Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

241

Второй вступивший в строй в 2005 г. терминал в г. Хазира (шт. Гуджарат) имеет

начальную мощность 3,5 млрд м

/год с последующим увеличением до 6,9 млрд м

/год.

Оператором терминала являются компании Shell и Total Gaz Electrica. Инвестиции в

сооружение терминала составили 600 млн долл. Снабжение терминала СПГ осуществляется

из Австралии, Катара, Абу-Даби и Омана. Терминал подсоединен к действующей

газотранспортной магистрали [183].

Терминал в Дабхоле (шт. Махараштра), который еще в 2001 г. был готов на 80%, после

краха его основного акционера американской газовой компании Enron, был приобретен

индийской компанией Rathagiri Gas and Power Pvt Ltd. Мощность терминала 6,9 млрд м

/год.

Пуск намечен на сентябрь 2006 г. Поставщиками ожидаются компании Австралии,

Малайзии, Омана, Катара и Абу-Даби. Ожидаемая цена продаж СПГ – 126 долл./тыс. м

[183].

Еще один терминал запланировано построить в г. Эннор (шт. Ченнай). Мощность этого

терминала 10,4 млрд м

/год. Оператором будет индийская газовая компания Gas Authority of

India. Возможным поставщиком ожидается проектируемый в Иране завод по сжижению газа

«Южный Парс». Придется проложить газопровод до имеющейся неподалеку электростанции

[183].

Планируется также строительство терминала в Кочи (шт. Керала) мощностью 3,5 млрд

/год. Инвестиции в строительство терминала оцениваются в 440 млн долл. Основным

поставщиком намечена компания Qatar Ras Gas. Газопровод для транспортировки газа уже

существует [183].

Выбор поставщиков из стран Ближнего Востока вполне понятен: стоимость

транспортировки СПГ из Омана в Индию составляет 6,5 долл./тыс. м

, Катара –

8,3 долл./тыс. м

, Ирана – 10,0 долл./тыс. м

, Йемена – 11,2 долл./тыс. м

, в то время как из

Малайзии – 14 долл./тыс. м

, Австралии – 26,6 долл./тыс. м

[183].

Цены на СПГ в Индии индексируется по цене нефти. Во времена, когда заключались

контракты на поставку СПГ, цены на нефть были на уровне 25 долл./барр., что

гарантировало цену сиф СПГ 72–90 долл./тыс. м

. Безусловно, что в связи с подорожанием

нефти цены на СПГ будут не меньше 126 долл./барр.

Конкуренцию традиционным поставщикам СПГ на азиатский рынок может составить

проект строительства завода по сжижению природного газа на о. Сахалин (Россия), а также

поставка российского природного газа по газопроводу с месторождений Восточной Сибири в

Китай. Индийский рынок вряд ли представит интерес для СПГ с о. Сахалин.

Резюмируя тенденции развития азиатского рынка СПГ, можно констатировать, что: 1)

рынок характеризуется высоким уровнем спроса; 2) поставки СПГ характеризуются

повышенной конкурентностью; 3) существуют специфические контрактальные и

национальные факторы, влияющие на риски проектов [184]. Новые потребители в силу

большого количества продавцов требуют более выгодных контрактных условий. Такая

форма торговли, как долгосрочные контракты, в настоящее время перестала быть

оптимальной.

Наряду с долгосрочными контрактами на азиатском рынке СПГ появились и

краткосрочные контракты. Пионером в этом можно считать компанию Korea Gas Co. Ltd.

3.3.3. Американский рынок СПГ

Именно США были зачинателем трансокеанических перевозок газа в сжиженном виде.

У истоков развития отрасли СПГ стояла компания Shell, которая в 1959 г. доставила первую

партию сжиженного метана из Луизианы в Великобританию.

С конца 1960-х годов с построенного на Аляске экспортного терминала,

принадлежащего компании Phillips Alaska Natural Gas Corp./Marathon Oil Co., начались

регулярные поставки американского СПГ в Японию, которые продолжаются и в настоящее

время в объеме 1,3–1,6 млрд м

в год.

Североамериканский рынок СПГ до последнего времени был относительно небольшим

242

и характеризовался поставками СПГ в США из Алжира и ближневосточных стран и с

Аляски в Японию. Однако в последние годы (1999–2004 гг.) потребление СПГ в США

выросло с 2,3 млрд м

до 18,5 млрд м

. Поставки обеспечивали Алжир, Нигерия, Катар,

Оман, Австралия, Тринидад и Тобаго, Данные о динамике поставок СПГ в США в период

1971–2005 гг. представлены в табл. 3.37.

Таблица 3.37

Динамика поставок СПГ в США в 1971–2005 гг. (млрд м

) [6]

Поставщики 1971 г. 1980 г. 1985 г. 1995 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г.

Алжир 0,10 2,50 0,70 0,60 1,30 1,84 0,75 1,51 4,41 2,75

Австралия – – – – 0,17 0,07 – – 0,42 –

Индонезия – – – – 0,08 – – – – –

Малайзия – – – – – – 0,14 0,08 0,57 0,25

Нигерия – – – – 0,37 1,08 0,23 1,42 0,33 0,23

Оман – – – – 0,28 0,34 0,90 0,24 0,27 0,07

Катар – – – – 1,30 0,64 0,99 0,39 0,34 0,08

ОАЭ – – – – 0,08 – – – – –

Египет – – – – – – – – – 2,05

Тринидад и Тобаго – – – – 2,08 2,62 4,28 10,71 13,13 12,44

Итого 0,10 2,50 0,70 0,60 6,40 6,59 6,48 14,35 18,47 17,87

К началу 2006 г. в США действовали более сотни компаний, связанных с

использованием сжиженного природного газа. В их владении находятся газовые криогенные

перегрузочные портовые терминалы, специализированные припортовые хранилища,

установки по сжижению природного газа, транспортные системы, а также развернутая сеть

местных распределительных станций. Большая часть хранилищ и распределительных систем

СПГ была введена в действие во время энергетического кризиса 70-х годов прошлого века,

но потом их строительство замедлилось из-за неблагоприятной ценовой конъюнктуры.

В США насчитывается 113 действующих предприятий СПГ, включая морские

терминалы, хранилища, заводы по сжижению относительно небольшой мощности,

связанные с близлежащими предприятиями энергоснабжения. На этих предприятиях газ

сжижается и хранится только в летние месяцы для отправки потребителям в зимние месяцы.

Большинство этих объектов были построены в период 1965–1975 гг.

В 90-е годы, в условиях стремительного роста цен и спроса на природный газ,

большинство предприятий, связанных с переработкой СПГ, было реконструировано. Сейчас

работают 55 небольших заводов по производству СПГ.

В США, где имеется развитая и разветвленная местная газовая промышленность с

большим числом продавцов и покупателей, экспортерам СПГ приходится принимать за базу

американские цены на природный газ. До 2000 г. цены были относительно низкие, что

отпугивало продавцов СПГ. Однако в связи с резким подорожанием природного газа в США

(зимой 2000–2001 гг. цена на газ достигла рекордно высокого уровня 600 долл./тыс. м

возникли условия для стимулирования импорта СПГ в США.

Первый специализированный морской экспортный газовый терминал в США «Кенай»,

действующий и поныне, был построен еще в 1969 г. на Аляске. Он предназначен для

отгрузки сжиженного аляскинского природного газа, доставляемого криогенными танкерами

в Японию компаниями Phillips Petroleum и Marathon Oil. В последние годы через этот

терминал было отправлено ежегодно примерно 1,7–1,9 млрд м

произведенного в США СПГ

на сумму около 300 млн долл. в год.

Регулярный импорт СПГ в США начался после завершения в 1971 г. строительства

портового терминала «Эверетт» фирмой Distrigas (дочернее предприятие бельгийской

компании Tractebel) в штате Массачусетс на атлантическом побережье недалеко от Бостона.

Терминал способен отгружать потребителям 12,46 млн м

СПГ в сутки. В ближайшем

будущем объем хранилищ терминала будет значительно увеличен, а пропускная способность

терминала возрастет до 20,6 млн м

/сутки.

В 1978 г. вступили в строй еще два морских газовых терминала – «Коув Пойнт» в

243

штате Мериленд на берегу Чесапикского залива (владелец – энергетическая компания

Dominion, объем хранения 220 млн м

, пропускная способность 34 млн м

/сутки) и «Эльба

Айленд» в Джорджии, недалеко от г. Саванна (владелец – компания El Paso, объем хранения

около 200 млн м

, пропускная способность 28 млн м

/сутки). В 1982 г. было завершено

строительство еще одного криогенного газового терминала «Лейк Чарльз» в штате Луизиана

на побережье Мексиканского залива (владелец – Duke Energy Corp., объем хранения 264 млн

, пропускная способность 37 млн м

/сутки). В мае 2005 г. в строй вошел терминал Галф

Гейтвэй Энерджи Бридж на шельфе Мексиканского залива мощностью 14,2 млн м

/сутки.

К концу 2002 г. общий объем имеющихся в стране хранилищ для приема импортного

СПГ составлял 0,53 млрд м

. Совместно они могли перерабатывать 90,56 млн м

в сутки.

После завершения ведущейся реконструкции основных импортных терминалов их емкость

хранения возрастет до 0,81 млрд м

, а пропускная способность составит примерно 0,14 млрд

в сутки. Общий объем наземных коммерческих хранилищ СПГ в США к началу 2002 г.

составлял 2,43 млрд м

[185]. В конце 2005 г. мощность регазификационных мощностей на

действующих терминалах США составляла 46 млрд м

/год [186].

Кроме этого американскими энергетическими компаниями проектируется

строительство новых импортных терминалов для переработки СПГ – на Багамских островах,

в штатах Северная Каролина, Флорида, Техас, Калифорния, Луизиана – с общим объемом

хранилищ в 158,57 млрд м

Кроме прибрежных транзитных хранилищ СПГ в США используются региональные

«сателлитные» хранилища, предназначенные для хранения сжиженного газа в течение более

длительного времени и средним объемом до 113,27 млн м

газа. Они могут быть связаны с

предприятиями, которые трансформируют обычный газ, поступающий по магистральным

трубопроводам, в жидкостную фазу для последующего хранения и регазификации в периоды

пикового увеличения спроса. Роль таких хранилищ наиболее велика в периоды сезонного

роста потребления газа.

В связи с ростом поставок в 2003 г. был расконсервирован терминал в Коув-Пойнт, шт.

Мэриленд, принадлежавший компании Williams и бездействовавший с 1980 г. На этот

терминал, который имеет в настоящее время мощность 10,3 млрд мЗ/год и принадлежит уже

компании Dominion, предполагается подавать СПГ из Норвегии (порядка 2 млрд м

), а также

с завода по сжижению СПГ в Египте.

Ряд американских фирм организовали в конце 2003 г. коалицию под названием «Центр

сжиженного природного газа», которая совместно с международным альянсом по СПГ

спонсируется американской энергетической ассоциацией [187].

По мнению Департамента информации Министерства энергетики США спрос на СПГ в

США возрастет до 70 млрд м

в 2010 г. и до 180 млрд м

в 2020 г. [186].

В начале 2005 г. появился доклад Департамента информации Министерства энергетики

США, в котором ранее сделанные прогнозы спроса на СПГ были увеличены на 30%.

Согласно новому прогнозу темпы роста спроса на СПГ в период 2003–2025 гг. составят 13%

в год. Если в 2003 г. США импортировали 14,4 млрд м

СПГ, то в 2025 г. потребность в

импорте СПГ в США составит 180 млрд м

. Существуют еще более смелые прогнозы, в

частности, консалтинговой компании CERA, согласно которым импорт СПГ уже в 2020 г.

превысит 200 млрд м

[188, 189].

Определенные подвижки произошли в вопросах строительства терминалов [189]. В

конфликте между Федеральной комиссией по регулированию энергетики (FERC),

стимулирующей строительство терминалов, и властями штатов (особенно Калифорнии и

штатов Новой Англии), которых больше волнует озабоченность населения проблемами

безопасности, Конгресс США встал на сторону FERC. Споры возникли по поводу

строительства терминала Хэкберри в штате Луизиана, поэтому слушания в Конгрессе США

получили название «решение по Хэкберри». Благодаря этому решению терминал в

Хэкберри, о строительстве которого было объявлено в 2002 г. (мощность 15,5 млрд м

будет введен в эксплуатацию в конце 2006 г. Было дано разрешение на строительство

244

терминала Фрипорт на острове Кинтака в Мексиканском заливе США (недалеко от города и

порта Фрипорт, штат Техас) также мощностью 15,5 млрд м

(ввод в 2007 г.). FERC дала

разрешение на строительство еще одного терминала в районе Мексиканского залива –

Сабина Пасс мощностью 27 млрд. м

. Еще ряд проектов строительства терминалов по

приему СПГ находятся в стадии рассмотрения.

Однако спрос на СПГ не ограничивается только американским рынком. Уже введен в

эксплуатацию приемный терминал в Доминиканской Республике, продолжает наращивать

импорт СПГ Пуэрто-Рико. Предполагается ввод терминала на Багамских островах, Ямайке.

Эксперты также считают, что в США в условиях перманентного дефицита природного

газа сохранятся высокие цены на газ.

При обосновании проектов поставки СПГ используется показатель стоимости

перевозки СПГ в долл. за миллион британских тепловых единиц(БЧи). В частности, при

доставке СПГ на терминал Пойнт Коув (шт.Мэриленд, США) из Катара стоимость перевозки

при использовании судна вместимостью 138 тыс. м

составит 1,49 долл./млн Btu (или 50

долл./ тыс. м

), из Норвегии – 0,6 долл./млн Btu (22 долл./ тыс. м

), а из Мурманска – 0,5

долл./млн Btu (18 долл./ тыс. м

Оценочная себестоимость транспортировки СПГ по маршруту Харасавэй-Зеебрюгге

(крупнейший европейский терминал, расположенный в Бельгии) – 0,46 долл./млн Btu (17

долл./ тыс. м

), причем в эту стоимость вошли затраты на аренду ледоколов. Стоимость

транспортировки СПГ от потенциального пункта дислокации завода по сжижению проекта

«Штокман» в США пока точно не определена, но цены cif ожидаются на уровне 130

долл./тыс. м

, причем цены на местный газ к этому времени достигнут, как минимум, 144

долл./тыс. м

Учитывая интерес к рынку СПГ в США, интересными представляются оценки

стоимости транспортировки СПГ в США. Оценка стоимости СПГ, получаемого в

терминалах Восточного побережья США, выполнена Агентством информации Министерства

Энергетики США (табл. 3.38) и компанией British Gas, являющейся крупнейшим импортером

СПГ в США. Расчеты, выполненные указанными организациями, включили в свой состав

издержки по разведке и добыче газа, сжижению газа, регазификации СПГ.

Таблица 3.38

Стоимость поставок газа на Восточное побережье США, долл./млн Btu (британских тепловых единиц) [190]

Поставки из:

Поставки на

терминал

Издержки, долл./ млн Btu

Тоже в долл.

/ тыс. м

Транс-

портировка

Регази-

фикация

Сжижение

Исходный

газ

Итого

Тринидада Эверетт 0,35 0,30 1,00 1,0 2,74 98,6

Тринидада Эльба Айленд 0,32 0,30 1,09 1,0 2,71 97,6

Алжира Коув Пойнт 0,57 0,30 1,09 1,0 2,96 106,6

Норвегии Коув Пойнт 0,61 0,30 1,09 1,0 3,00 108,0

Тринидада Коув Пойнт 0,35 0,30 1,00 1,0 2,74 98,6

Алжира Лейк-Чарлз 0,72 0,30 1,09 1,0 3,11 112,0

Нигерии Лейк-Чарлз 0,93 0,30 1,00 1,0 3,32 119,5

Австралии Лейк-Чарлз 1,84 0,30 1,09 1,0 4,23 152,3

Катара Лейк-Чарлз 1,58 0,30 1,00 1,0 3,97 142,9

Тринидада Лейк-Чарлз 0,38 0,30 1,09 1,0 2,77 99,7

Обобщенная оценка стоимости доставки СПГ на терминалы восточного побережья

США из стран-производителей приводится в табл. 3.39.

Таблица 3.39

Обобщенная оценка стоимости поставок СПГ в США, долл./млн Btu [190]

Поставки из: Стоимость поставок

Тринидада 2,35

Нигерии 2,50

Венесуэлы 2,50

Алжира 2,60

Норвегии 3,20

Катара 3,25

245

Предстоящие поставки СПГ на Восточное побережье США с новых, более мощных

установок по производству СПГ в Катаре (совместный проект Qatargas и Exxon Mobil) с

использованием более крупных танкеров-метановозов (200000–250000 м

) за счет «эффекта

масштаба» могут по стоимости оказаться ниже существующих поставок из Катара на 0,2–0,4

долл./млн Btu и составить величину порядка 3,6–3,8 долл./млн Btu.

Поставки СПГ на Западное побережье США в период после 2006 г. – более

дорогостоящие (табл. 3.40).

Таблица 3.40

Стоимость поставок СПГ на Западное побережье США, долл./млн Btu [190]

Поставки из:

Расстояние,

миль

Издержки, долл./ млн Btu

То же в

долл./тыс.м

Транс-

портировка

Регази-

фикация

Сжижение

Стоимость

газа

Итого

о. Сахалин 5500 0,88 0,30 1,09 1,0 3,27 117,7

Индонезии 9100 1,42 0,30 1,09 1,0 3,81 137,2

Брунея 8100 1,27 0,30 1,09 1,0 3,66 129,6

Австралии 8500 1,33 0,30 1,09 1,0 3,72 133,9

Аляски 2450 0,42 0,30 1,09 1,0 2,81 101,2

Из данных таблицы 3.40 можно судить о конкурентоспособности поставок СПГ с о.

Сахалин на Западное побережье США. Компания Royal Dutch/Shell, главное действующее

лицо проекта Сахалин-2, объединилась с компанией Sempra для организации поставок СПГ

на один из терминалов Западного побережья США. Поставки с Аляски, наиболее

экономичные для Западного побережья, будут зависеть от строительства газопровода от

месторождения Норт Слоуп.

3.3.4. Европейский рынок СПГ

В Европе в условиях либерализации газовых рынков росту спроса на СПГ способствует

ряд факторов: стремление к диверсификации источников поставок энергоносителей,

обострение конкуренции, о также быстрое развитие сектора электроэнергетики в странах

Южной Европы.

По мере расширения европейского рынка и увеличения числа потребителей, некоторые

производители СПГ готовы наращивать мощности. Столь высокая степень риска была

немыслима в условиях прежнего стабильного газового рынка Европы.

В отношении продаж СПГ на европейском рынке стали практиковаться более гибкие

коммерческие соглашения. В частности, испанская компания Gas Natural регулярно

использует сделки «своп» с целью снижения расходов на транспортировку при покупке СПГ

в Алжире и Тринидаде и Тобаго.

В Бельгии использование спотовых сделок существенно возрастет и будет оказывать

воздействие на региональную структуру энергопотребления.

Рынки стран Средиземноморья стали превращаться в центр торговли СПГ. Здесь

долгое время тон задавала алжирская компания Sonatrach – основной поставщик СПГ в

регион.

Крупнейшим европейским потребителем СПГ в Европе до 2001 г. была Франция

(свыше 10 млрд м

). Поставки алжирского СПГ во Францию начались в 1965 г. Их

осуществляла из Алжира компания Gaz de France через терминалы Фоссюр Мэр и Монтуар-

де-Бретань. СПГ во Францию поступает из Алжира и Нигерии и частично по краткосрочным

контрактам из ближневосточных стран. Компания Total Fina Elf сообщила о строительстве

нового терминала в Вердоне (близ Бордо).

В настоящее время крупнейшим потребителем СПГ в Европе является Испания. С 1990

г. объем потребления СПГ в Испании вырос в несколько раз и достиг почти 22 млрд м

Основная масса СПГ поступает в Испанию из Алжира и Нигерии на терминалы в Барселоне,

Уэльве и Картахене. С целью избежать монополизма государство ввело ограничение на долю

какой-либо компании на газовом рынке страны. По оценкам экспертов в 2005 г. объем

потребления СПГ в Испании достигнет 21 млрд м

, а в 2010 г. – 31 млрд м

, что придаст

246

Испании роль лидера на европейском рынке СПГ. Кроме традиционных поставок из Алжира

начнутся поставки с новых заводов по сжижению природного газа в Норвегии и Египте, а

также из ближневосточных стран. В Испании намечено к четырем действующим добавить

три новых терминала.

Часть СПГ из Нигерии через терминал в Уэльве в Испании намечено подавать на

находящийся в Португалии терминал в Синеше в 90 км южнее Лиссабона (пущен в 2003 г.).

В Бельгию СПГ поступает на терминал в г. Зеебрюгге, частично принадлежащий

компании Tractebel. В 2005 г. сюда поступило почти 3,0 млрд м

СПГ в основном из Алжира.

Отметим, что к Зеебрюгге подходит подводный газопровод Интерконнектор из

Великобритании, так что этот город можно считать центром газоснабжения Бельгии. В связи

с превращением Великобритании в нетто-импортера газа, Интерконнектор будет

использован в режиме реверса.

Крупным импортером СПГ в Европе является Италия. Раньше сюда поступал

алжирский сжиженный газ, который экспортировала компания Gaz de France через свой

терминал в Фос-сюр-Мэр на терминал компании SNAM в Ля-Специи, который

эксплуатируется с 1971 г. Для приема СПГ в Италии построены терминалы в Монтальдо ди

Кастро и Монфальконе. В настоящее время итальянская энергетическая компания ENEL в

рамках соглашения с Gaz de France импортирует 3,5 млрд м

СПГ из Нигерии. Другая

итальянская компания Edison строит терминал мощностью 4 млрд м

близ г. Ровиго на

северном побережье Адриатического моря (совместно с Exxon Mobil). Совместно с ВР

Edison намерена также построить терминал близ Бриндизи на юго-востоке Италии. Эксперты

предполагают, что мощности по регазификации СПГ в Италии к 2010 г. достигнут 25 млрд

[145].

Великобритания была пионером импорта и ввозила СПГ с 1964 г. по 1983 г. на

терминал Канвей. Однако после роста объема добычи природного газа в Северном море

Великобритания пересмотрела свое отношение к СПГ. Тем не менее находятся компании,

готовые войти в бизнес СПГ [191].

Теперь спустя более 20 лет, импорт СПГ вновь стал актуален. В июле 2005 г. на новый

терминал компании National Grid Transco на острове Грейн прибыл первый танкер с 138 тыс.

СПГ с завода Арзев алжирской компании Sonatrach.

Начальная мощность терминала 3,3 млн тонн в год (4,6 млрд м

в год) к концу 2008 г.

должна быть увеличена до 10,5 млн т в год (14,7 млрд м

в год). Эти мощности

законтрактованы алжирской Sonatrach совместно с ВР. Sonatrach совместно с британской

Centrica также зарезервировала на 20 лет часть мощностей второй фазы завода. Соглашение с

Grain LNG Ltd., подразделением National Grid Transco Pic. на использование в течение 20 лет

2,4 млн тонн мощностей начиная с 2008–2009 года заключила и Gaz de France.

Два других импортных терминала строятся в Милфорд Хейвен в Уэльсе, который

станет крупным хабом по приему СПГ.

Строительство одного из них, South Hook LNG, осуществляют американская

ExxonMobil и Qatar Petroleum. На терминал будет поступать СПГ с завода в Катаре по

осуществляемому двумя компаниями проекту Qatargas II в Ras Laffan. Завод по

регазификации должен вступить в строй в 2007 году с начальной мощностью 10 млрд м

год, которая к 2009 г. будет увеличена до 21 млрд м

Второй проект в Уэльсе, Dragon LNG, ведут компании BG (50%), нидерландская

Petroplus (20%) и малайзийская Petronas (30%). Завод с начальной мощностью 6 млрд м

год должен быть построен к концу 2007 г. Он рассчитан на прием СПГ из Северной Африки

(Алжир, Египет), Западной Африки, из Тринидада и Малайзии.

Таким образом, к 2009 году в Великобритании по трем проектам будут созданы

мощности по приему 43 млрд м

СПГ.

Кроме того, на рассмотрении регулирующих органов находится предложение по

преобразованию существующего завода по производству сжиженных нефтяных газов в

приемный терминал СПГ на острове Канвей. Проект осуществляют британская Calor Gas и

247

LNG Japan с участием компании Centrica. Если разрешение будет получено, то это будет

четвертый приемный терминал СПГ мощностью до 20 млрд м

в год. По прогнозам, к 2014–

2015 гг. потребность в импортном сжиженном газе достигнет 40 млрд м

. Мощности

терминалов и регазификационных заводов к тому времени достигнут 43 млрд м

, т.е. смогут

обеспечивать более половины импорта газа в страну.

Турция получает СПГ из Алжира на терминал в Мармара Эфеглизи, однако в связи с

расширением поставок СПГ из Алжира, а также из Катара и Нигерии ведется строительство

нового терминала близ Измира.

Греция получает СПГ из Алжира на терминал в г. Ревитусса.

Среди потенциальных потребителей СПГ в Европе следует отметить Германию,

Хорватию, Чехию, Румынию, а среди поставщиков – Норвегию.

Новые возможности для СПГ в Европе появились в результате претворения в жизнь

Директивы ЕС по газу и процесса либерализации рынков газа стран ЕС. В Испании и Италии

были приняты постановления о регулировании рынка, обязавшие операторов на терминалах

СПГ обеспечивать доступ третьим лицам. В перспективе на европейском рынке СПГ

возможен отказ от привязки к ценам на нефть, что было характерно для прежних соглашений

для СПГ. По всей вероятности, цены на СПГ будут индексироваться в зависимости от

изменения цен на электроэнергию.

Однако Западная Европа в скором времени превратится в поставщика газа.

По норвежскому проекту «Snohvit» предусматривается строительство завода по

сжижению и транспортировке СПГ в Испанию и США. В Европе подобный проект является

первым. Для него будут обустраиваться месторождения Сновит, Альбатрос и Аскеланд в

Баренцевом море с общими запасами примерно 200 млрд м

газа и 15 млн т конденсата.

Месторождения расположены в море на глубинах 250–345 м. Предполагается использовать

подводные установки для добычи. Доставка газа и конденсата на завод будет осуществляться

по трубопроводам протяженностью 160 км. Завод сооружается вблизи фарватера на

Хаммерфест на о. Мелкойя (Молочный). Сюда кораблем «Голубой марлин» была доставлена

гигантская баржа, на которой будет смонтирован целиком изготовленный на заводе блок по

сжижению газа. Экспорт СПГ планируется в объеме 5,8 млрд м

, конденсата – 747 тыс. т и

сжиженных нефтяных газов – 247 тыс.т в год. Поставки будут осуществляться по

долгосрочным контрактам с компаниями Iberdrola SA (Испания) и El Paso Global LNG Co

(США). Строительство началось в 2002 г., а начало поставок ожидается во II полугодии 2006

г. Капиталовложения в обустройство месторождений, строительство трубопровода и

наземных сооружений оцениваются в 40 млрд норв. крон (примерно 5,5 млрд долл.). Еще 5,8

млрд норв. крон будет вложено в строительство танкеров-метановозов. Для осуществления

проекта на норвежских предприятиях будут размещены заказы на сумму 10 млрд норв. крон.

Транспортировка будет осуществляться на 4 танкерах вместимостью 140 тыс. м

каждый.

Три из них будут принадлежать Statoil и один – совместно норвежской Leif Hoegh & Со и

японским Mitsui OSK Lines, Kawasaki Kisen Kaisa, Lino Kaiun Kaisa Ltd.. Заказы на танкеры

выданы японским верфям. В США будет поставляться 2,4 млрд м

в год (на терминалы в

Коув-Пойнте и Лейк-Чарльзе) и в Испанию – 1,6 млрд (на терминалы в Бильбао и Уэльве).

В заключение приведены данные о рынках СПГ, представляющих наибольший интерес

для России (табл. 3.41).

3.3.5. Цены на СПГ

В 60-е годы цена сжиженного газа определялась ценой его производства, т.е. включала

издержки производства и прибыль (принцип cost plus).

Начиная с 1973 г. уровень цен на СПГ увязывается с ценами на другие виды

углеводородного сырья (в пересчете на условное топливо). Такая практика ценовой политики

на СПГ получила название «индикация по цене нефти». Исходя из данного принципа цена на

СПГ устанавливается с учетом цены на нефть (в пересчете на условное топливо) плюс

инфляционный фактор.

248

Таблица 3.41

Потенциальные рынки сбыта российского СПГ

Показатели Ед. изм. Китай Тайвань

Южная

Корея

Япония США

Страны

Западной

Европы

Запасы природного газа трлн м

3,86 – – – 5,2 5,49

Добыча (производство)

газа

млрд м

34,1 1,5 4,7 546,5 360

Импорт природного газа:

Магистральный млрд м

– – – – 110 308,5

газ – СПГ – 9,6 30,5 76,3 17,9 47,6

Прогноз спроса на

природный газ: 2010 г.

млрд м

106 14–18 29–36 85–88 766 620

Прогноз потребностей в

импорте СПГ:

2010 г. млрд м

25 12,4 29–36 82,5–86,0 85 75

2015 г. млрд м

90 12,6 40,0 86,1–91,0 136 95

Поставщики:

Австралия,

Индонезия,

Иран.

Рассмат-

риваются:

Йемен,

Россия

(Сахалин)

Индонезия,

Малайзия,

Япония

Индонезия,

Австралия,

Бруней,

Малайзия,

Катар,

ОАЭ.

Рассмат-

ривается:

Россия

(Сахалин)

Австралия,

Индонезия,

Бруней,

Малайзия,

Катар,

Оман,

ОАЭ,

Алжир,

Тринидад,

Россия

(Сахалин)

Тринидад,

Оман,

Катар,

Абу-Даби,

Ливия,

Австралия,

Малайзия,

Норвегия,

Возможно:

Россия

(Штокман)

Алжир,

Ливия,

Австралия,

Оман,

Катар,

Абу-Даби,

Бруней,

Египет,

Норвегия

(проект),

Россия

(Штокман)

Согласно вышеприведенной концепции, цена североафриканского и ближневосточного

СПГ формируется пропорционально цене «корзины» нефтей стран ОПЕК. Цена на СПГ в

государствах Юго-Восточной Азии регулируется таможенным комитетом в зависимости от

уровня цен на нефть, поступающую в страну. Динамика средних цен на СПГ в Японии была

следующей (долл./тыс.м

): 1981 г. – 191,4; 1988 г. – 120,6; 1991 г. – 143,6; 1994 г. – 114,5;

1995 г. – 124,6; 1996 г. – 131,8; 1997 г. – 140,8; 1998 г. – 109,8; 1999 г. – 113,0; 2000 г. – 169,9;

2001 г. – 167,0; 2002 г. – 153,7; 2003 г. – 171,7; 2004 г. – 186,5; 2005 г. – 217,8 [6].

В западноевропейских странах и США контрактные цены на СПГ были тесно связаны с

ценой на нефть, но затем эта практика претерпела существенные изменения, и цена на СПГ

стала увязываться с ценами на конкурентные энергоносители для покупателя (принцип net

back).

Наряду с традиционным механизмом ценообразования на СПГ используются

договорные цены между продавцом и покупателем. При их установлении могут быть

приняты как прямая пропорциональность цен на конкурирующие энергоносители, так и

другие формы зависимости, в частности соотношение цен на конкурирующие

энергоносители. В последнее время при расчете цен на СПГ учитывают фактор риска,

экологические характеристики природного газа.

Среднеевропейские цены на СПГ ниже, чем на азиатском рынке (долл./тыс.м

, сиф):

1996 г. – 123,5; 1997 г. – 90,7; 1998 г. – 96,5; 1999 г. – 89,6; 2000 г. – 94,3. Наиболее низкие

цены были в Испании, наиболее высокие – во Франции.

В этот же период цены на природный газ в среднем по странам Евросоюза были

(долл./тыс.м

): 1996 г. – 87,5; 1997 г. – 95,4; 1998 г. – 81,4; 1999 г. – 64,8; 2000 г. – 117; 2001 г.

– 150,8; 2002 г. – 124,9; 2003 г. – 158,4; 2004 г. – 164,2; 2005 г.– 226,1 [6].

Цены в США на СПГ и на газ, поставляемый по трубопроводу из Канады,

представлены ниже [6]:

Цена, долл./тыс.м

1996 г. 1997 г. 1998 г. 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г.

СПГ 86,2 92,7 80,3 83,2 88,7 142,9 96,5 135,6 н.д.

Природный газ 99,4 91,1 74,9 81,7 152,3 130,0 119,9 202,7 210,6

249

Однако после повышения цен на магистральный газ в 2001–2005 гг.

конкурентоспособность СПГ по сравнению с магистральным газом возросла, что обусловило

рост спроса на этот вид энергоносителя. Считалось, что конкурентоспособным импортный

СПГ в США должен стоить не дороже 124 долл./тыс.м

[169]. В дальнейшем цена на

природный газ на устье скважины будет подниматься (2006 г. – 169,2 долл./тыс.м

; в 2007–

2010 гг. будет на уровне 129,0 долл./тыс.м

, можно считать эту цифру 124 долл./барр.

минимальным уровнем приемлемой цены на СПГ в США.

Ниже изложен экспресс-метод оценки эффективности проектов СПГ. За основу

принята методология определения цены по методу net back.

При определении экспортной цены СПГ по методу net back может быть использована

модель оценки чистой текущей стоимости по стадиям производства, транспортировки и

использования СПГ. Схема экспорта СПГ представлена на рис. 19.

Рис. 19. Схема экспорта СПГ

Схема на рис. 19 напоминает схему технологической цепочки СПГ на рис. 15, но

отличается от нее наличием экономических характеристик (цен эквивалентного

энергоносителя, цен cif и fob СПГ, цены исходного природного газа).

Величина чистой текущей стоимости зависит не только от цен и издержек получения

СПГ, но и объемов его распределения. Для оценки влияния этих факторов рассчитываются

потери на каждой стадии производства, транспортировки и использования СПГ. Поскольку

затраты на каждой стадии дискретны, можно оценить цену исходного газа, приходящего на

завод сжижения, по этапам его продвижения от одной стадии к другой.

Цена net back для СПГ (цена cif) определяется путем вычитания дисконтированной

чистой текущей стоимости на стадии принимающего терминала, хранилищ и регазификации

из дисконтированной величины поступлений от продажи газа по цене конкурирующего

энергоносителя, каковым, в частности, может быть природный газ, поступающий по

трубопроводу. Для определения цены cif может быть использована формула:

(3.1)

где Р – цена природного газа, поставленного в страну-импортер по трубопроводу; V

– объем

250

газа, поставляемого каждый год; С

и О

– соответственно капитальные и эксплуатационные

затраты, связанные с регазификацией, складированием и принимающим терминалом; r –

ставка дисконтирования.

Срок деятельности проекта – 20 лет.

Цена net back (для СПГ fob) определяется таким же способом, а именно, путем

вычитания чистой текущей стоимости, связанной с приемкой, складированием,

регазификацией и перевозкой, из текущей величины общих поступлений от продажи газа.

Полученное значение делится на текущую величину газа, перевезенного на судне. Цена СПГ

fob определяется по формуле:

(3.2)

где PV – выручка от продажи газа; С

– эквивалентны С

, однако сюда добавляются

капитальные и эксплуатационные затраты на перевозку; V

– объем газа, перевезенного

судном.

Цена net back для природного газа в момент поступления его на завод по сжижению

определяется путем вычета суммарных дисконтированных капитальных и эксплуатационных

расходов, связанных с сжижением, транспортировкой, складированием, регазификацией, из

текущей величины стоимости выручки от реализации газа. Затем полученная величина

делится на дисконтированную величину объемов газа, поступающего на завод по сжижению.

Величина цены по методу net back для природного газа, поступающего на завод сжижения,

определяется по формуле:

(3.3)

где С

– эквивалентны С

; к величине С

добавляются капитальные и

эксплуатационные затраты, связанные с сжижением газа; V

– объем газа, поступающего на

завод по сжижению.

Однако не стоит забывать о том, что рассчитанные цены net back – это цены на входе на

завод по сжижению. Для определения цены net back на устье скважины необходимо вычесть

затраты на разведку, разработку, добычу и поставку газа на завод по сжижению.

Приведенная модель может быть использована для оценки эффективности проектов

СПГ. При этом могут варьироваться многие параметры: мощности установок, расстояния

перевозок, технологии, цены реализуемого СПГ и исходного газа и т.д.

При благоприятных условиях, проекты СПГ являются экономически привлекательной

альтернативой использования газа. Однако по причине необходимости привлечения крупных

инвестиций с длительным сроком окупаемости эти проекты характеризуются высокой

степенью риска как для поставщиков, так и для потребителей. Возможные риски связаны, в

первую очередь, с присущей энергетическому рынку неопределенностью.

Если рассматривать эффективность проектов СПГ с точки зрения поставщиков, то

можно отметить тот факт, что переход от средних проектов к крупным не ведет к

пропорциональному увеличению затрат (сказывается «эффект масштаба»), но возрастают

риски. Переход же от проектов средней мощности к проектам малой мощности не влечет за

собой значительного снижения издержек, однако подобный переход означает уменьшение

рисков.

Для потребителей СПГ является альтернативным видом энергоносителей и источником

поставки газа, он повышает общую конкурентоспособность газового рынка.