Мировой рынок сжиженного природного газа (СПГ), 2011 год

Мировая торговля сжиженным природным газом является важной составляющей торговли углеводородными энергоносителями. В течение последних 30-35 лет (с начала коммерческих поставок СПГ) его рассматривали в качестве основного конкурента трубопроводного природного газа и потенциальной основы глобализации региональных газовых рынков. В результате данная сфера энергетики развивалась высокими темпами, к концу 1980-х годов в международной торговле сжиженный природный газ занял нишу в 20% и начал ее расширение (в 2000-х годах – почти до 25%). При этом крупнейшие мировые газодобывающие и морские транспортные компании активно продвигали и продвигают в настоящее время данный энергоноситель и мероприятия, связанные с развитием соответствующей инфраструктуры. До 2009 г. в мире интенсивно создавались заводы по производству СПГ, регазификационные терминалы, а также расширялось производство танкеров-метановозов.

Структура мировых мощностей по сжижению и регазификации природного газа в 2011 г., млн. т/год

Источник: “Нефть России”.

К концу 2010 г. мировая мощность действующих заводов СПГ достигла 277 млн. т продукта в год, а регазификационных терминалов – примерно 500 млн. т/год, при этом число специализированных судов составило примерно 350 ед.; наиболее крупные мощности по приему СПГ (регазификации) были сосредоточены в АТР, затем по данному показателю следовали Европа и США. Глобальный импорт СПГ находился на уровне 180 млн. т, что свидетельствовало о неполной загрузке заводов, то есть 35% их суммарной мощности оказались избыточными.

В середине 2011 г. был зафиксирован резкий рост (примерно в 2 раза) стоимости фрахта танкеров-метановозов: в Тихом океане – с $55 до $100 тыс./сут., Атлантическом – до $105 тыс./сут.

Стоимость фрахта танкеров-метановозов в сентябре 2011 г., $/млн. БТЕ*

* – без учета регазификации.

В 90-е годы сжиженный природный газ стал одной из составляющих американской государственной и торговой политики в энергетике, несмотря на то обстоятельство, что завод СПГ на Аляске был построен еще в 60-е годы. По мнению экспертов журнала “Нефть России”, США целенаправленно проводили кампанию по продвижению СПГ на мировой рынок и предсказывали многократный рост его производства и потребления. В результате глобальный импорт сжиженного природного газа не соответствовал даже оптимистическим сценариям прогнозов и мощности заводов СПГ оказались недозагруженными.

Активные действия США в сфере СПГ привели к активизации усилий ряда государств по ускорению создания заводов по производству СПГ с целью расширения поставок на американский рынок. Так, в расчете на экспорт в Северную Америку серьезные мощности были созданы в Тринидаде и Тобаго, Катаре, а также Норвегии (месторождение Сноувит), при этом норвежские компании приобрели также долю в одном из американских регазификационных терминалов.

“Сланцевая” революция внесла значительные коррективы в структуру внутреннего потребления газа США, по-скольку сланцевый газ является одним из самых дешевых углеводородных энергоносителей в мире (на современном уровне развития науки и техники), так как стоимость его производства в США, где имеются специфические геологические особенности залегания метана в сланцевых структурах, находится на уровне $4/млн. БТЕ. В результате экономически выгодными, хотя и с минимальной прибылью, стали поставки СПГ на американский рынок из Тринидада и Тобаго, а остальные экспортеры были вынуждены ориентироваться на другие регионы.

Планы по выходу на рынок СПГ США имелись и в РФ, причем предполагалось, что ОАО “Газпром” может занять нишу в 10-15%. В качестве основных площадок по строительству СПГ рассматривались Ленинградская область, Ямал, побережье Печорского моря и о. Сахалин.

К концу 2000-х годов импорт данного энергоносителя в Северную Америку сохранился, хотя его объемы сократились относительно аналогичных показателей середины первого десятилетия нового века. В 2011 г. ежемесячные поставки составили 0,6-1,1 млн. куб. м (20-38,5 млн. куб. фут.), из числа американских поставщиков выбыли Алжир, Австралия, Бруней, Экваториальная Гвинея, Индонезия, Малайзия, Нигерия и Оман; продолжили экспорт Тринидад и Тобаго, Катар, Перу (три месяца в указанном году) и Норвегия (один месяц).

Географическая структура поставок СПГ в США в 1997-2003 гг., млрд. куб. фут

Источник: “Energy Information Administration”.

В США сторонники импорта СПГ не считают такое положение дел окончательным, отмечая растущее недовольство населения страны производством сланцевого газа по экологическим причинам, тем не менее, по-видимому, в среднесрочной перспективе США не откажутся от его добычи. Более того, Северная Америка намерена переориентировать ряд регазификационных терминалов Мексиканского залива в экспортные мощности с целью развития вывоза газа на внешние рынки; дальнейшее развитие ситуации с СПГ будет зависеть от внутренних цен на газ.

Второй по значимости проблемой для преобразования США из импортера газа в его экспортера является сложность выбора географического направления возможных поставок. Так, на европейском рынке наблюдается достаточность предложения СПГ, дополнительные поставки могут привести к существенному снижению цены на данный товар. Азиатский рынок хотя и более привлекателен, но достаточно жестко ориентирован на долгосрочные контракты, а для развития спотового направления в АТР не хватает “энтузиастов”. За получение доли на азиатском рынке может возникнуть конкуренция между США и Канадой, точнее – между американскими компаниями, работающими в США и Канаде. Последние стремятся выйти на рынок АТР, поскольку у них возникли проблемы по продаже газа внутри страны.

В Канаде подобные проекты обосновываются разницей между текущими ценами азиатского и американского рынков. Схожий фактор стимулировал и строительство гигантских мощностей по производству СПГ в Катаре: американский газовый рынок намного “дороже” европейского. К тому же аргументу прибегали и сторонники создания заводов СПГ на Штокмановском месторождении и на Ямале, забывая при этом, что добыча газа там более затратная, чем в США и Канаде, а расстояния до потребителей вдвое больше.

Таким образом, к пустующим приемным терминалам и нереализованным проектам в США следует добавить и канадские проекты. Из них осуществлен лишь один (“Canaport”, Нью-Брансуик, 2009 г.), еще один (“Kitimat”) находится на стадии переориентации с импорта СПГ на его экспорт. Судьба еще 7 регазификационных проектов не определена: “Rabaska”, “Cacouna”, “Grand-Anse”, “Grassy Point” (Ньюфаундленд), “Keltic/Maple” (Новая Шотландия), “Westpac” и “Teekay/Merrill Lynch Export” (Британская Колумбия). Терминал “Canaport” оказался одновременно первым и последним, во всяком случае – пока, его значительные мощности (10 млрд. куб. м/год) в настоящее время в основном простаивают.

Евросоюз стремится к диверсификации поставок газа на европейский рынок. С этой целью продвигается идея расширения импорта СПГ с целью снижения доли российского “Газпрома”. В связи с этим обстоятельством намечены программы по созданию новых регазификационных мощностей, которые в сумме с действующими могут значительно превысить потребности ЕС в газе. Тем не менее, трубопроводный транспорт остается наиболее надежным, что было подтверждено в 2011 г. во время событий в Ливии, когда энергетическую безопасность Италии обеспечил ввоз газа из РФ. Поэтому при возможности значительно увеличить закупки СПГ Италия ограничивается его долей в 12%. Ряд экспертов полагает, что ситуация, при которой цены на СПГ меньше, чем на трубопроводный газ, – временное явление. В настоящее время цены СПГ с учетом стоимости регазификации уже несколько превышают цены долгосрочных соглашений между “Газпромом” и европейскими странами. В 2010 г. ввоз СПГ европейскими странами, согласно “Cedigaz”, характеризовался следующими данными (млн. т): Испания – 18,7, Великобритания – 13,5, Франция – 8,4, Италия – 4,8, Бельгия – 4,5, Турция – более 4,0, Португалия – 2,1, Греция – менее 1,0.

По данным “LNG Journal”, в сентябре 2011 г. японские порты получили более 100 поставок грузов СПГ, что контрастировало с уменьшающимся потоком в Европу. Обеспокоенность европейских стран, вызванная переключением экспортеров сжиженного газа на азиатский рынок, несколько смягчается надеждами на получение газа из США, прежде всего это относится к Великобритании.

В Великобритании третья по величине нефтегазовая компания “BG Group” заключила крупный контракт на приобретение и импорт СПГ из США. Согласно достигнутым договоренностям, “BG Group” с 2015 г. ежегодно на протяжении 20 лет будет приобретать 3,5 млн. т американского сжиженного газа у фирмы “Cheniere Energy Partners”, которая является оператором газового терминала “Сабина Пасс” (Луизиана) и единственной пока в США компанией, имеющей лицензию на экспорт СПГ. “BG Group” выражает намерение расширить операции и присматривается к терминалу “Лейк Чарльз” с ожидаемой мощностью отгрузки 15 млн. т СПГ в год.

По данным “Секретариата Энергетической хартии”, в ЕС доля СПГ (помимо долгосрочных контрактов) возросла примерно с 1% в 1992 г. до 11,6% в 2006 г., по оценкам, должна была в 2009 г. составить 19,8%, в реальности в 2011 г. данный показатель не достиг 20%, что негативно отразилось на планах по отказу от долгосрочных поставок СПГ.

На современном этапе надежды индустрии СПГ в основном связаны с азиатским рынком. Агентство “Argus” считает, что с 2011 г. по 2017 г. произойдет удвоение мирового потребления сжиженного газа – с 220 млрд. до 450 млрд. куб. м/год, при этом наибольший вклад внесут страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Ключевую роль “Argus” отводит Японии, Республике Корея и Тайваню, к которым может присоединиться Китай, Индия и Таиланд, а также покупатели юго-востока АТР – Индонезия, Сингапур, Малайзия и Вьетнам, которые в скором времени могут появиться на рынке. В настоящее время в АТР собственные мощности по сжижению обеспечивают 42% потребления газа, а остальная часть закупается на Ближнем и Среднем Востоке.

Потребление СПГ в государствах АТР значительно выше, чем в других регионах мира вместе взятых; в 2010 г., по данным портала “LNG OneWorld”, оно составило (млн. т/год): в Японии – более 70, Республике Корея – 32,6, на Тайване – 15,3, в Китае – 8,55. На указанные 4 страны приходилось 2/3 мирового спроса на СПГ, а по итогам 2011 г. их доля, согласно предварительным оценкам, оказалась еще выше, что можно рассматривать в качестве долгосрочной тенденции.

К марту 2011 г. в мире резко уменьшилось число заказов на строительство новых танкеров-метановозов, пре-кратилось сооружение заводов СПГ на Ближнем и Среднем Востоке, были пересмотрены планы по их созданию в Индонезии и Малайзии. Кроме того, из топливно-энергетических балансов Японии и Республики Корея СПГ стал вытесняться нефтью и нефтепродуктами. На рынке АТР цены на него понизились, при этом стала расти озабоченность инвесторов, вкладывающих средства в австралийские проекты, которые могут быть рентабельны только при ценах FOB не ниже $8,5/1 млн. БТЕ.

В Азиатско-Тихоокеанском регионе основным потребителем сжиженного газа традиционно является Япония, причем после аварии на АЭС “Фукусима-1” поставки данного энергоносителя на внутренний рынок страны значительно увеличились; данная катастрофа вызвала новую волну ожиданий на рынке СПГ. В первую очередь это отразилось на ценах СПГ, которые начали стабильно расти. С апреля по сентябрь 2011 г. в Японии, Республике Корея, на Тайване и в Китае спотовые котировки сжиженного газа повысились не менее чем на 30%; в сентябре 2011 г. стоимость СПГ FOB в пунктах отправки стран-экспортеров составила ($/1000 куб. м): на Ближнем и Среднем Востоке (на Японию) – 535, в Австралии (на Японию и Республику Корея) – 578 (для сравнения: в Европе аналогичный показатель был ниже примерно на 60%).

Среди аналитиков нет единодушного мнения о месте и роли долгосрочных контрактов и спотового рынка СПГ в поставках газа в АТР. Так, спотовый сегмент оценивается в 12-20% потребностей рынка, при этом одновременно отмечается значительная гибкость контрактных условий в новых договорах, поэтому преимущество спотовых поставок не является очевидным. Так, Республика Корея заключила долгосрочный контракт с предприятием “RasGas” (одним из крупнейших катарских производителей СПГ) на поставку 8,3 млн. т СПГ в год, а также подписала соглашение о намерениях по закупке австралийского СПГ у компаний “Shell” и “Total” на около $84 млрд. В сентябре 2011 г. импорт СПГ Республикой Корея вырос на 50% к уровню сентября 2010 г. – с 2,31 до 3,67 млн. т.

В настоящее время торговая политика южнокорейской “KOGAS” характеризуется следующей особенностью. Данная корпорация стремится заключать не долгосрочные соглашения, а закупать газ по краткосрочным контрактам, а также на спотовом рынке, что, по мнению руководства “KOGAS”, позволяет уменьшить стоимость национального импорта. В 2010 г. средняя цена закупок СПГ Республикой Корея составила $675/т ($495/1000 куб. м). В краткосрочной перспективе страна будет стремиться ее удержать примерно на указанном уровне, хотя это весьма затруднительно без существенных изменений в национальной системе газоснабжения. Поэтому среди наиболее перспективных направлений ввоза данного энергоносителя наиболее предпочтительными выглядят поставки копримированного газа из России.

Что касается порядка формирования контрактных цен СПГ на азиатском рынке, то страны региона, прежде всего Япония, придерживаются традиционной для них привязки данного показателя к нефтяным котировкам. В деловом обороте существует термин “японский нефтяной коктейль”, который означает значение, рассчитанное на основе ввоза примерно 20 сортов нефти с учетом их долей в суммарном нефтяном импорте страны. Кроме того, в данной формуле применяются ограничения минимумов и максимумов газовых цен по так называемой “S-кривой” с целью снижения рисков в условиях роста и снижения мировых цен на нефть. В современных контрактах используются несколько “S-кривых” с указанием, при каких условиях происходит переход от одной “S-функции” к другой; до 1986 г. “S-кривых” не существовало, поскольку цены на нефть были достаточно низкими и сравнительно устойчивыми.

В отношении КНР многие аналитики указывают на то обстоятельство, что влияние данной страны на азиатско-тихоокеанский рынок СПГ является достаточно слабым ввиду небольшой доли сжиженного газа в структуре национального внутреннего спроса на газ, поскольку в Китае цены на СПГ в 3 раза выше, чем на импортируемый туркменский газ, и в 2 раза больше, чем у российского “Газпромa”. Однако в долгосрочной перспективе данная ситуация может измениться. Так, к 2020 г. ряд специалистов прогнозирует рост спроса на СПГ в КНР до 44 млн. т/год (в 2010 г. – около 9 млн. т). Государственная китайская компания “CNOOC” намерена реализовать достаточно амбициозную программу создания до 30 терминалов по импорту СПГ, причем 5 из них уже введены в эксплуатацию, а 4 находятся на различных стадиях строительства. Так, первый в стране СПГ- терминал “Дапенг” (пров. Гуандонг) получил первый груз из Австралии (с северо-западного шельфа) в июле 2006 г., а 24 октября 2011 г. с задержкой на 4 месяца была начата эксплуатация 5о терминала в Даляне (пров. Ляонин). Некоторые аналитики полагают, что в данном случае КНР действует аналогично США (в период до масштабного производства сланцевого газа), вселяя в потенциальных поставщиков надежду на стабильный и значительный рост национального спроса на СПГ, в результате чего те могут принять решение о строительстве новых заводов (в Индонезии, Малайзии, Австралии, а также в России) и повысить уровень конкуренции на данном локальном рынке, что может позволить Китаю осуществлять диктат цен.

Согласно прогнозам зарубежных компаний (“Bloomberg”, “GAIL India Ltd.”, “Goldman Sachs Group” и др.), в среднесрочной перспективе потребление СПГ будет расширяться как на региональных рынках, так и в мире в целом, поскольку данному энергоносителю “нет альтернативы”, а в АТР спрос на СПГ будет неуклонно расти, при этом данные тенденции приведут к увеличению цен на СПГ (кроме рынка США).

В АТР крупнейшими покупателями СПГ будут оставаться Япония, Индия и Китай. Важным фактором развития регионального рынка СПГ является возможное изменение энергетической стратегии Японии после трагедии на АЭС “Фукусима-1” (в 2010 г. доля АЭС в производстве электроэнергии находилась на уровне 30%). Индия как импортер СПГ постепенно занимает устойчивые позиции вслед за Китаем, ориентируясь преимущественно на поставки из Катара по ценам, соответствующим уровню регионального рынка. В первой половине 2011 г. страна закупила сжиженного газа на 26% больше, чем в аналогичном периоде 2010 г. По прогнозам, к 2016 г. ожидается рост данного показателя до 36 млрд. куб. м (в пересчете на газ в свободном состоянии), при этом собственная добыча газа может составить 72 млрд. куб. м/год. Многолетние переговоры о поставках в Индию трубопроводного газа из Ирана по трубопроводу “ИПИ” (Индия – Пакистан – Иран) или в виде СПГ продолжаются, но реальных результатов по-прежнему нет, а после санкций ЕС и других государств против Ирана, введенных в начале 2012 г., данные планы не выглядят реалистичными даже в среднесрочной перспективе.

В то время, как в АТР импорт СПГ стабильно наращивается, экономики стран региона ощущают усиливающееся давление высоких цен на энергоресурсы, и не только на газ, но и на нефть и уголь. Так, стоимость австралийского угля увеличилась более чем до $122/т (по теплотворной способности 1 тыс. куб. м природного газа соответствуют 2 т угля, а по эффективности в использовании – 3,5-4 т). Высокие цены на энергоресурсы ведут к росту инфляции, что наиболее заметно в Индии (в 2010 г. – более 9%), а также Китае (выше запланированных 4%).

По мнению российских аналитиков, надежды на понижение цен на газ в АТР до $9/млн. БТЕ вслед за ростом экспорта СПГ из США, ожидающимся в ближайшие 5 лет, представляются нереалистичными по причинам определенной закрытости азиатского рынка, а также ввиду противоречия такого сценария интересам самих США. Ведь, помимо возможного увеличения внутренних цен на газ в США, это может привести к повышению конкурентоспособности стран – импортеров газа. Одним из наиболее возможных вариантов является расширение поставок СПГ на “дорогой” рынок АТР из Австралии, где проектируются соответствующие заводы суммарной мощностью более 60 млн. т/год.

Из других развивающихся экономик региона заявляют о планах импорта СПГ Филиппины и Таиланд.

Рассматривая региональные рынки СПГ в целом, можно сделать некоторые обобщения. Так, в Северной Америке (США, Канада, Мексика) данный сегмент достиг определенной степени развития и перешел в стадию временной стабильности. В ЕС оптимизм относительно дальнейшего развития европейского рынка СПГ постепенно уменьшается, несмотря на широко рекламируемые новые проекты в странах Балтии и в Украине.

В случае, если в АТР произойдет ожидаемый аналитиками рост потребления СПГ, это может стать причиной снижения потребления данного энергоносителя на европейском рынке из-за более высоких цен на СПГ в Азии (в настоящее время разница цен на СПГ между европейским и азиатским рынками составляет $5-7/млн. БТЕ) и единичные случаи переориентации грузов с Европы на рынки АТР станут регулярными. Кроме того, суммарная мощность действующих и проектируемых газотранспортных систем, таких как “Северный поток”, “Южный поток”, “Nabucco” и других, значительно превышает потребность ЕС в газе. В настоящее время азиатский рынок демонстрирует быстрый и устойчивый рост потребления всех энергоресурсов, в особенности природного газа. Пока на этом фоне повышаются и цены на СПГ; вероятно, что данная динамика будет ограничена пределами платежеспособного спроса. Вопреки преобладающему мнению об отказе от долгосрочных контрактов, данная практика в азиатских странах расширяется и совершенствуется. Этому способствуют нестабильность спотовых цен на СПГ и рост поставок сжиженного природного газа в АТР.

В 2011 г. в России группа “Газпром” нарастила добычу газа почти на 20 млрд. куб. м к уровню 2010 г. Что касается СПГ, то его производство в последние несколько лет неуклонно возрастало.

Некоторые показатели газовой отрасли РФ в 2011 г.

Источник: Министерство энергетики РФ.

Для опережающего выхода на рынок СПГ ОАО “Газпром” были изучены возможности участия в действующих проектах СПГ через приобретение или размен. В 2007 г. концерн стал ведущим акционером проекта “Сахалин-2”, в рамках которого в 2008 г. начался круглогодичный экспорт нефти из порта специального назначения Пригородное, а в 2009 г. состоялся ввод в эксплуатацию первого в РФ завода по производству СПГ. Весь объем производимой заводом продукции был законтрактован на основе долгосрочных контрактов (сроком действия 20 и более лет) для поставки потребителям Японии, Республики Корея и Северной Америки. Первый танкер с российским СПГ прибыл в Японию в апреле 2009 г., а в целом в указанном году выпуск российского СПГ составил 5,28 млн. т, экспорт – 5,19 млн. т.

В 2009 г. был подписан пакет соглашений с “Shell Eastern Trading Pte. Ltd.” (“SETL”), согласно которым “SETL” предоставил половину контрактных объемов СПГ в рамках проекта “Сахалин-2” в пользу группы “Газпром” (около 0,9 млн. т СПГ в год на уровне “плато”) и права на использование регазификационных (терминал “Коста Асуль”, Мексика) и транспортных мощностей на западном побережье Северной Америки. В результате в портфеле группы “Газпром” появились долгосрочные объемы СПГ (до 2028 г.).

В 2010 г. сахалинский завод превысил проектную мощность в 9,6 млн. т СПГ в год; основные объемы СПГ (около 60%) были поставлены в Японию. Сахалинский газ отгружался также в Китай, Индию, Кувейт и на Тайвань. После выхода на проектную мощность проект “Сахалин-2” обеспечил около 5% мирового производства СПГ. Стратегическая задача группы “Газпром” – увеличение объемов СПГ в экспортном портфеле. При этом предполагается, что основная часть объемов СПГ “Газпрома” может быть обеспечена за счет реализации российских проектов.

В 2010 г. предприятие “Gazprom Global LNG Ltd.” реализовало 27 партий СПГ (в 2009 г. – 21 партию). Объем продаж составил 1,82 млн. т СПГ (в 2009 г. – 1,35 млн.), из них 1,6 млн. т СПГ – газ, произведенный в рамках проекта “Сахалин-2” и приобретенный у “Sakhalin Energy” по долгосрочному контракту.

В 2005-2010 гг. суммарные продажи СПГ на спотовой основе достигли 4,4 млн. т (6,1 млрд. куб. м).

По мнению аналитиков, Россия может проникнуть на рынки крупнейших азиатских государств за счет поставок сжатого, а не сжиженного газа. Так, заместитель председателя правления концерна “Газпром” А. Ананенков полагает, что “согласно намеченным планам, газ будет выходить в район Владивостока и необходимо решать вопрос о его морской транспортировке, которая для удаленного потребителя возможна как в виде СПГ, так и в виде сжатого газа, что экономически более выгодно. В настоящее время концерн совместно с японскими и южнокорейскими партнерами приступил к разработке подобных технологий, поскольку расчеты показывают, что на расстояние до 2,5 тыс. миль более эффективно переправлять газ морским транспортом в сжатом виде, а не в виде СПГ. Данная транспортировка осуществляется под высоким давлением, но это – не температура минус 164 ^оС, не криогенные технологии”. (БИКИ/Химия Украины, СНГ, мира)