CC BY
93
СПГ в Австралии
DOI: 10.30680/ЕСО0131-7652-2018-4-69-76
СПГ в Австралии
Г.М. ПОЛЕЩУК, кандидат экономических наук, ООО «Инвестиционная группа С.А. и К.», Москва
В статье рассматриваются тенденции развития и современное состояние рынка СПГ в Австралии, взаимосвязи национального рынка с мировым. Анализируются особенности рынка СПГ с точки зрения формирования ценовых и контрактных условий и его отличие от рынка трубопроводного газа. В сравнении с последним рынок СПГ является более маневренным и диверсифицированным, находится в постоянной динамике, расширяется и усложняется. Показано, что в условиях монополизации газового рынка возникает потребность в регулировании поставок СПГ.
Ключевые слова: сжиженный природный газ (СПГ), рынок СПГ, экспорт, импорт, спотовый рынок, контракт, Австралия
В 2016 г. мировой рынок СПГ вырос по сравнению с 2015 г на 6,5% и составил почти 257 млн т (347 млрд м3, что эквивалентно 60% добычи природного газа в России), это рекордный уровень [Statistical.., 2017]. Австралия занимает второе место в мире по производству и продажам сжиженного природного газа (СПГ), и ее опыт может быть интересен тем, кто работает или собирается работать на этом рынке. Суммарные мощности производства Австралии составляют 65 млн т, годовой экспорт достиг 44 млн т, что представляет собой почти пятую часть мирового экспорта. С учетом находящихся в процессе развития и прогнозируемых объектов Австралия ставит себе цель выйти в ближайшие 10 лет на первое место среди производителей и экспортеров СПГ. Только в 2016 г экспорт СПГ Австралии вырос на 15 млн т. В ближайшее десятилетие основной прирост предложения СПГ на мировой рынок будет идти за счет Австралии и США.
Практически весь экспорт СПГ Австралии приходится на Азиатский регион - Индию, Китай; Азиатско-Тихоокеанский -Японию, Корею, Тайвань. На долю этих регионов приходится 72% мирового импорта СПГ (рис. 1). В 2016 г в страны Азиатско-Тихоокеанского региона всего было поставлено 138,2 млн т, в том числе: в Японию - 83,3 млн т, Южную Корею - 33,7, Тайвань - 15,5 млн т. Следующим по потреблению идет Азиатский регион, получающий 48,6 млн т (Китай - 26,8 млн т и Индия -19,2 млн т).
ЭКО. - 2018. - № 4 ПОЛЕЩУК Г.М.
Япония - 83,3 (32%)
Источник рис. 1, 2 и таблицы: [World LNB.., 2017].
Рис. 1. Территориальная структура мирового импорта СПГ, млн т,%
Исторически основными потребителями СПГ были Япония и Южная Корея, не имеющие собственных источников газоснабжения и лишенные возможности покупать у производителей трубный газ. Следующими по объемам потребления стали развивающиеся страны Юго-Восточной Азии и Китай. В будущем основным потребителем СПГ на мировом рынке обещает быть Китай. В 2016 г прирост импорта СПГ Китая составил 6,9 млн т, т.е. более половины годового мирового прироста потребления. Политика Китая направлена на улучшение стандартов качества воздуха в прибрежных провинциях, в связи с этим происходит замещение угля на природный газ в энергетическом секторе.
История развития производства СПГ в Австралии восходит к 1989 г, когда была запущена первая технологическая линия производительностью 3,1 млн т/год на проекте The North West Shelf Venture (Западная Австралия). За прошедший с тех пор период в производство СПГ было вложено около 270 млрд австр. долл. в текущих ценах (рис. 2), а мощность действующих производств возросла до 65 млн т/год (таблица). В стадии строительства находятся мощности на 21 млн т/год.
Планы Австралии по значительному увеличению производства сжиженного природного газа реализуются с существенными задержками из-за технических проблем и перерасхода бюджетов.
Одна из проблем, указанных разработчиками проектов СПГ, заключается в недостатке квалифицированного и опытного персонала.
Gorgon Australia Pacific LNG Gladstone LNG Queensland Curtis CSG-LNG Pluto
Darwin LNG □ 1,5 The North West Shelf Venture I
□ 54
24,7
21,6 □ 23,7
□ 15,3
□ 50,0
0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0
Рис. 2. Инвестиции в проекты СПГ Австралии, млрд австр. долл.
Действующие проекты СПГ Австралии в 2012-2017 гг.
Название проекта Местоположение, штат Участники Мощность, млн т/ год Число линий (trains) Год начала выпуска продукции Год выхода на полную мощность Инвестиции, млрд австр. долл.
The North West Shelf Venture Западная Австралия Woodside, BHP Billiton, BP, Chevron, Shell, MIMI 16,3 5 1989 2012 50,0
Darwin LNG Северная территория ConocoPhillips, ENI, Santos, Tokyo Electric, Tokyo Gas 3,7 1 2006 2006 1,5
Pluto Западная Австралия Woodside, Kansai Electric, Tokyo Gas 4,3 1 2012 2012 15,3
Queensland Curtis CSG-LNG Квинсленд BG Group, CNOOC 8,5 2 2014 2014 23,7
Gladstone LNG Квинсленд Santos, Petronas, Total, Kogas 7,8 2 2015 2016 21,6
Australia Pacific LNG Квинсленд Origin Energy, ConocoPhillips, Sinopec 9,0 2 2015 24,7
Gorgon Западная Австралия Chevron, ExxonMobil, Shell 15,6 3 2016 2017 54,0
Всего 65,2 190,8
В настоящее время, по крайней мере, три из находящихся в разработке проектов (плавучее производственное судно Prelude, принадлежащее Shell (плановая мощность 3,6 млн т/год), проект Ichthys от Inpex (8,9 млн т/год) и расширение производства Gorgon от Chevron (8,4 млн т/год)) не начали, как планировалось, экспортные поставки в 2017 г Поставки начнутся не ранее 2018 г или даже в 2019 г Предположительные бенефициары в этой ситуации - базирующаяся в США Cheniere Energy с ее производством в Мексиканском заливе и энергетический гигант ExxonMobil с производством в Папуа-Новой Гвинее. Более того, производители в Австралии для выполнения контрактов вынуждены идти к своим конкурентам. У австралийских производителей есть подписанные ранее обязательства по поставкам, поэтому, когда возникают задержки с производством, им приходится покупать СПГ у конкурентов на спотовом рынке. В частности, в конце 2017 г из-за задержек в проекте Gorgon увеличился американский экспорт в Северную Азию.
Все это повлияло на экономическую эффективность новых проектов СПГ. Первоначально средний прогноз внутренней нормы прибыли (IRR) для находящихся в разработке австралийских проектов по сжижению природного газа был около 13%. Сейчас прогнозируется, что проекты будут реализованы с IRR ниже 8%.
В Австралии представлены большинство игроков мирового рынка СПГ, а также основные потребители СПГ из стран Азиатско-Тихоокеанского и Азиатского регионов. Здесь реализуются передовые технические и технологические достижения в сегментах upstream и downstream СПГ, которые повышают конкурентоспособность производства и продаж, например, крупнейший плавучий завод по производству СПГ, который будет запущен в проекте Prelude или полупогружная платформа по первичной обработке газа в проекте Ichthys. К поиску новых технологических решений толкает удорожание разведки, добычи, производства и логистики, а также необходимость освоения все более глубоководных и удаленных месторождений и месторождений сланцевого газа.
Игроки, действующие на рынке СПГ Австралии, оказывают активное влияние на формирование мирового рынка СПГ и природного газа в целом, но в то же время они вынуждены следовать за изменениями мирового рынка.
С учетом существующих и строящихся мощностей пик мирового производства СПГ в объеме около 400 млн т ожидается в 2021-2022 гг. Мировой рынок не только растет в объеме, но и усложняется: число стран-экспортеров выросло до 18; растет и количество стран-импортеров СПГ. Если в конце 1990-х годов их было 11, то в настоящее время стало 35, кроме того, 10 стран выступают на рынке в качестве реэкспортеров (рис. 3).
Млнт Число стран
800
400
шшшиШ
шиш
20
10
оооооооооо^^^^^^^ ооооооооооооооооо
I ~1 Мощности регазификации, млн т
| □ Объем мировой торговли, млн т
-Число стран-экспортеров СПГ (правая ось)
-----Число стран-импортеров СПГ (правая ось)
Рис. 3. Показатели мирового рынка СПГ в 1990-2016 гг.
С увеличением числа экспортеров и импортеров возросла сложность рынка, умножилось число потенциальных связей между продавцами и покупателями. В 2000 г. было шесть спот-экспортеров и восемь спот-импортеров, тогда как в 2016 г. уже 29 стран (включая реэкспортеров) продавали спотовые объемы на 35 конечных рынках. Растут мощности регазификации у потребителей, которые в несколько раз превосходят объемы поставок СПГ. Плавучие мощности по регазификации позволили сделать поставки СПГ более адаптивными и использовать их для балансирования нестабильности поступления энергии от возобновляемых источников.
На примере Австралии можно увидеть, что рынок СПГ становится все более диверсифицированным по пунктам и объемам поставки. СПГ, в отличие от трубопроводного газа, имеет лучший потенциал к расширению рынка и занятию разнообразных ниш. Поставки становятся более гибкими, уменьшаются объемы и сроки контрактов с возрастающим объемом спотовой торговли. Объем краткосрочных контрактов удвоился за последние 10 лет и в 2016 г. в мировой торговле СПГ составил 67,6 млн т
1000
40
30
600
200
0
0
(25,8% от всего объема продаж). Краткосрочные контракты дают возможность гибкого переключения на более выгодные по цене рынки. Особенно это проявилось в период с 2010 г по 2014 г, когда большое расхождение между ценами в разных бассейнах сделало ценовой арбитраж важной и прибыльной стратегией сбыта. Прогресс в развитии технологий и более низкие начальные капитальные затраты на плавучие мощности регазификации по сравнению с регазификацией на суше позволяют новым странам выйти на рынок СПГ. В то же время большой рост парка судов по транспортировке СПГ, особенно судов, заказанных без долгосрочных контрактов, позволяет обеспечить недорогие межбассейновые поставки.
В 2016 г наибольший рост мировых краткосрочных поставок обеспечила Австралия. Несмотря на то, что значительная часть новых проектов по сжижению газа в Австралии поддерживаются долгосрочными контрактами, роль краткосрочных контрактов и контрактов с нефиксированным пунктом назначения весьма существенна.
Помимо более коротких сроков, покупатели все чаще предпочитают контракты меньшего объема. Доля малых контрактов (менее 1,0 млн т в год), подписанных в 2013 г, составила всего 15% от их общего числа; в 2016 г этот показатель вырос до 46%. Рост поддерживался в первую очередь новыми покупателями с развивающихся рынков Ближнего Востока, Африки, Азии и АТР, а также более развитых рынков, таких как Китай. Эти покупатели часто имеют более мелкие или менее предсказуемые объемы спроса, которые не позволяют им заключить крупный контракт в первые несколько лет импорта.
Структура портфелей поставки СПГ меняется в зависимости от механизмов ценообразования. Так, в последние шесть лет азиатские покупатели все чаще стремились диверсифицировать механизмы ценообразования своих портфелей СПГ, сокращая долю традиционного долгосрочного, с фиксированным назначением, связанного с нефтью контракта на поставку СПГ. Устойчивый рост добычи сланцевого газа в Северной Америке показал, что торговля, ориентированная на Henry Hub, идет с дисконтом к другим основным механизмам газового ценообразования в Тихоокеанском бассейне и Европе, побудив японские, южнокорейские, индийские и индонезийские компании, среди прочего, подписать
ряд соглашений о поставках на условиях ценообразования, привязанного к Henry Hub.
Усложнение рынка газа в Австралии поставило вопрос о его регулировании. Толчком послужила ситуация, сложившаяся в восточной, наиболее населенной части Австралии.
Рынок газа на восточном побережье материка контролируется несколькими компаниями: Santos, Exxon, BHP, Origin, Arrow Energy и Shell. Невысокая конкуренция позволяет игрокам манипулировать ценами на местном рынке. Некоторые из этих компаний контролируют также трубопроводы, используемые для транспортировки газа по всей стране, что дает дополнительную возможность завышать цены. Плюс ко всему глобальный избыток газа на внешнем рынке стимулирует компании зарабатывать прибыль внутри страны. Так, Santos, Shell и Origin Energy должны придерживаться долгосрочных контрактов поставки СПГ в Японию. Отсутствие конкуренции в Австралии означает, что они могут ограничить поставку на местном уровне и повысить внутренние цены. Возникла ситуация, когда австралийский газ продается в Японии по оптовой цене, которая ниже, чем цена, доступная в Австралии. Из-за возникшей ситуации на рынке СПГ восточного побережья вопрос регулирования рынка газа стал активно обсуждаться в среде специалистов и в государственных органах Австралии.
Выводы. Австралия сконцентрирована на основном рынке потребления СПГ и накопила богатый опыт работы на этом рынке. Мониторинг производства и рынка СПГ Австралии, а возможно, и присутствие на этом рынке могут быть полезны российским производителям, поскольку:
• Австралия играет ключевую роль в производстве и поставках СПГ на наиболее масштабные и растущие Азиатский и Азиатско-Тихоокеанский рынки. Эти же регионы предполагаются основными для поставок СПГ из России;
• Австралия является основным конкурентом для любого игрока на указанных рынках;
• в австралийских проектах присутствуют основные компании-производители и потребители СПГ;
• в австралийских проектах реализуются многие передовые технические и технологические достижения в upstream и downstream сегментах СПГ. Опыт реализации австралийских
проектов может быть полезен для формирующейся промышленности СПГ России;
• в Австралии накоплен опыт работы в новых условиях рынка. Здесь формируются новые тенденции рынка СПГ, такие как краткосрочные контракты, малые контракты, спотовая торговля, торговля с разными механизмами ценообразования;
• газовый рынок Австралии пока еще не сильно зарегулирован, что дает большую свободу маневра для поиска партнеров и формирования договоренностей, в том числе для компаний из России;
• Австралия столкнулась с проблемами монополизации газового рынка и взаимодействия между игроками на внутреннем и внешнем рынках, проблемами ресурсного обеспечения различных регионов.
Российская газовая отрасль еще только вступает на рынок СПГ и не имеет достаточного опыта работы на этом сложном и очень переменчивом рынке. Поэтому знание и понимание условий и тенденций формирования рынка СПГ в Австралии и его взаимосвязей с мировым рынком, изучение важнейших техническо-экономических аспектов реализации проектов СПГ (в том числе на шельфе) и опыта регулирования газового рынка, безусловно, полезны для России.
Литература/ References
Statistical Review of World Energy 2017. British Petroleum. URL: https://www. bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html (дата обращения: 02.03.2018).
World LNG Report 2017. International Gas Union. URL: https://www.igu.org/ sites/default/files/103419-World_IGU_Report_no%20crops.pdf (дата обращения: 02.03.2018).
Статья поступила 06.03.2018.
Summary
Poleshchuk G. М., «Investment group C.A.&Co» Ltd., Moscow
Liquefied Natural Gas in Australia
The article examines the trends of development and current state of the LNG market in Australia, the relationship between the national and the world markets. The peculiarities of the LNG market are analyzed from the point of view of price formation and contract terms and its difference from the pipeline gas market. The LNG market is more maneuverable and diversified, is constantly changing, expanding and becoming more sophisticated. It is shown that in conditions of the gas market monopolization, there is a need to regulate LNG supplies.
Liquefied natural gas (LNG); LNG market; export; import; spot market; contract; Australia
«ЭКО»-информ
В России имеются два действующих производства СПГ -«Сахалин-2» (реализуется ПАО «Газпром» при участии Shell, Mitsui, Mitsubishi) и «Ямал-СПГ» (участники - «Новатэк», Total, CNPC и Silk Road Fund).
Проект «Сахалин-2» стартовал в 1996 г. Его ресурсную базу составляют Пильтун-Астохское (преимущественно нефтяное с небольшими запасами свободного газа и газовых шапок) и Лунское (газовое с небольшим количеством конденсата) месторождения, оба расположены в 13-16 км от северо-восточного побережья острова Сахалин.
На первом этапе здесь велась лишь сезонная добыча нефти, на втором (с 2003 г.) началась комплексная круглогодичная добыча нефти и газа, которые по морским нефтегазопроводам поступают сначала на береговой технологический комплекс, а затем по наземной нефтегазотранспортной сети Sakhalin Energy (800 км) - на юг острова - в п. Пригородное. Здесь расположены морские терминалы отгрузки нефти и СПГ и первый в России завод СПГ (пуск в феврале 2009 г, годовая мощность - 9,6 млн т). Большая часть этого газа раскуплена компаниями Японии, США и Республики Корея на 25 лет вперед1. В настоящее время ведется разработка проектной документации по расширению мощностей действующего производства.
Проект «Ямал СПГ» реализуется с 2005 г на ресурсной базе Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения. Он предусматривает строительство завода СПГ мощностью 16,5 млн т в год (в три очереди по 5,5 млн т каждая) и морского порта Сабетта для погрузки продукции на СПГ-танкеры. Сдана первая очередь завода, вторая и третья должны быть запущены в 2018 и 2019 гг. В декабре 2017 г первая партия ямальского газа была отправлена из Сабетты в Великобританию2, но, по данным «Новатэк», основными покупателями (86%) станут страны АТР. Всего же по состоянию на конец 2017 г. законтрактовано около 96% производства СПГ.
1 Нефтегазовый проект «Сахалин-2» РИА Новости. URL: https://ria.ru/ eco/20091113/193384909.html (дата обращения: 18.03.2018).
2 Отзывы: «Ямал СПГ», российская газодобывающая компания. URL: http://fb.ru/ article/367419/otzyivyi-yamal-spg-rossiyskaya-gazodobyivayuschaya-kompaniya (дата обращения: 18.03.2018).
Еще несколько российских СПГ-проектов находятся в различной стадии реализации.
Так, ПАО «Новатэк» в декабре 2017 г профинансировал разработку проектной документации на стационарный прибрежный терминал для производства, хранения и отгрузки сжиженного природного газа и газового конденсата на п-ве Гыдан (проект «Арктик СПГ-2»). Мощность нового завода будет выше, чем у «Ямал СПГ» - три очереди по 6,1 млн т в год, его ресурсной базой станут месторождения Гыданского п-ва и Обской губы. Ввод в эксплуатацию первой очереди запланирован на 2023 г.3 В октябре 2017 г председатель правления ПАО «Новатэк» Л. Михельсон сообщил о том, что компания передала судостроительной верфи «Звезда» документацию на строительство для «Арктик СПГ-2» пятнадцати СПГ-танкеров арктического класса.
Проектируемый «Газпромом» комплекс «Балтийский СНГ» (завод СПГ + морской терминал) находится в Ленинградской области, в районе морского порта Усть-Луга. Проектная мощность завода составит 10 млн т СПГ в год с возможностью расширения до 15 млн т. Подача сырья на него будет осуществляться по наземному газопроводу из Единой системы газоснабжения России от г. Волхова Ленинградской области (его строительство выделено в отдельный проект, который финансируется из программы газификации потребителей)4 (срок ввода первой линии мощностью 5 млн т - IV квартал 2020 г.). Целевые рынки - Испания, Португалия, Великобритания (как альтернатива трубопроводным поставкам), а также страны Латинской Америки и Индия. Кроме того, в последнее время рассматривается возможность поставок СПГ и в Калининградскую область для снижения зависимости региона от транзита газа через Литву и поставок в качестве экологически приемлемого топлива судам Балтийского флота (в связи с ужесточением международных стандартов по уровню содержания серы в судовом топливе)5.
3 Начато проектирование «Арктик-СПГ-2». URL: http://www.arctic-info.ru/news/27-12-2017/nachato-proektirovanie--arktik-spg-2/ (дата обращения: 18.03.2018).
4 Балтийский СПГ. Проектирование и строительство. URL: http://fb.ru/article/269154/ baltiyskiy-spg-proektirovanie-i-stroitelstvo (дата обращения: 18.03.2018).
5 Морвести: Производство и экспорт СПГ: мировые тенденции и российские перспективы. URL: http://www.morvesti.ru/tems/detail.php? ID=53362 (дата обращения: 16.03.2018).
Проект «Печора СНГ» реализуется совместно «Роснефтью» и группой компаний «Аллтек» на базе Кумжинского и Коровинского месторождений Ненецкого АО. Из документов «Роснефти» следовало, что, вступая в проект, компания рассматривала несколько вариантов его развития - строительство к 2018 г. завода СПГ на 5,2 млн т в год, либо газохимического комплекса по производству 6,9 млн т метанола (или 4,3 млн т метанола и 3,3 млн т карбамида). Планировавшееся приобретение лицензий на Лаявожский и Ванейвисский участки месторождения позволило бы нарастить мощность производства до 8-10 млн т, но эти участки в итоге достались «Газпрому», что сузило потенциальную ресурсную базу. Но главная причина задержки реализации - неопределенность перспектив экспорта СПГ. Согласно действующей редакции закона «Об экспорте газа», компании, получившие лицензию на строительство завода СПГ после 1 января 2013 г. (это именно случай «Печора СПГ»), не имеют права на экспорт газа. В феврале 2018 г. комитет Госдумы РФ по энергетике дал отрицательное заключение на законопроект, вносящий поправки в этот закон6.
Из трех СПГ-проектов на Дальнем Востоке наиболее близка к завершению третья очередь завода СПГ мощностью 5,5 млн т в год в рамках проекта «Сахалин-2» (как и «Владивосток-СПГ, реализуется ПАО «Газпром» при участии Shell и CNPC). Но из-за проблем с получением западных кредитов Газпромбанком после 2014 г. реализация «газпромовских» СПГ-проектов на Дальнем Востоке несколько замедлилась. К тому же собственных ресурсов компании для полной загрузки всех трех очередей не хватает. Тем временем ПАО наращивает в регионе поставки трубного газа. Так, в мае 2015 г. компания подписала с CNPC соглашение о поставках российского газа в Китай по западному маршруту (магистральный газопровод «Сила Сибири 2») на 30 лет в объеме 30 млрд м3 в год с перспективой увеличения этих объемов вдвое. Прорабатывается возможность продления до Китая действующего газопровода Сахалин - Хабаровск - Владивосток. По первоначальным планам, этот газопровод должен был обеспечивать
6 Ведомости: Проект «Роснефти» «Печора СПГ» не сможет экспортировать газ. URL: https://www.vedomosti.ru/business/articles/2018/02/08/750388-proekt-rosnefti-ne-smozhet-ekportirovat-gaz (дата обращения: 18.03.2018).
сырьем «Владивосток СПГ»7. Судьба последнего до недавнего времени была под вопросом. Однако летом 2017 г. глава ПАО А. Миллер заявил о намерении компании переформатировать проект: создать среднетоннажное производство, ориентированное на поставку топлива для морских судов.
Судьба «Дальневосточного СПГ» тоже до конца не ясна. Его должна была реализовать «Роснефть» в партнерстве с Exxon Mobil, но из-за антироссийских санкций американская компания была вынуждена отказаться от нескольких шельфовых проектов (на сегодня партнеры совместно разрабатывают нефтегазовое месторождение «Сахалин-1», но этот проект начат задолго до введения санкций). Кроме того, у проекта с самого начала были сложности с поставкой сырья. «Роснефть» долго и безуспешно добивалась от «Газпрома» разрешения на подключение к газотранспортной системе Sakhalin Energy, чтобы доставлять сырье от места добычи к месту строительства СПГ-завода. Наконец, осенью 2017 г. компании подписали соглашение о поставке газа с «Сахалина-1» для запланированной третьей очереди СПГ-завода «Сахалин-2»8, так что многие эксперты усомнились, что «Роснефти» хватит сырья для собственного СПГ-проекта на Дальнем Востоке.
Из всех заявленных СПГ-проектов наиболее реалистичными выглядят лишь проекты «Газпрома» («Сахалин-2» и «Балтийский СПГ») и «Новатэка» («Ямал СПГ» и «Арктик СПГ-2»). На судьбе остальных негативно сказываются не только ресурсные ограничения и западные санкции, но и позиция газового монополиста, который упорно сопротивляется появлению возможных конкурентов на экспортных рынках. В частности, комментируя отгрузку первого ямальского газа из Сабетты, представитель «Газпрома» обратил внимание, что освобожденный от НДПИ и экспортной пошлины СПГ, произведенный на новом заводе «Новатэка», может снизить экспорт концерна в Европу.
7 Морвести: Производство и экспорт СПГ: мировые тенденции и российские перспективы. URL: http://www.morvesti.ru/tems/detail.php? ID=53362 (дата обращения: 16.03.2018).
8 РБК: «Газпром» и «Роснефть» договорились об обмене газом на Дальнем Востоке. URL: https://www.rbc.ru/business/21/09/2017/59c27f329a7947107ca50ca3 (дата обращения: 16.03.2018).
Экспертное мнение
Игорь Мещерин, член Совета Национального объединения проектировщиков и изыскателей, профессор РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина:
- Основная сложность дальнейшего развития российских СПГ-проектов в условиях технологических санкций заключается в отсутствии отечественных отработанных технологий сжижения природного газа. Мощное турбокомпрессорное оборудование и большие теплообменники, которые лежат в основе любого крупнотоннажного (5 млн т в год и более) СПГ-производства, никогда не изготавливались в России, а разработать и внедрить
их в короткие сроки не представляется возможным9.
***
Заместитель министра энергетики РФ Кирилл Молодцов:
- В 2013-2014 гг. мы декларировали, что к 2035 г. займем до 10% мирового рынка СПГ. Сейчас предполагаем, что доля России может быть больше, около 15-20%. Это будет зависеть от ресурсной базы, технологических возможностей и наличия спроса на рынке. Ресурсы у нас есть, а вот к технологиям пока остаются вопросы. Поэтому развитие технологий по крупнотоннажному сжижению сейчас должно быть главной точкой приложения усилий...
Попытки Минэнерго объединить усилия наших компаний в разработке установок большей мощности пока к успеху не привели. Но, думаю, рано или поздно консолидация произойдет. Создание больших консорциумов с целью сокращения затрат -это сегодня мировая тенденция.
Что касается перспектив, мы предполагаем, что следующее окно спроса на сжиженный газ придется на 2025-2027 гг. Рынок будет расти. Новые точки потребления сейчас возникают в большом количестве. Вопрос в стоимости предложения и возможности обеспечить альтернативные источники энергии. Лучшего поставщика, чем Сахалин, для той же Японии, Кореи или северо-востока Китая, по большому счету, нет. Даже в сравнении
9 Морвести: Производство и экспорт СПГ: мировые тенденции и российские перспективы. URL: http://www.morvesti.ru/tems/detail.php? ID=53362 (дата обращения: 16.03.2018).
с традиционными экспортерами на этот рынок - Австралией, например, - у нас есть масса конкурентных преимуществ. Малое
транспортное плечо в первую очередь10.
***
Член правления ПАО «Газпром» Олег Аксютин:
- На протяжении более чем 10 лет «Газпром» активно наращивает объемы торгового портфеля СПГ как за счет сжиженного газа с собственного проекта «Сахалин-2», так и путем его приобретения у третьих сторон в рамках срочных соглашений и спотовых сделок. В 2016 г «Газпромом» поставлено 55 партий СПГ на рынки 10 стран...
Ни для кого не секрет, что в настоящее время и в ближайшие несколько лет будет наблюдаться переизбыток предложения СПГ над спросом, что вызвано планами Австралии и США активно вводить новые проекты. Вместе с тем, из-за падения цен на нефть и газ в последние годы инвестиционные решения по новым проектам практически не принимались. В результате мы ожидаем, что после 2022-2023 гг. произойдет перебалансировка рынка в пользу производителей. Именно в этот период целесообразно организовать запуск наших проектов - «Балтийский СПГ» и строительства третьей технологической линии завода СПГ «Сахалин-2»11.
10 Ведомости: «Россия выходит на рынок СПГ не поздно и не рано - вовремя». URL: https://www.vedomosti.ru/business/characters/2018/02/14/750998-rossiya-spg (дата обращения: 18.03.2018).
11 ИТАР ТАСС: Проект третьей очереди завода СПГ «Сахалина-2» будет готов в III квартале. URL: http://tass.ru/ekonomika/4063722 (дата обращения 18.03.2018).
