Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

261

На ценах скажется и сравнительно низкая себестоимость продукции, обеспечиваемая не

только масштабами производства, но и прохладным климатом на Сахалине, что имеет

большое значение при функционировании криогенной техники.

2. Поставки газа с Сахалина обеспечивают покупателям диверсификацию источников газа

по сравнению с другими мощностями, которые готовы предложить их традиционные

поставщики. И это сильный аргумент, особенно для осторожных азиатских клиентов.

3. Преимущество компании «Сахалин Энерджи» состоит в силе акционеров, имеющих

богатый опыт и квалификацию в специфическом бизнесе СПГ. Комбинация таких

компаний, как Shell, одной из родоначальников индустрии СПГ, и других авторитетных

японских компаний, которые будут заниматься продвижением сахалинского газа на

японском рынке, служит дополнительным аргументом.

Ключевая задача проекта – поиск покупателей газа – сейчас решена более чем на 76%,

долгосрочные договоры на покупку сахалинского газа заключены с шестью японскими и

одной корейской компанией. Российский газ в объеме 2,2 млрд м

СПГ в течение 20 лет с

момента начала работы завода будет направляться не на азиатский рынок, а на западное

побережье Северной Америки. Танкеры с российским газом будут ждать на новом терминале

в мексиканском штате Баха Калифорния. Газ предполагается использовать на рынке

Мексики, растущий дефицит на котором приходится восполнять из американской

Калифорнии по очень высоким ценам. Остальной газ пойдет в США (Калифорния).

Суммарный объем по всем заключенным соглашениям на продажу Сахалинского газа

составляет более 10 млрд м

[202].

Кроме уже заключенных контрактов на приобретение сахалинского СПГ,

перечисленных ранее, имеется договоренность, что в перспективе компания Tokio Electric

Power (TEPCO) – крупнейший потребитель СПГ в Японии – готова приобрести 2,1 млрд м

(1,5 млн т) в год сжиженного газа. Естественно, что это соглашение достигнуто не без

участия японских акционеров компании Sakhalin Energy (55% акций Shell, 45% Mitsui и

Mitsubishi).

Другой крупнейший потребитель СПГ компания Osaka Gas также вела переговоры с

Sakhalin Energy, которые закончились тем, что Osaka Gas признала компанию Sakhalin

Energy приоритетным поставщиком СПГ. Еще одна газовая компания Японии Toho Gas

заключила с Sakhalin Energy соглашение о поставках в район г. Нагоя 0,4 млрд м

(0,3 млн т)

СПГ в год начиная с 2010 г. Как показал японский опыт соглашений по продажам СПГ, если

такие крупные игроки, как Tokyo Electric и Tokyo Gas заключают договоры с компанией-

поставщиком СПГ, то за ними сразу тянутся и менее крупные газовые и энергетические

компании Японии [199,203,204].

Потенциальным покупателем сахалинского СПГ является также Южная Корея, где

недавно введен третий по счету терминал по приемке СПГ, а также Китай, где китайская

компания Sinopec рассматривает Sakhalin Energy как наиболее перспективного поставщика

СПГ на предполагаемый к строительству терминал в г.Циндао.

Для сахалинского СПГ в качестве положительного фактора может оказаться такой

момент, как «укорачивание» контрактов (постепенный переход от долгосрочных к средне- и

краткосрочным контрактам). Учитывая сезонность потребления СПГ в Японии и, особенно, в

Южной Корее и, возможно, в Китае, может возникнуть ситуация, когда для таких стран

могут потребоваться срочные поставки СПГ, тогда близость сахалинского СПГ может

оказаться решающим фактором в заключении контрактов [199].

Обсуждаются перспективы вхождения Газпрома в состав акционеров проекта Сахалин-

2. С этой целью создан совместный управляющий комитет, регулирующий процесс

вхождения российского газового монополиста в состав проекта. Вхождение предполагается

через продажу Газпрому 25% акций Сахалин-2 в обмен на долю Сахалина-2 в разработке

месторождения «Заполярное» (неокомские залежи).

Следует отметить также один, но весьма существенный негативный момент в

реализации проекта Сахалин-2, а именно, возникшие у Министерства природных ресурсов

262

РФ претензии по поводу экологических нарушений, допущенных компанией-оператором

проетка (Sahalin Energy).

Из имеющихся российских проектов СПГ (кроме Сахалинского, судьба которого

решена и Харасавэйского, перспективы которого не ясны) перспективным является

Штокмановский проект [203]. Реализация такого масштабного проекта возможна в случае

установления кооперационных и интеграционных связей с потребителями, в первую очередь

с энергетическими и газовыми компаниями стран-потребителей, а также с

тренснациональными или национальными компаниями, имеющими опыт в реализации

крупномасштабных проектов СПГ, включая все звенья производственно-транспортной

цепочки: разработки схемы эксплуатации, бурении скважин, добычи газа, строительства

подводного газопровода, транспортировки газа на берег, сооружения завода сжижения,

транспортировки СПГ, регазификации СПГ и сбыта природного газа. Международная

практика свидетельствует, что для реализации подобных крупномасштабных проектов СПГ

создаются консорциумы фирм, осуществляющие совместные действия участников с целью

оптимизации и реализации всех звеньев проектной цепочки [204].

Газпром уже нашел одного из участников консорциума, а именно, норвежскую

нефтегазовую компанию Statoil. По результатам 2003 г. компания Statoil не вошла в первую

двадцатку по величине запасов углеводородов (нефти и газа в пересчете на нефтяной

эквивалент), по показателю добычи углеводородов, по соотношению запасов и добычи.

Однако компания Statoil по показателю капитализации (24 млрд долл.) занимала 16-е место

среди мировых нефтегазовых компаний; по стоимости активов (29 млрд долл.) – 12-е место,

по соотношению активов и капитализации (1,2) – 6-е место; по соотношению

капитализация/запасы (38 долл./т.) – 11–12-е места; по показателю капитализация/добыча

(643 долл./т.) – 14-е место; по показателю капитализация/добыча газа (1685 долл./тыс. м

) –

15-е место. В 2003 г. годовая выручка компании Statoil составляла 35 млрд долл. (10-е

место); чистая прибыль составила 2,4 млрд долл. – 10-е место; рентабельность как

отношение чистой прибыли к объему продаж составила 6,74%, а отношение капитализации к

объему продаж – 0,7. Компания Statoil уже на протяжении нескольких последних лет

устойчиво входит в число мировых нефтегазовых компаний.

В 2006–2007 гг. компания Statoil осуществляет пуск крупного завода сжижения

природного газа и начинает отгрузки СПГ в США. При этом компания Statoil осуществляет

весь комплекс работ, начиная с обустройства месторождения Сновит (Белоснежка),

прокладки подводного газопровода, добычи газа, его сжижения, транспортировки и

заканчивая сбытом продукции на рынке СПГ [205, 206].

Компания Statoil работает на североамериканском рынке почти 15 лет и имеет там

собственную маркетинговую группу. Этой компании принадлежит треть мощностей завода

по регазификации на терминале Коув Пойнт (штат Мериленд, США). Пока эти мощности

загружаются СПГ из Тринидада и Тобаго, но после ввода собственного завода по сжижению

Statoil начнет поставлять на этот терминал норвежский СПГ. Компания Statoil выиграла

опцион на расширение мощностей завода по регазификации на 7,7 млрд м

, что позволит

компании после 2009 г. контролировать мощности по регазификаиции до 10,3 млрд м

. На

этот терминал предполагается подавать 2,4 млрд м

норвежского СПГ с 2006 г. Остальные

мощности потенциально свободны для будущего российского СПГ.

Удачный выбор Газпромом компании Statoil в качестве участника консорциума можно

объяснить, во-первых, схожестью условий месторождений Сновит и Штокмановского; во-

вторых, наличием у компании Statoil технологии подводной разработки месторождения с

направлением многофазной продукции по трубопроводу на берег без разделения

компонентов; в-третьих, владением компании Statoil маркетинговой сетью в регионе сбыта; и

наконец, в-четвертых, ожидаемым в США (основном регионе сбыта СПГ) ростом спроса и,

по мнению экспертов, сохранением на достаточно высоком уровне цен на газ.

Как уже отмечалось, в период с 2006 г. СПГ на терминал Коув-Поинт в США будет

поставлять компания Statoil, а Газпром будет поставлять потребителям в Европе

263

эквивалентное количество сетевого природного газа, замещая поставки Statoil'a. В этот

период компания Statoil будет участвовать в разработке технологии добычи и

транспортировки природного газа Штокмановского месторождения, сооружении завода

сжижения и организации транспорта СПГ. Бесплатформенные методы добычи, подводное

заканчивание скважин заключается в том, что скважины бурятся с передвижного плавучего

средства. Устья скважин и подсоединяемые к ним трубопроводы оборудуются под водой в

специальном модуле. Вся система управляется дистанционно. Компания Statoil занимает

второе место в мире (после Petroleo Brasileiro) по использованию подобной технологии.

Другое направление технических нововведений компании Statoil – транспортировка

многофазной продукции по трубопроводу. Еще одно нововведение – использование

совместно разработанной компаниями Statoil (Норвегия) и Linde (Германия) технологии

энергоэффективного сжижения газа. Следует отметить также разработку компанией Statoil

подводных установок по сепарации продукции скважин и обратной закачки СО

и попутно

добываемой с нефтью и газом воды в пласты, находящиеся под дном моря.

Первая фаза освоения Штокмановского месторождения рассчитана на добычу 22,5

млрд м

/год и производство. С выходом на проектную мощность на месторождении можно

будет добывать 67,5 млрд м

/год природного газа. Газпром предполагает сжижение и экспорт

18–20 млрд м

газа. Начало поставок – 2010–2011 гг., но этот срок может быть достигнут в

том случае, если бы формирование консорциума произошло в 2005 г. Кандидатами на

участие в консорциуме являются кроме компании Statoil крупнейшие мировые нефтегазовые

компании Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Petro Canada и Norsk Hydro.

Компании Statoil и Norsk Hydro владеют технологией бесплатформенной добычи газа,

которую они применяют на своих месторождениях в Северном море. Эксперты считают, что

бесплатформенный способ добычи сможет удешевить проект на 1 млрд долл., хотя

стоимость всего проекта «Штокман» составит не меньше 12 млрд долл., в т.ч. добычной

комплекс – 2,9 млрд долл., прокладка подводного газопровода – 1,5 млрд долл., завод

сжижения – 4,4 млрд долл., танкерный флот – 3,3 млрд долл. Местом дислокации завода по

сжижению могут быть три площадки: поселки Видяево, Печенга и Тарибарка на Кольском

полуострове (предпочтение отдается пос. Видяеву) [207, 208].

Проекты по сжижению природного газа не являются новыми для России. СССР еще в

середине 60-х годов прошлого столетия планировал строительство предприятий по

производству сжиженного природного газа (СПГ) на Дальнем Востоке. Затем в 70-е годы с

целью поставок СПГ из Западной Сибири в США был разработан проект «Северная звезда»

и проведены основные работы по подготовке котлованов для фундаментов. Однако

появление газового пузыря в Соединенных Штатах и советское вторжение в Афганистан

остановили этот проект в 80-х годах.

Российско-американские отношения продолжают оставаться весомым элементом,

влияющим на политический климат в мире. Характер и содержание этих отношений в корне

поменялись, и наши страны больше не рассматривают друг друга в качестве противников.

Более того, совокупный потенциал России и США способен стать решающим фактором в

обеспечении безопасности и стратегической стабильности в мире. Разумеется, реализовать

этот потенциал можно лишь на путях равноправного партнерства и учета взаимных

интересов, а также в широком контексте международного сотрудничества.

Выход на американский рынок СПГ уже сегодня является одним из стратегических

приоритетов для «Газпрома». Цена на газ в США не связана с ценами на нефть и продукты

ее переработки, как в Европе, поэтому экспорт части российского газа в Соединенные

Штаты может оказаться привлекательным способом диверсификации ценового риска,

который сегодня обусловлен зависимостью ОАО «Газпром» от европейского рынка газа.

Считается, что СПГ Штокмана будет не просто конкурентоспособен в США, но даже

«вышибет» с рынка местных производителей газа, которые могут функционировать

безубыточно при цене газа 180 долл./тыс. м

, в то время как безубыточная поставка СПГ

Штокмана может быть обеспечена при цене газа 126 долл./тыс. м

264

По сравнению со всеми остальными претендентами на массированный экспорт СПГ,

Россия обладает одним неоспоримым преимуществом: сырьевой базой, размер которой

способен обеспечить функционирование очень крупного проекта в течение очень

длительного срока.

Перечислив сильнее стороны и возможности проекта «Штокман», остановимся на

слабых сторонах и угрозах для проекта.

К одной из основных угроз для проекта является наличие многочисленных

конкурентов. На наиболее привлекательный североамериканский рынок СПГ нацелены

многие производители. При этом российский проект, кроме надежной сырьевой базы, не

обладает другими преимуществами перед конкурентами. Крупные производители (Тринидад

и Тобаго, Нигерия, Алжир, Венесуэла) расположены гораздо ближе к терминалам в США,

Канаде и Мексике и, следовательно, выигрывают в транспортных издержках по сравнению с

российским проектом.

Другой угрозой является ценовая конкурентоспособность СПГ из Тринидада,

Венесуэлы, Нигерии, Алжира. Кроме удорожания стоимости транспортировки СПГ для

российского проекта следует также назвать увеличение затрат на транспортировку газа от

месторождения до берега (550 км.). По расчетам «Севморнефтегаз» для проекта «Штокман»

стоимость СПГ фоб завод сжижения составит порядка 84 долл./ тыс. м

. В то же время

затраты конкурентов в среднем составят примерно эту же величину, но на терминале в США.

Следует отметить как фактор ухудшения ценовой конкурентоспособности тот факт, что в

случае реализации проекта «Штокман» текущие издержки и капиталовложения могут

оказаться выше, чем по данным предварительного технико-экономического обоснования, как

это случилось в проекте «Сновит», где из-за неучёта сложности проекта капиталовложения

оказались выше на 30%, чем заранее планировалось.

Еще одной угрозой является неясность с возможными объемами поставок СПГ в США.

Безусловно, рост будет и он ожидается немалый. Но при этом следует учесть ряд

обстоятельств, а именно, конкуренцию со стороны поставок газа по газопроводам из Канады,

Мексики и с Аляски, а также (речь идет именно о российской доле поставок СПГ в США) из-

за того, что США, как покупатель газа будет стремиться как можно больше

диверсифицировать структуру поставок, не допуская, чтобы доля одного из поставщиков

превзошла 15–20% суммарного спроса СПГ. Как покупатель СПГ, США ведут переговоры

сразу с несколькими поставщиками, в т.ч. и с Россией. Доля российского СПГ на

американском рынке в 2015 г. (не более 15–20% от суммарного спроса) может составить 15–

20 млрд. м

, хотя возможности российского проекта выше.

Следует отметить, что СПГ был и пока остается замыкающим источником газа на

североамериканском газовом рынке. Среди стран-поставщиков СПГ на североамериканский

рынок Россия, повидимому, окажется замыкающим поставщиком (из-за относительно более

дорогого российского СПГ). Поэтому, если собственная добыча газа в США возрастет,

увеличатся поставки газа из Канады, будет реализован проект поставок газа с

месторождений Аляски или спрос на газ будет расти медленнее, чем намечено, именно

российские поставки СПГ будут сокращены первыми.

Не стоит сбрасывать со счетов такую угрозу, как нестабильность цен на

дерегулированном американском рынке, о чем свидетельствуют многочисленные результаты

анализа динамики цен. Дело в том, что на американском газовом рынке именно спотовые

цены являются определяющими при установлении цен на СПГ, поэтому присущая этому

рынку волатильность (изменчивость) цен может привести к скачкам цен. По прогнозам

департамента информации Министерства энергетики США цена на СПГ в 2010 г. вряд ли

превысит 103 долл./тыс. м

из-за пуска многочисленных заявленных заводов по сжижению,

намеченных на период 2007–2009 гг. Правда, это же ведомство считает, что в период 2011–

2013 гг. цены на СПГ на американском рынке составят 125–140 долл./тыс. м

. Разумеется,

это – прогнозы, могут быть отклонения от указанных показателей, но тем не менее нельзя

исключать рисков проекта «Штокман» из-за изменчивости цен на американском газовом

265

рынке.

Возможна еще одна угроза российскому проекту поставок СПГ на американский

газовый рынок. Дело в том, что основная часть поставок на этот рынок осуществляется по

краткосрочным контрактам (т.е. по контрактам продолжительностью 1–2 года). В 2000 г.

51% импорта СПГ в США осуществлялось по краткосрочным контрактам. В 2001 г. эта доля

составила 64%, 2003 г. – 74%, в 2004 г. – уже 87% всех поставок СПГ было организовано по

краткосрочным контрактам.

Учитывая то обстоятельство, что стоимость проекта «Штокман» будет весьма

внушительной, желательно обеспечить сбыт всего объема СПГ в рамках долгосрочного

контракта. Но в США газовый рынок построен на краткосрочных контрактах и спотовой

торговле, что для российского проекта создаст серьезную проблему роста риска проекта.

Угрозой можно также считать отсутствие у России собственного танкерного флота для

транспортировки СПГ [209]. Практически полностью у российских судовладельческих

компаний отсутствует опыт транспортировки СПГ. Но это не такая уж серьезная угроза, хотя

известно, что международные требования к функционированию танкеров-метановозов очень

жесткие. Этот пробел отечественные судовладельческие компании преодолеют: они быстро

учатся. Имеется более серьезная угроза – рост стоимости строительства танкеров и уровня

тайм-чартерной ставки. Вообще-то в мировой практике стоимость строительства танкеров до

относительно недавнего времени снижалась. Если в 80-е годы стоимость наиболее

распространенного танкера-метановоза вместимостью 140 тыс. м

составляла 230–250 млн

долл., то затем за счет технических усовершенствований стала снижаться и доходила до 170–

180 млн долл. Однако в последние несколько лет стоимость стандартного танкера-

метановоза вместимостью 140 тыс. м

(обычно не ледового класса), за счет роста цены

металла поднялась до 200–220 млн долл. Кроме этого следует учесть, что в мировой

строительной промышленности сложилась такая ситуация, что портфели заказов ведущих

судостроительных фирм полностью сформированы в связи с намечаемым в период 2006–

2010 гг. вводом новых установок сжижения газа в Норвегии, Малайзии, Йемене, Анголе,

Нигерии, Египте, Венесуэле, Австралии. Верфей, специализирующихся на строительстве

танкеров-метановозов, немного и все они полностью загружены. Для российского проекта

«Штокман» потребуются танкеры такого же класса, как и для норвежского проекта «Сновит»

(такие танкеры строят японские судостроительные компании Mutsui Engineering and

Shipbuilding и Kawasaki Heavy Industries). Безусловно эти компании не откажутся построить

метановозы для обслуживания проекта «Штокман», но стоимость строительства этих судов

будет уже на 15–20 млн долл. выше для каждого танкера, следовательно и стоимость

транспортировки российского СПГ буде выше (стоимость морской перевозки СПГ

определяется уровнем тайм-чартерной ставки, которая в свою очередь является производной

от цены судна, стоимости финансирования и постоянных эксплуатационных расходов). Все

это означает, что конкуренты, разместившие свои заказы на строительство танкеров раньше,

будут иметь преимущества.

Немаловажным фактором является достаточно высокая капиталоемкость проектов СПГ

и, соответственно, проблемы с финансированием этих проектов.

Основное преимущество российских проектов – богатая сырьевая база и возможность

создать сверхкрупную мощность (и тем самым за счет «эффекта масштаба» снизить

удельные издержки производства) одновременно таит в себе определенную угрозу.

Возрастает стоимость проекта и, следовательно, финансовые риски проекта. Возникает

необходимость диверсифицировать рынки, поскольку ориентация только на один, хотя и

емкий американский рынок создает дополнительные риски сбыта продукции мегаустановки.

Следующим шагом в освоении рынка СПГ является вариант трубопроводно-танкерной

схемы вывоза газа с полуострова Ямал. В связи с этим рассматривается вопрос о

строительстве в районе мыса Харасавэй морского терминала и завода СПГ мощностью 30

млрд куб.м, с последующим вывозом по Северному морскому пути в страны Западной

Европы и АТР.

266

Постановка вопроса о поставках газа в виде СПГ обусловлена рядом факторов

политического и технико-экономического характера, важнейшие из которых следующие:

• высокая конкурентоспособность морского транспорта (по отношению к

трубопроводному) при поставках газа на европейский рынок;

• возможность изготовления в заводских условиях установок сжижения и хранилищ СПГ

на баржах и поставки их на Харасавэйское месторождение в виде готовых к эксплуатации

технологических модулей;

• конверсия оборонных предприятий судостроительного профиля и их готовность к

выполнению заказов на поставку блоков сжижения газа и хранилищ СПГ на баржах, а

также танкеров арктического плавания;

• сокращение сроков окупаемости проектов СПГ за счет меньшего (по сравнению со

строительством газопроводов) стартового капитала и более равномерного распределения

капитальных вложений на весь период строительства.

Потенциальные ресурсы и доказанные запасы природного газа на Харасавэйском

месторождении (1 трлн м

) достаточны для организации производства 30 млрд м

СПГ в

течение 30 лет. ОАО Газпром в лице своего научного подразделения ВНИИГАЗ,

действовавшего совместно с норвежской компанией Kvaerner Moss Technology, выполнили

предварительное ТЭО по Ямальскому проекту СПГ. Общие капитальные вложения

определены в размере 11,4–12,4 млрд долл. в зависимости от типов используемых

метановозов. Стоимость непосредственно завода сжижения – 5,5 млрд долл., хранилищ – 1,8

млрд долл., порта – 0,8 млрд долл. Чистый дисконтированный доход за 15 лет оценен в

размере 4,5–5,4 млрд долл. Были выполнены расчеты рентабельности Ямальского проекта

СПГ на условиях fob и cif с доставкой потенциальным потребителям (Великобритания,

Бельгия). Предполагалось, что цена fob должна быть на уровне 72–108 долл./тыс.м

, а цена

cif 86,4–144 долл./тыс.м

. Условно налоговые платежи в расчет не принимались. Результаты

расчетов приведены в табл. 3.43. Результаты расчетов, по мнению их автора, позволили

сделать вывод о технической возможности и экономической целесообразности реализации

идеи освоения Харасавэйского месторождения путем сжижения природного газа и вывоза

его танкерами.

Таблица 3.43

Предварительная оценка рентабельности различных вариантов проекта по производству и экспорту СПГ с п-ва

Ямал [210]

Вариант проекта Ед. измерения

FOB(1)

90 долл. /

тыс. м

FOB(2)

108 долл. /

тыс. м

CIF

(Норвегия)

CIF (Велико-

британия)

CIF

(Бельгия)

Мощность тыс. м

1 400 000 1 400 000 1 400 000 1 400 000 1 400 000

Мощность тонн 1 000 000 1 000 000 1 000 000 1 000 000 1 000 000

Капиталовложения

тыс. долл.

США

300 000 300 000 300 000 300 000 300 000

Срок амортизации лет 13 13 13 13 13

Норма амортизации

% 7,7 7,7 7,7 7,7 7,7

Сумма

амортизации

тыс. долл.

США

23 076 23 076 23 076 23 076 23 076

Закупочная цена

газа

долл.

США/тыс. м

35 35 35 35 35

Затраты на

сжижение

долл.

США/тыс. м

21,9 21,9 21,9 21,9 21,9

Затраты на

транспортировку

долл.

США/тыс. м

0,0 0,0 18,0 36,0 57,6

Себестоимость

тыс. долл.

США

79 637 79 637 104 837 130 037 160 277

Цена СПГ долл. США 90 108 108 126 144

Валовый доход

тыс. долл.

США

126 000 151 200 151 200 176 400 201 600

Балансовая

прибыль

тыс. долл.

США

46 363 71563 46 363 46 363 41 323

267

Вариант проекта Ед. измерения

FOB(1)

90 долл. /

тыс. м

FOB(2)

108 долл. /

тыс. м

CIF

(Норвегия)

CIF (Велико-

британия)

CIF

(Бельгия)

Чистая прибыль +

амортизация

тыс. долл.

США

69 440 94 640 69 440 69 440 64 400

Ставка дисконта % 12 12 12 12 12

Срок проекта Лет 20 20 20 20 20

NPV (чистая те-

кущая стоимость)

тыс. долл.

США

173 479 336 597 173 479 173479 140 856

IRR (Внутренняя

норма рентабель-

ности (±0,5%)

% 20 26 20 20 18

Срок окупаемости лет 9 6,5 9 9 10

Расчеты, выполненные ВНИИГАЗ'ом при участии норвежской компании Kvaerner,

показали, что суммарная стоимость Харасавэйского проекта составит 13 млрд долл., но тем

не менее это на 4–5 млрд долл. меньше, чем вариант транспортировки газа этого

месторождения по газопроводу [202].

Однако имеются и более сдержанные оценки Ямальского проекта [170].

Имеется еще один проект строительства завода по сжижению природного газа в России

– в г.Усть-Луга, расположенном на берегу Финского залива в 140 км. к западу от Санкт-

Петербурга. Представители Газпрома полагают, что завод будет иметь мощность 4,1–6,9

млрд м

/год, будет стоить 1,3–1,5 млрд долл. и обеспечиваться газом с месторождений

Надым-Пур-Тазовской газоносной провинции. Сбыт СПГ будет организован совместным

предприятием Газпрома и компании Petro Canada на намечаемом к строительству терминале

на восточном побережье Канады в районе Квебека. Вопрос о том, собирается ли консорциум

Газпром – Petro Canada заказывать строительство, покупать или брать в аренду танкеры-

метановозы для обслуживания проекта, пока не решен.

Из-за высоких барьеров входа на американский рынок, финансовых и технологических

сложностей Газпром вынужден страховаться от возможного провала Штокмана. Усть-

Лужский проект, будучи относительно недорогим, может принять на себя, как считают

некоторые эксперты, удар возможной неудачи в Арктике и позволит «застолбить» СПГ-

нишу в Северной Америке, которую Газпрому намерена гарантировать PetroCanada [211].

Представляется, что создание подобного проекта может создать для Газпрома

проблему конкуренции с его проектами магистральных газопроводов. Кроме того, следует

принять во внимание, что природный газ месторождений Надым-Пур-Тазовского региона

предназначен в значительной степени для экспорта, поэтому оценивать его как сырье для

сжижения следует по цене экспорта, т.е. минимум по 100–120 долл./тыс. м

. В этом случае

СПГ на заводе в Усть-Луге будет неконкурентоспособен.

На основе детального анализа возможностей и угроз для проекта производства СПГ на

базе природного газа Штокмановского месторождения можно сделать вывод о том, что есть

способы усилить преимущества и смягчить угрозы проекта.

В июне 2003 г. Правление «Газпрома» рассмотрело и одобрило Концепцию

производства и поставок сжиженного и сжатого газа на экспортных рынках. Развитие

морской транспортировки было объявлено перспективным направлением деятельности

компании. Во-первых, морской транспорт самый дешевый, а экономия на транзите с лихвой

окупает основные затраты на стадии перевода газа в жидкое состояние. Во-вторых,

немаловажным преимуществом экспорта СПГ является независимость проекта от

транзитных стран, с которыми достаточно часто возникают проблемы, что прямо влияет на

эффективность проектов и надежность газоснабжения. В-третьих, конкурентоспособность

СПГ усиливается благодаря очень хорошим экологическим показателям (в процессе

сжижения газ практически полностью очищается от вредных и балластных компонентов).

Тем самым создается реальная основа для поставок российского природного газа в США. По

расчетам специалистов Газпром'а транспортная составляющая при доставке СПГ с

268

арктического побережья России ниже, чем из Персидского залива и других регионов. При

этом, что особенно важно в современном мире, поставки из России практически не

сопряжены с политическими рисками, что гарантирует США высокую безопасность и

надежность поставок СПГ.

В случае многомиллиардных проектов СПГ одним партнером России не обойтись. Это

объясняется тем, что тяжелое бремя расходов одной, даже очень крупной, компании может

оказаться не по плечу. Помимо упомянутых компаний (Statoil, Petro Canada, Norsk Hydro)

переговорный интерес выражают ConocoPhillips, ChevronTexaco, ExxonMobil, Royal

Dutch/Shell. Понятно, что иметь дело только с одной из перечисленных компаний накладно и

политически, и экономически. Идти на рынок США с европейским партнером –

разочаровывать американцев. Остаться же наедине с американской компанией, значит, на

корню загубить принцип внутренней конкуренции.

Однако, число партнеров не может превышать трех, поскольку ОАО «Газпром» желает

иметь в проекте контрольный пакет. Из американцев, самые большие ожидания на

сотрудничество с «Газпромом» имеет компания ConocoPhillips, которая, кроме

американского «гражданства» и «родного» рынка сбыта, уже имеет готовое предварительное

технико-экономическое обоснование разработки Штокмановского месторождения. Стороны

уже подошли к стадии заключения меморандума об исследовании рынка СПГ.

Наоборот, Exxon Mobil включен в «расстрельный список»: в России еще долго будут

помнить провал «Сахалина-3», вину за который у нас принято относить на иностранного

инвестора. Да и планы самой компании связываются в основном с регионами Африки

(западный глубоководный шельф), Ближнего Востока и СНГ, хотя с точки зрения

финансового состояния лучшего партнера найти трудно.

Из американских осталась лишь одна ChevronTexaco, не «замеченная» ни в

собственных изысканиях по Штокману, ни в публичных «притязаниях» к проекту.

Компании, кроме того, могут «припомнить» участие практически во всех нефтегазовых

проектах, которые тем или иным образом составляют конкуренцию России. И ее появление в

консорциуме, видимо, возможно лишь с «согласия» ConocoPhillips и за счет ее доли.

«Европейская» Shell, находящаяся пока в безрезультатном стратегическом альянсе с

«Газпромом» и стремящаяся выйти из корпоративно-ресурсного скандала, также

соответствует всем основным финансово-экономическим требованиям «Газпрома», являясь

несомненным лидером на мировых рынках сжиженного газа, не говоря уже о наличии так

необходимого многолетнего «российского» опыта СПГ в рамках проекта «Сахалин-2».

Значительная активизация освоения Салымских месторождений, включая планы

капитальных вложений, также должна добавить очки этому претенденту.

Объем торговли, осуществляемой компанией Royal Dutch/Shell, составил в 2003 г. 98

млрд м

, или около 60% всей мировой торговли СПГ. Компания является акционером и

оператором действующих установок по производству СПГ в Нигерии, Омане, Малайзии,

Брунее, Австралии; участником проектов расширения завода в Омане, строительства новых

мощностей в Нигерии (проект «Нвандора»), Ираке (проект «Персиан СПГ»), Австралии

(проекты «Горгон» и «Санрайз»), а также в России (проект Сахалин-2). Компания Royal

Dutch/Shell владеет действующими терминалами Коув Пойнт, Эльба Айленд в США, Уэльва,

Бильбао, Картахена, Барселона в Испании; участвует в проектах создания новых терминалов

в США, Мексике. Компания Royal Dutch/Shell совместно с компанией Air and Products Co.

Inc. владеет лицензией на самую совершенную технологию сжижения газа [212].

Анализируя большое количество проектов производства, аналитики компании Royal

Dutch/Shell обращают внимание на следующие моменты: спрос на природный газ,

возможности поставок газа по трубопроводу, возможности расширения производства на

действующих предприятиях, риски новых проектов, условия поставок, возможности

финансирования новых проектов. При исследовании перспективного рынка СПГ компанией

Royal Dutch/Shell разработаны две модели развития производства СПГ: 1) модель

«трамвайной линии», т.е. последовательной цепочки операций (добыча газа – сжижение газа

269

– хранение СПГ – транспорт СПГ – хранение СПГ в пункте разгрузки – регазификация газа –

распределение газа между потребителями; 2) модель агрегатора – участие в отдельных

элементах производственной цепочки, в т.ч. в составе пула поставщиков, использование

комбинированных поставок (своп-поставки), гибкий учет конъюнктуры рынка.

Модель «трамвайной линии» предполагает небольшое количество проектов

долгосрочных поставок фиксированным потребителям. Каждая из производственных

цепочек – это жесткая привязка производителя к потребителю. При модели «трамвайной

линии» идет последовательное увеличение стоимости по звеньям технологической цепочки.

По этой модели можно от фиксированной цены СПГ у потребителя методом net back

(обратного счета) перейти к оценке предельной цены исходного природного газа.

Развитие производства СПГ по модели «трамвайной линии» имеет ряд достоинств:

эффективно используются активы во всех звеньях цепочки; процесс роста стоимости

прозрачен; имеются хорошие перспективы роста. Но имеется ряд недостатков: наличие

рисков по всем звеньям производственной цепочки; высокая капиталоемкость проектов;

недостаточная гибкость; необходимость чрезвычайно тщательной оценки емкости рынка,

позиций в сфере сбыта.

Развитие производства СПГ по модели агрегатора диверсифицирует риски и/или

передает часть рисков участникам пула; требуются меньшие капиталовложения; происходит

максимальное увеличение стоимости по звеньям цепочки. Но использование этой модели

имеет недостатки: возможное возникновение конфликта интересов участников пула и

меньшая прозрачность роста стоимости.

На основании накопленного опыта компания Royal Dutch/Shell дает ряд рекомендаций

для возможных проектов строительства предприятий по производству СПГ в России.

Во-первых, необходимо быстро решать вопросы, чтобы не упустить возможности

занять место на рынке СПГ и соответствующие ниши этого рынка.

Во-вторых, следует ориентироваться на рынки Атлантического бассейна, западного

побережья США и стран Северо-Восточной Азии, имея однако в виду, что все эти рынки

долгосрочно устойчивые, но весьма конкурентные.

В-третьих, необходимо выбрать коммерческую модель, в которой сбалансированы

допустимые риски и распределение расходов и доходов между партнерами; в конечном итоге

это может быть гибридная модель в диапазоне между традиционной моделью «трамвайной

линии» и моделью агрегатора.

В-четвертых, необходимо определиться с выбором партнера с целью обеспечения

ускорения решения проблемы разработки и реализации проекта, доступа на рынки и

долгосрочной устойчивости функционирования новой для России подотрасли – индустрии

СПГ. Компания Royal Dutch/Shell считает, что она могла бы быть таким партнером для

России, обеспечив проведение необходимых маркетинговых расчетов, участие в

финансировании проекта, поставки оборудования, управление рыночными рисками,

гарантии ежегодных объемов поставок СПГ, согласование формулы цены, обеспечение

ожидаемых доходов в долгосрочном периоде.

В Газпроме разработан план мероприятий по вхождению России в сектор мировой

торговли СПГ. Этот план включает в себя три этапа: краткосрочный, среднесрочный и

долгосрочный [213].

Краткосрочный этап (2005–2006 гг.) предполагает начало поставок СПГ Газпромом на

американский рынок. Уже в сентябре 2005 г. Газпром отправил на терминал Коув-Пойнт

(шт. Мэриленд, США) партию СПГ, произведенную в Египте и купленную у компании

British Gas. В дальнейшем предполагается использовать сделки типа «своп», когда Газпром

покупает СПГ у европейской фирмы-производителя и поставляет в США, а в обмен

отправляет эквивалентную партию трубопроводного газа. Эту модель еще называют

моделью «виртуального» производства СПГ из российского трубопроводного газа.

На среднесрочном этапе (2007–2010 гг.) Газпром планирует перейти к заключению

соглашений по приобретению множественных партий СПГ для последующей продажи на

270

американские терминалы, заключения среднесрочных соглашений по приему и

регазификации СПГ и созданию там собственной маркетинговой сети. В этот же период

начинаются поставки СПГ по проекту Сахалин-2.

Долгосрочная программа развития индустрии СПГ в России базируется на создании

полностью интегрированной цепочки в рамках проекта «Штокман».

Экспертами выдвигается еще одна точка зрения на проблему. А может, России вряд ли

стоить торопиться с созданием собственной СПГ-промышленности? Заниматься

небольшими объемами поставок в США экономического резона нет, большие же объемы с

учетом возможных затрат встретят жесткую конкуренцию иных поставщиков, уже имеющих

соответствующую и производственную базу, и технологический опыт, и знание рынка [214].

Однако жизнь опровергает мнение скептиков. Газпром уже отправил 2 танкера в США,

в апреле 2006 г. пришел первый танкер в Великобританию. Начался процесс «накатывания

дорожек» российского СПГ (пока виртуального, поскольку в США и Великобританию

поступал СПГ с заводов в Алжире и Египте, а аналогичные объемы российского сетевого

газа были поставлены европейским потребителям в качестве компенсации за поставки СПГ

[214].

3.4.2. Применение СПГ в России

Реализация относительно небольших проектов производства СПГ может оказать

положительное воздействие на регулирование пиковых нагрузок газопотребления и

газохранилищ; создать ресурсы СПГ для использования в качестве моторного топлива; для

снабжения газом агропромышленных комплексов, отдаленных поселков и т.п.

Существующая в настоящее время технология газификации с использованием

газораспределительных сетей практически исключает из этого процесса целые районы с

мелкими населенными пунктами, малыми деревнями, хуторами и фермерскими хозяйствами,

а также районы с неблагоприятными условиями для прокладки газопроводов (горы, болота,

реки, леса, острова и т.д.).

Для этих категорий потребителей сжиженный природный газ является практически

единственным способом газификации.

Отличительными особенностями газификации с использованием сжиженного

природного газа являются:

• Маневренность – отсутствие жесткой привязки к трубопроводам, возможность

передислокации при изменении ситуации.

• Гибкость – возможность регулирования уровня производства, быстрота пуска и

остановки ожижителей, возможность быстрого сооружения установок по хранению и

газификации и их расширения по мере увеличения потребления газа.

• Экономичность – более низкие инвестиции по сравнению с магистральным газом.

В отличие от существующих рынков СПГ, в России, имеющей развитую систему

магистральных и распределительных газопроводов, сжиженный природный газ

преимущественно может использоваться для газификации удаленных и мелких

потребителей. Это, прежде всего, сельские населенные пункты, предприятия, расположенные

за пределом зоны газификации, к которым строительство газопроводов-отводов

экономически не оправдано [215].

Особенно «продвинутой» является проблема использования СПГ в качестве моторного

топлива. Преимущества СПГ по сравнению с традиционными нефтяными топливами

очевидны: экологичность, отличные эксплуатационные характеристики (высокая

детонационная стойкость, высокая массовая калорийность, широкие пределы

воспламеняемости), относительная дешевизна.

До сих пор основной акцент в переводе автотранспорта на природный газ делается на

использование сжатого (компримированного) газа (КПГ). Однако необходимость

применения баллонов высокого давления, значительное увеличение веса топливной системы

двигателя, необходимость выполнения периодического освидетельствования оборудования,