Как дешевеют премиальные технологии

Технологические перемены иногда идут не теми путями, как ожидали инноваторы

Юрий Барсуков, заведующий отделом бизнеса ИД «Коммерсант» – специально для «Вестника атомпрома»

Индустрия сжижения природного газа создавалась как производство «премиального топлива» для тех, кому недоступны более дешевые энергоносители. Но к 2020 году СПГ стал товаром, востребованным по всему миру. О том, как рыночные факторы превратили «мерседес» топливной индустрии в «бюджетную иномарку» и почему следующим премиальным товаром в ТЭК может стать водород, рассказывает Юрий Барсуков.

Когда мы говорим об инновациях, то для обычного человека наиболее очевидным примером технологических прорывов является, наверное, развитие персональных электронных устройств. Каждый, кто в 1990-е с трудом удерживал в руках увесистый телефон Motorola, который по современным меркам трудно даже назвать «мобильным», или помнит знаменитый кирпич Nokia 3310 из 2000-х годов, не может не удивляться произошедшим переменам. Но тот путь, который мобильные устройства прошли за 20 лет, с трудом можно повторить в более капиталоемких индустриях.

Если срок жизни телефона составляет 3-4 года, а 10-летний аппарат, вероятно, даже будучи исправен, не сможет функционировать, поскольку за это время окружающая инфраструктура будет не раз обновлена, то в случае топливно-энергетического комплекса период смены «технологических укладов» в 10-15 раз дольше. Это связано и с гораздо большими удельными инвестициями, и с необходимостью долгосрочно планировать жизнь нового объекта, основываясь при этом на текущих рыночных и технологических реалиях. Фактически крупная индустрия, живя циклами по 20-30 лет, ограничена в возможностях совершать технологические революции, даже когда новые технологии становятся доступны. Как показывает практика, речь скорее идет о постепенно накапливающихся изменениях, которые лишь в совокупности могут существенно менять устройство отрасли.


Фактически СПГ конкурировал с нефтепродуктами, его выбирали те, кто не имел возможности или желания жечь уголь, а также строить достаточно АЭС.


Развитие рынка сжиженного природного газа (СПГ) – один из таких примеров. Хотя технологии крупнотоннажного сжижения известны десятки лет, СПГ занимал до недавнего по историческим меркам времени крайне незначительную долю в мировой торговле энергоресурсами. Это был премиальный товар, которые могли себе позволить только развитые страны, обделенные ресурсами, – Япония, Южная Корея, Тайвань и отчасти Западная Европа. Фактически СПГ конкурировал с нефтепродуктами, его выбирали те, кто не имел возможности или желания жечь уголь, а также строить достаточно АЭС. Соответственно, первая волна СПГ-проектов – мощные заводы в Катаре и Австралии – поднялась как раз из-за роста цен на нефть в конце 2000-х годов. Дополнительным стимулом для принятия инвестрешений стало то, что США, крупнейший в мире рынок газа, в начале 2000-х столкнулся с продолжающимся снижением добычи. Как ожидалось, Америка вскоре должна была превратиться в крупнейшего импортера газа.

Чтобы удовлетворить этот потенциально огромный спрос, Катар вместе с американской Exxon Mobil решил построить крупнейший в мире СПГ-завод на базе месторождения Северное. Впервые в истории там были применены линии сжижения мощностью по 9,5 млн тонн в год, хотя до этого мощность линии не превышала 7 млн тонн. Было решено заказать СПГ-танкеры новой конструкции серий Q-Flex и Q-Max, вместимость которых соответственно в 1,5 и 2 раза превышала емкость типового газовоза. Эти технические решения – новаторские, но отнюдь не революционные – позволили снизить удельные затраты при сжижении и перевозке СПГ на десятки процентов.

Как это часто бывает, все пошло не так, как планировалось. В 2008 году, когда Катар собирался начать поставки на рынок США, случился финансовый кризис, спрос и цены на энергоносители упали. Тем временем в Штатах набирало силу явление, которое вскоре будет названо «сланцевой революцией», – совместное использование методов наклонно-направленного бурения в слоях твердого песчаника и гидроразрыва пласта позволило рентабельно добывать газ из залежей, прежде считавшихся бесперспективными. К 2011 году добыча газа в США превзошла исторический рекорд 1973 года и с тех пор почти непрерывно росла, увеличившись за последние 10 лет на 65 % и превысив 1 трлн кубометров в 2019 году. Стало понятно, что Штаты не только не будут импортером газа, но и сами вскоре начнут поставлять его на экспорт в сжиженном виде.

Вступление американских компаний в гонку СПГ-проектов, или т. н. вторая волна, привело к существенному снижению средней стоимости заводов. В первую очередь, стала применяться практика крупноблочного строительства, когда оборудование монтируется в конструкции весом в несколько сот тонн еще на заводе или верфи, а затем доставляется на стройплощадку для окончательного монтажа. Стоимость самого оборудования за счет роста числа заказов существенно упала. Новые СПГ-проекты в США пытаются достичь уровня капзатрат в $500 на тонну установленной мощности, тогда как, например, для некоторых проектов в Австралии она превышала $3 тыс. (например, Gorgon LNG).

Эта гонка породила и некоторые перспективные технологические концепты, которые пока не вполне оправдали себя. Так, в 2011 году Shell решила строить первый в мире плавучий СПГ-завод для освоения австралийского шельфового месторождения Prelude в 300 км от берега. Предполагалось, что концепция позволит осваивать месторождения в море без дорогостоящей транспортной инфраструктуры – судно служит и платформой для добычи и обработки газа, и заводом по сжижению, и отгрузочным терминалом.

Первоначальная стоимость завода оценивалась в $10,8 млрд при мощности в 3,6 млн тонн в год, то есть удельные инвестиции изначально были довольно высоки. Однако проект по созданию крупнейшего в мире судна водоизмещением 600 тыс. тонн и интеграции в нем стольких функций оказался существенно более сложным и длительным, чем предполагалось. В итоге он произвел первую отгрузку СПГ только в 2019 году, а стоимость проекта (Shell ее по-прежнему официально не раскрывает), по оценке Wood Mackenzie, превысила $17 млрд. Более того, после серии проблем с силовой установкой и электрической системой, а также двух утечек газа производство СПГ на судне было остановлено в феврале 2020 года. С тех пор завод фактически не работает.

Хотя проект стал полным провалом, он также стал первопроходцем и примером для нескольких меньших по размеру и менее амбициозных плавучих СПГ-заводов. Концепция совмещения в одном корпусе как минимум производства и хранения СПГ, а также терминала отгрузки кажется многим компаниям привлекательной, особенно если речь идет о производстве в удаленном регионе. Так, компания «Новатэк» намерена использовать схожий подход для своего завода на Гыдане «Арктик СПГ 2»: линии сжижения мощностью по 6,6 млн тонн будут размещены на платформах, которые затем будут отбуксированы в Обскую губу и установлены на грунт. Применение такой схемы позволит произвести практически все работы по монтажу линий на верфи в Мурманске, а не на площадке в Арктике, а также сократить расходы на логистику. «Новатэк» ожидает, что его удельные капрасходы на создание завода в результате снизятся на треть по сравнению с расположенным в том же регионе «Ямал СПГ» (обошелся в $27 млрд).

Но рост конкуренции на СПГ-рынке в результате экспансии американских проектов привел к существенному снижению цены газа и росту его доступности. Если во время энергетического кризиса в Японии после аварии на АЭС «Фукусима-1» в 2011 году цена на спотовые партии СПГ в Азии взлетала до $17-18 за MBTU (млн британских тепловых единиц), то в последние годы благодаря снижению цен на нефть СПГ стоит по историческим меркам дешево. В разгар пандемии COVID-19 в 2020 году стоимость СПГ на спотовом рынке в Азии падала до $2 за MBTU, хотя такой уровень вряд ли можно считать устойчивым. Но в последние годы многие производители СПГ заявляют о готовности рассматривать новые проекты даже при цене в $5-6 за MBTU ($180 за тыс. кубометров). Так, в 2019 году контракты по новым проектам в США заключались по формуле $3 за MBTU плюс 115 % индекса Henry hub – по текущим котировкам это около $5,8 за MBTU.

По такой цене газ готовы купить не только развитые страны и крупные быстрорастущие экономики Азии, но и другие потребители – Бангладеш, Пакистан, многие африканские страны с выходом к морю. Плюс СПГ еще и в том, что с точки зрения инфраструктуры вход на этот рынок весьма дешев: нужен лишь приемный терминал, который в плавучем варианте (FSRU) можно достаточно свободно арендовать на рынке за несколько десятков миллионов долларов в год. В последнее время активно разрабатываются интегрированные решения, которые позволили бы предоставить потребителю именно ту услугу, которая ему в итоге нужна – электроэнергию. Речь идет о строительстве плавучих газовых ТЭС, совмещенных с приемным терминалом СПГ, которые могут быть установлены даже там, где нет почти никакой инфраструктуры, но есть потребитель электроэнергии. Предполагается, что клиент даже не будет арендовать станцию, а лишь заключит долгосрочный контракт на покупку электроэнергии. Такое решение позволяет, минимизировав затраты на инфраструктуру, обеспечить энергией густонаселенные побережья, и сейчас его активно рассматривают Вьетнам и Индонезия.


Представляется, что в ближайшие годы водород будет тем, чем СПГ был 20 лет назад – премиальным продуктом для развитых стран, которые готовы доплачивать за экологически чистое и гибкое топливо


Мировая торговля СПГ выросла вдвое за последние 10 лет. Хотя это едва ли стало бы возможным без определенного усовершенствования технологий, все же решающий вклад в подобный рывок внесли общерыночные факторы – рост спроса на газ в сочетании с его доступной ценой по сравнению с альтернативами. Однако активное создание инфраструктуры СПГ может подготовить более важный технологический переход – замену природного газа на водород. Технологически он уже абсолютно осуществим: известно, как перевозить водород, современные газопроводы способны его перемещать, а современные газовые турбины – работать на нем.

Но нужно решить экономические проблемы, связанные с тем, что такой переход поначалу неминуемо будет означать рост цен на топливо. Представляется, что в ближайшие годы водород будет тем, чем СПГ был 20 лет назад – премиальным продуктом для развитых стран, которые готовы доплачивать за экологически чистое и гибкое топливо. Однако, как мы видим на примере СПГ (и тех же мобильных телефонов), премиальный продукт при определенных обстоятельствах превращается во вполне общедоступный. определенных обстоятельствах превращается во вполне общедоступный.