Минэнерго считает, что газ Ямала лучше сжижать на месте и строить газохимию.

Минэнерго проработало четыре варианта монетизации газа полуострова Ямал, где основными недропользователями являются "Газпром" и "Новатэк", пишет "Интерфакс".
По расчетам Минэнерго РФ, предпочтительным вариантом является сжижение природного газа непосредственно на Ямале со строительством газохимии здесь же или на Дальнем Востоке.
В середине декабря 2020 года первый вице-премьер РФ Андрей Белоусов провел совещание, где в том числе рассматривался вопрос комплексной подготовки программы освоения ресурсного потенциала полуострова Ямал.
Минэнерго было поручено разработать и представить для рассмотрения в правительстве комплексную программу освоения ресурсного потенциала Ямала. Согласно программе, с которой ознакомился "Интерфакс", разработано 4 варианта монетизации.
Министерство в своих расчетах исходит из предпосылок, заложенных в Энергостратегии до 2035 г., согласно которым спрос на трубопроводный газ в зоне ЕСГ вырастет до 740 млрд куб. м в 2035 году, при этом внутреннее потребление увеличится с 453 до 515 млрд куб. м, а экспорт снизится с 232 до 226 млрд куб. м.
Первый сценарий предполагает, что газ Бованенковского и Тамбейского (Тасийский, Северо-Тамбейский и Западно-Тамбейский лицензионные участки с запасами С1+С2 на 5 трлн куб. м, принадлежат "Газпрому") кластеров будет направлен в единую систему газоснабжения (ЕСГ). "Новатэк" же строит "Обский СПГ" мощностью 5 млн т, отправляя газ на экспорт.
Предполагаемый объем инвестиций - 2,76 трлн руб. (1,4 трлн руб. дисконтированные).
По второму сценарию Бованенковский и Северо-Тамбейский кластеры осваиваются совместно, при этом ГПЗ, СПГ и ГХК строятся на Усть-Луге. Мощность ГХК в Усть-Луге (по этилену) составляет 2,8 млн т. СПГ мощностью 25,8 млн т на объем метана с ГПЗ (45 млрд куб. м) также строится в Усть-Луге.
В данном сценарии общие инвестиции составят 5,9 трлн рублей (3 трлн руб. - дисконтированные).
Согласно третьему варианту, Бованенковский и Северо-Тамбейский кластеры осваиваются совместно, ГПЗ и ГХК строятся на Бованенково и Сабетте, СПГ строится на Cабетте.
Предполагается отделение этана из газа неокома Бованенковского кластера на ГПЗ в Бованенково мощностью 25,9 млрд куб. м в год и переработка его на ГХК мощностью 1,5 млн т (Бованенково).
На Сабетте может быть организовано строительство СПГ, ГПЗ и ГХК: ГПЗ мощностью 25,8 млрд куб. м, СПГ-завод на 25,8 млн т.
В данном сценарии общие инвестиции составят 6,7 трлн рублей (3,55 трлн руб. - дисконтированные).
Наконец, четвертый вариант предполагает, что Бованенковский и Северо-Тамбейский кластеры осваиваются совместно, ГПЗ строятся на Бованенково и Сабетте, СПГ строится на Сабетте, ГХК - на Дальнем Востоке. Такой вариант озвучили глава "Сибура" Дмитрий Конов и основной совладелец "Сибура" и "Новатэка" Леонид Михельсон.
Отделение этана из газа неоком-юры Тамбейского кластера планируется на ГПЗ в Сабетте мощностью 30,6 млрд куб. м газа в год, из газа неокома Бованенковского кластера - на ГПЗ в Бованенково на 17 млрд куб. м газа в год. Выделенный этан планируется погрузить на этановозы в порту Сабетта и перерабатывать на ГХК мощностью 2,8 млн т на Дальнем Востоке (изучается две локации). На Сабетте нужен будет еще порт.
СПГ также строится на Сабетте на 25,8 млн т (ресурсная база - дополнительная добыча из неоком-юрских залежей Тамбейского кластера и Тасийского месторождения).
В данном сценарии общие инвестиции составят 6,45 трлн рублей (3,35 трлн руб. дисконтированные).
"Наиболее эффективными по предварительным расчетам являются сценарии 3 и 4. Однако данные расчеты являются теоретическими и требуют дальнейшей более детальной проработки, включая технологические особенности реализации проектов", - отмечается в программе Минэнерго РФ.