопроект, который отодвигал эту дату до 1 июля 2014 г. Это позволяло «Печора СПГ» также претендовать на экспорт газа.

Законопроект Язева в сентябре 2014 г. получил нейтральную оценку правительства с формулировкой, что текст «нужно доработать». В 2016 г. прошли выборы в Госдуму, и Язев в состав нового созыва не попал. С тех пор над законопроектом никто не работал и он висел мертвым грузом, говорит собеседник «Ведомостей» в комитете по энергетике. За отрицательный отзыв на законопроект Язева все члены комитета проголосовали единогласно, уточняет он.

В 2016 г. «Роснефть» добыла 67,1 млрд куб. м газа (10,5% от общей добычи в России).

Госкомпания не первый раз поднимает вопрос о том, что не один только «Газпром» должен иметь право экспортировать газ. «Мы пока работаем в этом направлении, но мы не собираемся никакую монополию разрушать, мы пытаемся работать в рамках этой монополии, пытаемся через «Газпром» проработать возможности развития поставок российского газа», – говорила в конце 2017 г. вице-президент «Роснефти» Влада Русакова. При этом один из будущих акционеров «Роснефти», китайская CEFC (намерена купить 14,16% в госкомпании), уже высказывалась, что хотела бы получить доступ к российскому газу через партнерство с «Роснефтью». Китайская компания уже начала переговоры о покупке доли в крупнейшем газовом проекте «Роснефти» – «Роспане», говорили источники «Ведомостей».

Возможность экспорта с «Печора СПГ» очень важна для проекта, считает аналитик Raiffeisenbank Андрей Полищук. Пока «Роснефть» сосредоточена на экспорте нефти, а доля газа в выручке небольшая (4,3% в 2016 г.). По его мнению, «Роснефть» сможет рассчитывать на получение права экспортировать СПГ после того, как примет финальное инвестиционное решение по своим СПГ-проектам.

Проект выглядел перспективным еще 5–7 лет назад, но сейчас ситуация изменилась, говорит аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров. Во-первых, «Роснефти» не удалось увеличить ресурсную базу (она досталась «Газпрому»), а во-вторых, в мире сейчас ощущается избыток СПГ, который будет компенсирован спросом лишь к 2025 г. Строить проект сегодня может оказаться экономически неэффективно, считает он.

www.vedomosti.ru

Дальневосточный завод по сжижению газа «Роснефти» и ExxonMobil подешевел на $4,8 млрд

«Роснефть» и ExxonMobil почти на 25% сократили стоимость строительства завода по сжижению газа «Дальневосточный СПГ», сообщил «Интерфакс» со ссылкой на отчет правительства о работе российских СРП. Прежде проект оценивался в $20,1 млрд, говорится в документе. Но сумму получилось снизить до $15,3 млрд «за счет текущих работ по оптимизации, изготовления модулей в сокращенные сроки и резервирования средств на непредвиденные расходы соразмерно уровню определенности объемов работ», цитирует документ «Интерфакс». Поставки на «Дальневосточный СПГ» – приоритетный вариант продажи газа, который может добывать «Салахин-1» на островном шельфе, говорится в документе. «Сахалин-1» – проект, который реализуется по соглашению о разделе продукции, его оператор – подконтрольный ExxonMobil (20% – у «Роснефти»).

По данным ЦДУ ТЭК, ранее стоимость строительства «Дальневосточного СПГ» мощностью до 5 млн т в год оценивалась примерно в $12 млрд. Эта сумма включала в себя затраты на расширение газотранспортной системы на о. Сахалин. В конце сентября президент Exxon Neftegaz Стивен Батт сообщил, что консорциум высоко оценивает перспективы спроса на СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе, а в строительстве собственных мощностей видит возможность эффективно монетизировать запасы газа. Exxon Neftegaz рассматривает возможность строительства завода по сжижению газа рядом с пос. Де-Кастри (расположен на материке, на берегу Японского моря). Предполагаемая мощность «Дальневосточного СПГ» увеличилась почти на 25% до 6,2 млн т, сообщал Батт, но размер инвестиций не уточнял.

Связаны ли расхождения в оценке стоимости проекта с увеличением мощности завода, в российском представительстве ExxonMobil и «Роснефти» комментировать не стали. Представитель Минэнерго не ответил.

В 2016 г. «Сахалин-1» поставил покупателям 2,37 млрд куб. м газа. Для производства 6,2 млн т СПГ на «Дальневосточном СПГ» Exxon Neftegaz должен будет поставлять на завод еще чуть менее 10 млрд куб. м в год. Кроме того, часть добываемого газа необходимо закачивать обратно в пласт – для поддержания давления и объемов добычи нефти. Но даже с учетом этого собственных ресурсов, чтобы обеспечить завод сырьем, «Сахалину-1» должно хватить. Альтернатива строительству собственного завода – поставки оператору другого СРП-проекта, «Сахалину-2» (контролируется «Газпромом»), который уже построил две очереди собственного СПГ-завода (мощностью 9,6 млн т) и планирует строительство третьей очереди (5,5 млн т ). До 2014 г. ресурсной базой для расширения завода были Киринское и Южно-Киринское месторождения. Но после введения американских санкций разработка Южно-Киринского осложнилась.

Переговоры о возможности поставок газа «Сахалина-1» на завод «Сахалина-2» идут с 2015 г. В четверг Счетная палата сообщила, что переговоры о реализации газа на завершающем этапе. «Решение должно быть принято в конце 2017 – первой половине 2018 г.», – приводятся в сообщении слова аудитора Счетной палаты Александра Жданькова.

Цена не имеет значения

Алекс Волков, вице-президент компании ExxonMobil«Наш проект СПГ, как и любой проект СПГ, будет строиться в течение 5–6 лет, потом такой завод будет работать в течение 20–30 лет. Поэтому было бы неправильным начинать строительство завода в такой момент, когда цена на нефть или СПГ не превышает какую-либо цифру».ТАСС, 17 марта 2016 г.

Если отталкиваться от цифр, приведенных в отчете правительства, инвестиции только в сжижение у «Дальневосточного СПГ» в пересчете на единицу мощности составят свыше $2400 за 1 т, говорит аналитик энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Александр Собко. «Для сравнения: уровень затрат на американских проектах СПГ – только стоимость сжижения – составляет менее $800–900 за 1 т. Для «Ямал СПГ» «Новатэка» – $1600, для «Арктик СПГ-2» заявлялись на 30% ниже по сравнению с «Ямал СПГ», – говорит Собко. Мир знает и более дорогие проекты, например в Австралии (см. график). Возможно, оценка «Дальневосточного СПГ», приведенная в отчете правительства, включает в себя не только затраты на строительство, но и инвестиции в добычу, предполагает эксперт. Географическое положение у завода удачнее, чем у ямальских проектов, отмечает Собко. «Ключевой вопрос – удастся ли заметно снизить стоимость завода относительно заявленной. При ожидаемом избытке предложения СПГ продать его на азиатском рынке по ценам выше $8/MBTU, чтобы покрыть полную расчетную себестоимость СПГ, будет сложно. Поэтому в кратко- и среднесрочной перспективе расширение «Сахалина-2» было бы самым конкурентоспособным решением», – предполагает Собко.

Срок окупаемости «Дальневосточного СПГ» может быть довольно большим, соглашается директор отдела корпораций Fitch Дмитрий Маринченко. «Но конкурентоспособность – это не только стоимость строительства. От размера понесенных затрат стоимость СПГ зависеть не будет. «Сахалин-1» будет продавать его по той цене, по которой его будут готовы купить. А операционные расходы на производство у него скорее всего будут значительно ниже, чем у конкурентов. Низкая стоимость сырья и производства, а также короткое транспортное плечо позволят заводу стабильно генерировать хороший денежный поток», – считает Маринченко.

Исходя из оценки отработанной за 20 лет технологии строительства и последующей модернизации завода, затрат на его сооружение, логистики продаж СПГ, видимо, проще всего было бы построить третью очередь «Сахалина-2», считает старший научный сотрудник ИМЭМО РАН Михаил Субботин. «При условии строительства «Дальневосточного СПГ» именно в рамках СРП «Сахалин-1» возникают два завода – претендента на газ «Сахалина-1». Если речь идет о строительстве завода именно в рамках СРП «Сахалин-1», решение, по сути, останется за правительством России, а точнее, за наблюдательным советом проекта, половину которого составляют представители правительства», – напоминает Субботин.

www.vedomosti.ru

«Роснефть» начнет экспорт собственного СПГ

Вхождение в проект приведет компанию на прибыльные рынки Европы, Ближнего Востока и Азии

Газовый проект Zohr (Египет), в котором «Роснефть» недавно выкупила у итальянской Eni 30% (60% в проекте осталось у Eni, еще 10% — у британской BP), начнет экспорт сжиженного природного газа (СПГ) в Азию. Сейчас Eni ведет переговоры с несколькими потенциальными покупателями в этом регионе. Об этом «Известиям» рассказал газотрейдер, информацию подтвердил представитель торгового подразделения Eni Trading and Shipping. Таким образом, Zohr станет первым проектом «Роснефти», с которого компания начнет экспорт собственного СПГ. Потенциальные поставки могут начаться с 2019 года.

Газовое месторождение Zohr считается крупнейшим на шельфе Средиземного моря. По данным оператора проекта Eni, на его площади в 100 кв. км может залегать более чем 850 млрд кубометров газа. В конце прошлого года перспективным активом заинтересовалась российская «Роснефть», а уже в начале октября она выкупила 30% в блоке Шорук, в который входит Zohr, за $1,1 млрд. Месторождение уже фактически готово к добыче, она запланирована на конец этого — начало будущего года. Еще через пару лет часть газа акционеры хотят экспортировать в виде СПГ, в частности, в Азию, рассказал «Известиям» источник на рынке, информацию подтвердили в трейдинговой «дочке» Eni.

— Eni планирует расширить свою торговую площадку в Сингапуре для поставок покупателям в Азии сжиженного природного газа с новых проектов, рассматриваются, в частности, Мозамбик и на поздней стадии освоения Египет, — передал «Известиям» представитель компании слова исполнительного директора Eni Trading and Shipping Франко Магнани.

Если запасы месторождения подтвердятся, Zohr станет крупнейшим газовым проектом «Роснефти» за рубежом. О точных сроках начала поставок газа именно в виде СПГ компании пока не говорят, но по оценкам знакомого с проектом источника «Известий» экспорт может начаться не раньше 2019 года. Доля «Роснефти» в поставках будет эквивалентна доле в проекте, по его оценкам, это примерно 9 млрд кубометров.

— По условиям контракта с властями Египта акционерам необходимо «закрыть» сначала газовые потребности самой страны, и только по достижении определенной планки продаж газ может быть отправлен на экспорт, — рассказал собеседник.

Участие в его разработке дает «Роснефти» возможность выйти на важные для нее рынки Европы и Ближнего Востока.

Как отмечалось в пресс-релизе компании, закрыв сделку по приобретению доли в концессионном соглашении на разработку газового месторождения Zohr, «Роснефть» вошла в проект мирового уровня. Это открывает перед компанией «возможности по укреплению своих позиций в перспективном и стратегически важном регионе, расширяет потенциал нашего трейдингового подразделения и позволяет укрепить наше взаимовыгодное сотрудничество с Египтом».

У поставок с Zohr довольно хорошие перспективы, так как проект может использовать уже готовые, но недозагруженные мощности СПГ-заводов в Египте, считает аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук.

— И хотя в то же время на рынок в Азии выходит несколько СПГ-проектов, «Роснефть» получает преимущество благодаря сравнительно невысокой себестоимости добычи. Те же поставки из США будут гораздо дороже для конечного потребителя, так как они не привязаны к определенным месторождениям, американским СПГ-заводам приходится брать более дорогой газ на местном рынке, — пояснил аналитик.

Газ из Австралии и США преимущественно законтрактован, это уже решает проблему сбыта, заметил аналитик энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Александр Собко.

— Не исключено, что в первые годы добычи на месторождении продажи СПГ будут идти в рамках краткосрочных договоров или даже спотовых продаж, но по вполне высоким ценам. С другой стороны, это позволит компании найти рынок для своего газа, при этом не связывая себя обязательствами по продажам по низким ценам на длительный период времени. Такую модель удастся реализовать в том числе из-за наличия готового завода по сжижению, что снижает капитальные затраты на весь проект, — рассказал Александр Собко.

Проект «Роснефти» оказался дешевле, чем его потенциальные конкуренты — шельфовые месторождения «Левиафан» (Израиль) и «Афродита» (Кипр). Хотя они были открыты на пять лет раньше Zohr, их разработка задерживается, отметил аналитик Moody’s Analytics Крис Лафакис.

— С учетом того, что разработка Zohr всё еще не завершена и возможна его доразведка, «Роснефть» и Eni могут получить бесценный опыт освоения сложных шельфовых месторождений, — отметил он.

Помимо Zohr, в ближайшие несколько лет «Роснефть» будет активно работать над разработкой шельфовых месторождений Карского, Охотского, Черного морей и моря Лаптевых.

nangs.org

ExxonMobil не бросит совместный с Роснефтью проект Дальневосточного СПГ, несмотря на санкции // Компании // Новости

Москва, 4 мая - ИА Neftegaz.RU. ExxonMobil, несмотря на выход из ряда совместных проектов с Роснефтью из-за санкций США, расширяет сотрудничество с Роснефтью в рамках Сахалина-1.

Такой слух прошел на рынке 3 мая 2018 г.

 

ExxonMobil - давний и надежный партнер Роснефти.

Но из-за антироссийских санкций ExxonMobil в 2018 г вынуждена будет начать процедуру выхода из ряда совместных проектов с Роснефтью.

Речь идет о геологоразведочных работах (ГРР) на нефть, в 1ю очередь на шельфе.

В частности, Роснефть и ExxonMobil планировали сотрудничать в разведке и потенциальной добыче на шельфе Черного моря, в Арктике и в Западной Сибири. 

Эти проекты Роснефть продолжит развивать самостоятельно, а при появлении возможности, поддержит возвращение ExxonMobil в совместные проекты.

При этом работа с ExxonMobil по проектам, не подпадающим под действующие ограничения, а также по перспективным проектам будет продолжена.

В их числе Сахалин-1, реализуемый на шельфе о Сахалин на основании соглашения о разделе продукции (СРП).

 

ExxonMobil очень сильно волнуют перспективы монетизации ресурсов газа Сахалина-1.

Одним из путей монетизации является завод по производству сжиженного природного газа (СПГ) Дальневосточный СПГ, о котором Роснефть и ExxonMobil думают уже много лет.

По мнению ExxonMobil, завод по производству СПГ представляет собой возможность довести до максимума пользу как для консорциума, так для российских государства и граждан.

 

В марте 2018 г ExxonMobil направила предложения рядя компаний принять участие в тендере на право выполнить строительные контракты в рамках проекта Дальневосточный СПГ.

В частности, предложение было направлено корпорации Хуасинь (China Energy Company Limited, CEFC).

Компания сейчас переживает не лучшие времена и контракт по Дальневосточному СПГ был бы очень кстати.

Также это могло бы укрепить партнерство между CEFC и Роснефти на фоне планируемой сделки по покупке китайской корпорацией 14,16%-ной доли участия в Роснефти.

К участию в конкурсе ExxonMobil также приглашает китайскую CNPC, японскую JGC и Fluor Corp.

Заявки на участие в конкурсе по Дальневосточному СПГ необходимо оформить до октября 2018 г.

Стоимость строительства Дальневосточного СПГ оценивается в 15 млрд долл США.

 

Проект Сахалин-1 включает в себя месторождения Чайво, Одопту-море и Аркутун-Даги.

Акционерами проекта являются Exxon Neftegas, дочка ExxonMobil (30%), Роснефть (20%), ONGC (20%) и SODECO (30%).

Оператор проекта - Exxon Neftegas.

Коммерческая добыча нефти на Сахалин-1 началась в конце 2005 г.

Объем извлекаемых запасов оценивается в 2,3 млрд барр нефти (307 млн т) и 485 млрд м3 природного газа.

 

Вопрос монетизации запасов газа Сахалина-1 стоит уже в течение нескольких лет.

Основных вариантов 2 - продажа газа для будущей 3й очереди СПГ-завода проекта Сахалин-2 и строительство Дальневосточного СПГ.

По поставкам газа на СПГ-завод Сахалина-2 Роснефть долго не могла договориться с Газпромом.

В декабре 2017 г сообщалось, что компании вроде как достигли принципиальной договоренности о поставках газа, но официально о каких-либо соглашениях не сообщалось.

 

По проекту Дальневосточный СПГ тоже не все складывается гладко.

Изначально запланированная площадка в пос Ильинский на о Сахалин оказалась проблемной из-за отсутствия решения по доступу к газотранспортной системе Сахалина от оператора - компании Sakhalin Energy, дочки Газпрома.

В 2015 г Роснефть согласовала с ExxonMobil возможность переноса площадки Дальневосточного СПГ из с Ильинское в пос Де-Кастри Хабаровского края.

В марте 2016 г Роснефть начала предпроектную проработку по новому варианту размещения Дальневосточного СПГ.

Проектная мощность 1й очереди завода составит 5 млн т/год с возможностью расширения.

Запуск СПГ-завода Дальневосточный СПГ будет произведен после 2023 г.

 

Обсудить на Форуме

 

neftegaz.ru

Проект «Роснефти» «Печора СПГ» не сможет экспортировать газ

spgterm-640x480

В четверг комитет Госдумы по энергетике дал отрицательное заключение на законопроект, который мог разрешить совместному проекту «Роснефти» и принадлежащей Дмитрию Босову Alltech – «Печора СПГ» – экспортировать газ. В заявлении комитета указано, что «дальнейшее внесение изменений в закон в части экспорта сжиженного природного газа (СПГ) необходимо проводить после анализа сложившейся ситуации на мировом и региональных рынках».

В 2015 г. Alltech и «Роснефть» договорились совместно разрабатывать «Печора СПГ». Госкомпания получила контролирующую долю в предприятии. Параметры сделки не раскрывались, а запасы двух месторождений оценивались в 165 млрд куб. м газа. В 2016 г. «Роснефть» объявила конкурс на выбор подрядчика для предпроектных работ по проекту «Печора СПГ», писал «Интерфакс». Из документов компании следовало, что «Роснефть» рассматривала несколько вариантов развития проекта – строительство СПГ-производства на 4,3 млн т в год, газохимический комплекс по производству 6,9 млн т метанола или проект по производству 4,3 млн т метанола и 3,3 млн т карбамида. Ранее проект «Печора СПГ» предполагал строительство завода СПГ мощностью 8–10 млн т в год и морского терминала. «Роснефть» хотела приобрести лицензии на Лаявожский и Ванейвисский участки в дополнение к уже имевшимся, но они достались «Газпрому».

Комитет Госдумы отмечает, что одобрение законопроекта «будет противоречить стратегическим задачам страны в сфере энергетической политики». Они ссылаются на слова президента Владимира Путина, который говорил, что российские проекты СПГ не должны конкурировать с российским трубопроводным газом. «Принятие законопроекта в предложенном виде в настоящее время представляется нецелесообразным», – приходит к выводу комитет Госдумы по энергетике.

С 2006 по 2014 г. экспортировать газ мог только «Газпром». В декабре 2013 г. был принят закон, который позволил экспортировать СПГ компаниям, лицензии которых предусматривали строительство СПГ-заводов на 1 января 2013 г. Через пять месяцев занимающий тогда место первого зампреда думского комитета по природным ресурсам Валерий Язев внес в Госдуму законопроект, который отодвигал эту дату до 1 июля 2014 г. Это позволяло «Печора СПГ» также претендовать на экспорт газа.

Законопроект Язева в сентябре 2014 г. получил нейтральную оценку правительства с формулировкой, что текст «нужно доработать». В 2016 г. прошли выборы в Госдуму, и Язев в состав нового созыва не попал. С тех пор над законопроектом никто не работал и он висел мертвым грузом, говорит собеседник «Ведомостей» в комитете по энергетике. За отрицательный отзыв на законопроект Язева все члены комитета проголосовали единогласно, уточняет он.

В 2016 г. «Роснефть» добыла 67,1 млрд куб. м газа (10,5% от общей добычи в России).

Госкомпания не первый раз поднимает вопрос о том, что не один только «Газпром» должен иметь право экспортировать газ. «Мы пока работаем в этом направлении, но мы не собираемся никакую монополию разрушать, мы пытаемся работать в рамках этой монополии, пытаемся через «Газпром» проработать возможности развития поставок российского газа», – говорила в конце 2017 г. вице-президент «Роснефти» Влада Русакова. При этом один из будущих акционеров «Роснефти», китайская CEFC (намерена купить 14,16% в госкомпании), уже высказывалась, что хотела бы получить доступ к российскому газу через партнерство с «Роснефтью». Китайская компания уже начала переговоры о покупке доли в крупнейшем газовом проекте «Роснефти» – «Роспане», говорили источники «Ведомостей».

Возможность экспорта с «Печора СПГ» очень важна для проекта, считает аналитик Raiffeisenbank Андрей Полищук. Пока «Роснефть» сосредоточена на экспорте нефти, а доля газа в выручке небольшая (4,3% в 2016 г.). По его мнению, «Роснефть» сможет рассчитывать на получение права экспортировать СПГ после того, как примет финальное инвестиционное решение по своим СПГ-проектам.

Проект выглядел перспективным еще 5–7 лет назад, но сейчас ситуация изменилась, говорит аналитик «Сбербанк CIB» Валерий Нестеров. Во-первых, «Роснефти» не удалось увеличить ресурсную базу (она досталась «Газпрому»), а во-вторых, в мире сейчас ощущается избыток СПГ, который будет компенсирован спросом лишь к 2025 г. Строить проект сегодня может оказаться экономически неэффективно, считает он.

/www.vedomosti.ru/

pro-arctic.ru

Роснефть начнет экспорт собственного СПГ

роснефть.спг

Газовый проект Zohr (Египет), в котором «Роснефть» недавно выкупила у итальянской Eni 30% (60% в проекте осталось у Eni, еще 10% — у британской BP), начнет экспорт сжиженного природного газа (СПГ) в Азию. Сейчас Eni ведет переговоры с несколькими потенциальными покупателями в этом регионе. Об этом «Известиям» рассказал газотрейдер, информацию подтвердил представитель торгового подразделения Eni Trading and Shipping. Таким образом, Zohr станет первым проектом «Роснефти», с которого компания начнет экспорт собственного СПГ. Потенциальные поставки могут начаться с 2019 года.

Газовое месторождение Zohr считается крупнейшим на шельфе Средиземного моря. По данным оператора проекта Eni, на его площади в 100 кв. км может залегать более чем 850 млрд кубометров газа. В конце прошлого года перспективным активом заинтересовалась российская «Роснефть», а уже в начале октября она выкупила 30% в блоке Шорук, в который входит Zohr, за $1,1 млрд. Месторождение уже фактически готово к добыче, она запланирована на конец этого — начало будущего года. Еще через пару лет часть газа акционеры хотят экспортировать в виде СПГ, в частности, в Азию, рассказал источник на рынке, информацию подтвердили в трейдинговой «дочке» Eni.

— Eni планирует расширить свою торговую площадку в Сингапуре для поставок покупателям в Азии сжиженного природного газа с новых проектов, рассматриваются, в частности, Мозамбик и на поздней стадии освоения Египет, — передал представитель компании слова исполнительного директора Eni Trading and Shipping Франко Магнани.

Если запасы месторождения подтвердятся, Zohr станет крупнейшим газовым проектом «Роснефти» за рубежом. О точных сроках начала поставок газа именно в виде СПГ компании пока не говорят, но по оценкам знакомого с проектом источника «Известий» экспорт может начаться не раньше 2019 года. Доля «Роснефти» в поставках будет эквивалентна доле в проекте, по его оценкам, это примерно 9 млрд кубометров.

— По условиям контракта с властями Египта акционерам необходимо «закрыть» сначала газовые потребности самой страны, и только по достижении определенной планки продаж газ может быть отправлен на экспорт, — рассказал собеседник.

Участие в его разработке дает «Роснефти» возможность выйти на важные для нее рынки Европы и Ближнего Востока.

Как отмечалось в пресс-релизе компании, закрыв сделку по приобретению доли в концессионном соглашении на разработку газового месторождения Zohr, «Роснефть» вошла в проект мирового уровня. Это открывает перед компанией «возможности по укреплению своих позиций в перспективном и стратегически важном регионе, расширяет потенциал нашего трейдингового подразделения и позволяет укрепить наше взаимовыгодное сотрудничество с Египтом».

У поставок с Zohr довольно хорошие перспективы, так как проект может использовать уже готовые, но недозагруженные мощности СПГ-заводов в Египте, считает аналитик Райффайзенбанка Андрей Полищук.

— И хотя в то же время на рынок в Азии выходит несколько СПГ-проектов, «Роснефть» получает преимущество благодаря сравнительно невысокой себестоимости добычи. Те же поставки из США будут гораздо дороже для конечного потребителя, так как они не привязаны к определенным месторождениям, американским СПГ-заводам приходится брать более дорогой газ на местном рынке, — пояснил аналитик.

Газ из Австралии и США преимущественно законтрактован, это уже решает проблему сбыта, заметил аналитик энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Александр Собко.

—  Не исключено, что в первые годы добычи на месторождении продажи СПГ будут идти в рамках краткосрочных договоров или даже спотовых продаж, но по вполне высоким ценам. С другой стороны, это позволит компании найти рынок для своего газа, при этом не связывая себя обязательствами по продажам по низким ценам на длительный период времени. Такую модель удастся реализовать в том числе из-за наличия готового завода по сжижению, что снижает капитальные затраты на весь проект, — рассказал Александр Собко.

Проект «Роснефти» оказался дешевле, чем его потенциальные конкуренты — шельфовые месторождения «Левиафан» (Израиль) и «Афродита» (Кипр). Хотя они были открыты на пять лет раньше Zohr, их разработка задерживается, отметил аналитик Moody’s Analytics Крис Лафакис.

— С учетом того, что разработка Zohr всё еще не завершена и возможна его доразведка, «Роснефть» и Eni могут получить бесценный опыт освоения сложных шельфовых месторождений, — отметил он.

Помимо Zohr, в ближайшие несколько лет «Роснефть» будет активно работать над разработкой шельфовых месторождений Карского, Охотского, Черного морей и моря Лаптевых.

rcc.ru

«Роснефть», «Газпром» и сжиженный газ на востоке

Петербургский экономический форум принёс новости про всех участников будущего российского рынка СПГ: «Роснефть», «Газпром», «Ямал СПГ» и про сошедший с дистанции (как ещё недавно казалось) проект «Печора СПГ». Но обо всём по порядку.

«Роснефть» готовит второй проект СПГ-завода

23 мая стало известно, что в ближайшее время «Роснефть» и группа «Аллтек» (ей и принадлежит проект «Печора СПГ») создадут совместное предприятие.

Напомним, что «Печора СПГ» предусматривал создание относительно небольшого завода (5 млн тонн в год) на базе ресурсов Кумжинского и Коровинского месторождений в Ненецком автономном округе. Но после принятия закона о либерализации экспорта СПГ дальнейшая реализация оказалась под вопросом, так как под условия, разрешающие экспорт, «Печора СПГ» не попал. Так как проект достаточно перспективный — относительно дёшево и быстро реализуемый — сразу заговорили о том, что его может в той или иной форме выкупить кто-то из госкомпаний. Так и получилось. Более того, согласно сведениям «Ъ», в рамках этой сделки «Роснефть» намерена получить лицензию ещё на два месторождения из нераспределённого фонда в этом регионе. В таком случае мощность завода будет увеличена до 10 млн тонн в год — что уже сопоставимо с тем же газпромовским проектом «Владивосток СПГ» (10 млн тон) или «Ямал СПГ» (16,5 млн тонн). Сам завод планируется построить в незамерзающем порту Индига, на побережье Баренцева моря, а для доставки газа придётся проложить относительно короткий газопровод.

Напомним, что у «Роснефти» есть проект «Дальневосточный СПГ» (5 млн тонн), правда, его перспективы пока полностью не ясны, так как на ресурсную базу этого проекта (газ с «Сахалин-1») также претендует и «Газпром».

Обязательства «Газпрома» перед Индией закроют за счёт «Ямал СПГ»

Не менее интересной стала новость о подписании базовых условий соглашения между «Газпромом» и «Ямал СПГ». Газовая монополия договорилась покупать у «Ямал СПГ» 3 млн тонн в год сжиженного природного газа в течение 20 лет.

Напомним, что «Ямал СПГ» уже законтрактовал большую часть топлива с завода — 75% или около 12,4 млн тонн СПГ. Правда, часть из этих объёмов покупают соответствующие подразделения самих акционеров проекта («Новатэк», Total, CNPC). Таким образом, вместе с «газпромовскими» 3 млн тонн будет связано контрактами 15,4 млн тонн из 16,5 млн тонн мощности.

Зачем «Газпрому» ямальский СПГ? Тем более что у него хватает своих проектов, да и своего газа. Для ответа на этот вопрос вспомним, что у «Газпрома», точнее, его занимающейся СПГ «дочки» есть обязательства по поставкам сжиженного газа в Индию. В октябре 2012 года Gazprom Marketing&Trading заключила с индийской GAIL договор на 20-летние поставки СПГ в объёме 2,5 млн тонн в год. Цена СПГ будет привязана к цене нефти в индийских портах, а поставки планировалось начать в 2018–2019 годах. Вероятно, тогда ожидалось, что источником для продаж в Индию станет газ, который будет производиться на «Владивосток СПГ». Но сейчас ясно, что к этому времени «Владивосток СПГ» запустить не успеют.

Но контракт с «Ямал СПГ» будет длительный — на 20 лет. Означает ли это, что сроки собственно газпромовских производств («Балтийский СПГ», «Владивосток СПГ») сдвигаются ещё сильнее — непонятно. Для «Владивосток СПГ» новые смещения по срокам возможны в том случае, если запланированные для сжижения объёмы газа с Сахалина окажутся необходимы для быстрого наращивания трубопроводных поставок в Китай, так как разработка Чаянды и Ковыкты — дело не очень быстрое.

Покупать ямальский СПГ «Газпром» будет в европейском Зеебрюгге, где и планируется производить перевалку СПГ с газовозов арктического класса на «обычные» танкеры. То есть реализация самой сложной части — вывоз из тяжёлых ледовых условий — останется за «Ямал СПГ». Севморпуть для нацеленных на Индию объёмов СПГ использовать, видимо, не придётся.

 

www.nalin.ru


Смотрите также