3. ДОЛГОСРОЧНАЯ ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ПРОИЗВОДСТВА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА В РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Российские проекты в газовой отрасли обладают набором конкурентных преимуществ и потенциальных недостатков.

В рамках настоящей программы следует учитывать, что трубопроводный газ и сжиженный природный газ не должны противопоставляться друг другу и конкурировать на внешних рынках, они являются взаимодополняющими видами российских ресурсов и дополнительным способом монетизации газового потенциала России. Согласно Энергетической стратегии Российской Федерации ключевой мерой для развития производства сжиженного природного газа является дальнейшая либерализация экспорта сжиженного природного газа при одновременном создании механизма контроля и исключения нарушающей экономические интересы Российской Федерации конкуренции на мировых рынках природного газа, транспортируемого по трубопроводам, и сжиженного природного газа.

Следовательно, при планировании кластеров по производству сжиженного природного газа в России следует исходить из успешной реализации проектов "Северный Поток - 1", "Северный Поток - 2", "Сила Сибири", "Сила Сибири - 2", "Алтай", которые с учетом роста внутреннего спроса на газ смогут полностью реализовать потенциал газовых месторождений в зоне Единой системы газоснабжения.

Запасы природного газа в России распределены неравномерно - 63 процента запасов приходится на Западную Сибирь, а на шельф острова Сахалин - 2 процента (распределение запасов газа по регионам Российской Федерации представлено в таблице 7 приложения N 1 к настоящей программе). В Западной Сибири ключевым регионом является Ямало-Ненецкий автономный округ (более 90 процентов запасов и 82 процента добычи). Месторождения Восточной Сибири расположены на территории Красноярского края, Иркутской области, а также Якутии и находятся на значительном расстоянии друг от друга, что увеличивает инвестиционные и транспортные затраты для монетизации данных запасов. На шельфе Охотского моря большая часть месторождений разрабатывается на условиях соглашения о разделе продукции, а шельф Арктики практически не освоен, что связано с инфраструктурными ограничениями. В Европейской части Российской Федерации 62 процента добычи приходится на 2 ключевых месторождения - Астраханское и Оренбургское.

Запасов газа в Ямало-Ненецком автономном округе достаточно как для поставок через Единую систему газоснабжения на экспорт и внутренний рынок Европейской части Российской Федерации, так и для экспорта в виде сжиженного природного газа (оценка ресурсной базы Ямало-Ненецкого автономного округа в высоком сценарии по внутреннему спросу и экспорту представлена в таблице 8 приложения N 1 к настоящей программе). При этом снабжение газом Центральной России из других источников приведет к дополнительным затратам на инфраструктуру центрального газового коридора. Большая часть месторождений, подключенных к Единой системе газоснабжения, находятся в западной части полуострова Ямал и Надым-Пур-Тазовском регионе. Ввиду удаленности от газовой инфраструктуры месторождения восточной части полуострова Ямал и западной части Гыданского полуострова больше подходят для монетизации за счет производства сжиженного природного газа.

Для Восточной Сибири более эффективна монетизация запасов газа за счет трубопроводных поставок природного и попутного газов в связи с удаленностью газовых и нефтегазовых месторождений от морских акваторий. В частности, уже осуществляется экспорт газа в Китай по газопроводу "Сила Сибири", в будущем ожидается запуск газохимических производств (газохимический комплекс "Амурский" и "Иркутский Завод Полимеров"). По предварительной оценке, запасов Восточной Сибири достаточно для строительства новых экспортных газопроводов - "Сила Сибири - 2" и "Алтай". Реализация данных проектов позволит газифицировать Иркутскую область, Красноярский край, Забайкальский край и Республику Бурятия (оценка ресурсной базы Восточной Сибири в высоком сценарии по внутреннему спросу и экспорту представлена в таблице 9 приложения N 1 к настоящей программе).

Потенциальными точками крупнотоннажного производства сжиженного природного газа с учетом логистической доступности газовозов являются в первую очередь месторождения полуострова Ямал и Гыданского полуострова, находящиеся на значительном удалении от зоны Единой системы газоснабжения, север Красноярского края, побережье Дальнего Востока, включая остров Сахалин, а также шельфовые проекты, включая побережья Охотского моря и Северного Ледовитого океана.

Для определения целесообразности развития производства российского сжиженного природного газа следует проанализировать местоположение отечественных проектов по производству сжиженного природного газа на мировой кривой себестоимости. Российская ресурсная база позволит обеспечить добычу газа для проектов по производству сжиженного природного газа по цене 0,2 - 1 доллар США за 1 млн. британских тепловых единиц. Приведенная стоимость строительства завода по производству сжиженного природного газа, добычной инфраструктуры с учетом привлечения финансирования составит 2 - 4 доллара США за 1 млн. британских тепловых единиц, транспортировка потребителям - 1,5 - 2 доллара США за 1 млн. британских тепловых единиц. Суммарная себестоимость российского сжиженного природного газа на целевых рынках составляет около 3,7 - 7 долларов США за 1 млн. британских тепловых единиц.

Главными конкурентами на рынке сжиженного природного газа до 2030 года будут Катар, Австралия и Соединенные Штаты Америки, для которых приведенная стоимость на рынке Азиатско-Тихоокеанского региона составит 2,8 - 11 и 7 - 10 долларов США за 1 млн. британских тепловых единиц соответственно.

Кроме того, рост производства сжиженного природного газа до 140 млн. тонн приведет к росту его экспорта в период до 2030 года на сумму порядка 150 млрд. долларов США в ценах 2019 года и обеспечит не менее 150 млрд. долларов США инвестиций в российскую экономику.

Реализация заявленных проектов по производству сжиженного природного газа (без учета потенциальных), указанных в приложении N 2, позволит России к 2035 году почти в 3 раза увеличить объем производства сжиженного природного газа и дополнительно добыть и монетизировать 2,5 трлн. куб. метров газа до 2040 года, что составляет порядка 3 процентов совокупных извлекаемых запасов природного газа по категориям AB1C1 + B2C2 (по данным государственного баланса запасов газа на 1 января 2019 г.).

План мероприятий по реализации долгосрочной программы развития производства сжиженного природного газа в Российской Федерации, содержащий описание мероприятий для реализации потенциала производства сжиженного природного газа в Российской Федерации и сроки по их исполнению, представлен в приложении N 3.