Ямальский газовый проект выйдет на безубыточность только при использовании «нефтяной составляющей»
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 до 18 млрд. долларов, а с учетом синергетического эффекта от снижения удельных затрат на строительство и эксплуатацию инфраструктуры — еще больше. Сейчас, когда предстоит выбрать место для размещения СПГ-завода и отгрузочного терминала, необходимо оценить потенциал «нефтяной составляющей» и делать выбор с учетом возможности реализации комплексного нефтегазового проекта.
Реализация проекта «Ямал СПГ», в рамках которого планируется создать новый портовый терминал в бассейне Северного Ледовитого океана, дает возможность создать на его базе универсальный нефтегазовый порт, что позволит сократить затраты при экспортных поставках нефти из Западной Сибири, а также значительно улучшит финансовые показатели интегрированного проекта.
Налоговый тупик
В начале сентября стали известны первые, пока еще предварительные, экономические параметры разрабатываемой институтом «Газпром ВНИИГАЗ» по заказу Министерства энергетики программы «Комплексного освоения месторождений углеводородного сырья Ямало-Ненецкого АО и севера Красноярского края». Наибольший интерес вызывает выполненная совместно с рядом научных и проектных институтов «Оценка целесообразности организации поставок сжиженного природного газа (СПГ) с полуострова Ямал с учетом перспективного развития сектора СПГ на базе Южно-Тамбейского месторождения», то есть оценка проекта «Ямал СПГ».Согласно этому документу, реализация проекта потребует капитальных вложений в объеме 858.2 млрд. рублей (включая НДС), что по текущему курсу составляет около 28 млрд. долл. США. Основными статьями расходов будут: строительство завода СПГ, на что потребуется 424.1 млрд. руб. (почти 50% от общей суммы капитальных вложений) и закупка арктических танкеров-газовозов — 264 млрд. руб. (31% капитальных вложений). Бурение скважин и обустройство Южно-Тамбейского месторождения потребуют, в сумме, 140 млрд. руб. (16.3% капитальных вложений).
Хотя в расчеты заложены достаточно высокие цены на продукцию — около 330 долл. за тонну СПГ, то есть около 250 долл. за 1000 м3 газа, объем капитальных вложений, необходимых для реализации проекта, очень велик. Выполненные институтом «НИИгазэкономика» расчеты показывают, что в условиях действующего налогового режима проект не соответствует требуемой доходности для инвесторов. Внутренняя норма доходности (ВНД) проекта составляет только 9.6%, в то время как приемлемым для нефтегазового сектора экономики считается уровень 15-17%. Чистый дисконтированный доход по проекту (ЧДД) ожидается отрицательным, в объеме 12.6 млрд. руб. (около 400 млн. $, что означает убыточность проекта по сравнению с альтернативными возможностями для инвестирования. Одной из причин этого, является высокая налоговая нагрузка. За время реализации проекта, в бюджеты всех уровней должно быть перечислено 540,8 млрд. руб. (почти 17.5 млрд. $).
В качестве основного вывода, в проекте программы было указано, что «… реализация проекта производства СПГ на базе природного газа Южно-Тамбейского месторождения может быть осуществлена только при условии государственной поддержки, стабильного налогового режима и мер экономического стимулирования».
Поддержка на высшем уровне
Решения о мерах государственной поддержки были приняты очень оператовно. 11 октября 2010 года, на совещании в Новом Уренгое, премьер-министр Владимир Путин утвердил комплексный план по развитию производства сжиженного природного газа на базе месторождений полуострова Ямал. Важнейшим результатом принятия этого документа, должно стать предоставление критически важных для реализации СПГ-проектов налоговых льгот. До конца 2010 года, в правительство должны быть внесены проекты документов, предусматривающих 12-ти летные налоговые каникулы по налогу на добычу полезных ископаемых для оператора проекта «Ямал СПГ», компании НОВАТЭК, а также об обнулении экспортных пошлин на конденсат и СПГ с полуострова Ямал. Указанные меры налогового стимулирования, позволят проекту выйти на среднеотраслевую норму внутренней доходности — около 16%, чистый дисконтированный доход составит около 3 млрд. $.
Принятие мер государственной поддержки демонстрирует, сколь важное значение уделяется развитию СПГ-проектов, позволяющих диверсифицировать рынки сбыта российского газа, установить контакты с новыми потребителями и создать в сфере ТЭК комплекс высокотехнологичных производств. Кроме того, несмотря на предполагаемые льготы, проект гарантирует значительные налоговые поступления в федеральный и местные бюджеты, которые невозможно обеспечить без заинтересованности инвесторов в реализации проекта.
Слабым местом проекта остается недостаточно высокая, на уровне среднеотраслевой, норма доходности. Не факт, что потенциальные инвесторы предпочтут экспортоориентированный СПГ-проект, вместо открывающихся возможностей для работы на внутреннем газовом рынке России, где возможности для сбыта почти гарантированы.
Альтернатива — внутренний рынок
В ноябре 2010 года Правительство РФ утвердило стандарты раскрытия информации субъектами естественных монополий, оказывающими услуги по транспортировке газа по трубопроводам. За рядовым, казалось бы, событием скрываются кардинальные изменения в отношении допуска независимых производителей газа к Единой системе газоснабжения (ЕСГ). Фактически, компанию «Газпром», владельца всех магистральных газопроводов, обязали обеспечить прозрачность своих монопольных услуг и отношений с конкурентами по газовому рынку.
Согласно новым стандартам, «Газпром» обязан регулярно публиковать и отправлять по запросу заинтересованных лиц информацию о наличии свободных мощностей на отдельных маршрутах Единой системы газоснабжения, а также данные о тарифах на отдельных точках входа и выхода ЕСГ. Компания должна раскрывать информацию о регистрации и ходе выполнения заявок на подключение к «трубе» и перекачку газа. Возможности газовой монополии отказать независимым производителям в допуске в ЕСГ теперь весьма ограничены. А возможность взимать с них завышенные тарифы на транспортировку — практически исключена. Теперь «Газпром» обязан раскрывать детальную внутрикорпоративную информацию о финансово-хозяйственных результатах работы по транспортировке газа, в частности, о структуре себестоимости соответствующих услуг.
Это может иметь огромное значение для внутреннего газового рынка России. Цены на газ в основных районах внутреннего сбыта постоянно растут и уже составляют 90 долл. за 1000 м3 в оптовом звене и 110-130 долларов в рознице. А с учетом их ежегодного повышения на 15-25%, рентабельность продажи газа российским потребителям, с учетом меньших затрат на транспортировку, в ближайшей перспективе может перекрыть рентабельность экспорта.
В 2009 году на долю независимых производителей пришлось около 20% добычи природного газа. В роли независимых производителей выступают, в основном, нефтяные компании, а также газовая компания НОВАТЭК. Хотя за минувшее десятилетие доля независимых производителей возросла вдвое, ограниченный доступ к газотранспортной системе значительно сдерживал развитие этого сегмента ТЭК. При снятии ограничений, к 2020 году «независимые» смогут добывать до 200 млрд. кубометров газа и увеличить свою долю на внутреннем рынке (потребление — около 450 млрд. кубометров в год) до 45-50%.
Возможность побороться за менее конкурентный, а в перспективе — еще и более рентабельный внутренний рынок, может оказаться для акционеров компании НОВАТЭК более привлекательным, чем пытаться отвоевать долю на мировом рынке СПГ. Тем более, что доходность работы на внутреннем рынке у НОВАТЭКа уже сейчас зашкаливает за 40% (до уплаты процентов и налогов). Дополнительным стимулом к организации экспорта СПГ может стать высокодоходный проект, предусматривающий создание универсального нефтегазового порта, ориентированного как на перевалку сжиженного газа, так и нефти из Западной Сибири.
Варианты размещения
В настоящее время, местоположение порта, через который будет проводиться отгрузка СПГ, равно как и самого завода по производству СПГ, еще не определено. Многие аспекты «Ямал СПГ» предстоит определить в ближайшие месяцы, чтобы в марте 2011 года представить ТЭО проекта, как это анонсировано компанией НОВАТЭК. Точно известно, что источником газа для производства СПГ 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, СПГ-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 СПГ от месторождения, возрастают затраты на строительство газопровода для доставки природного газа к месту сжижения и расходы на саму доставку. В тоже время, чем дальше от месторождения можно вынести СПГ-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 СПГ-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, стоимость морской транспортировки СПГ 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 СПГ-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 второй 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 год, годовая экономия составит около 1.9 млрд. долл. В перспективе, эта цифра будет возрастать — в Западной Сибири происходит сдвиг нефтедобычи 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 млрд. долл. Эта цифра также будет только возрастать — начало поставок сибирской нефти в Китай по ВСТО 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 млрд. долл. в год. Если взять эти цифры как доход участников проекта, то при необходимых инвестициях в строительство нефтепровода из Западной Сибири порядка 10 млрд. долл., чистый дисконтированный доход по проекту «нефтяной составляющей» — около 15 млрд. 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 СПГ.
Один из возможных пунктов размещения нового порта — Индига, давно рассматривался компанией «Транснефть» как место для строительства нефтяного терминала мощностью 50 млн. т в год с месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Проект был заморожен из-за недостаточного объема нефтедобычи 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 нефтепровода 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 ВСТО. 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 нефтепровода к порту на Баренцевом море за счет осваиваемых месторождений на севере Сибири. Согласно прогнозам Института энергетической 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.
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.