Прежде чем доставить природный газ до конечного потребителя его необходимо регазифицировать, перевести из жидкого состояния в газообразное. Поэтому просто сменить рынки сбыта и перенаправить СПГ в другие регионы получается не всегда возможным. Регазификационные терминалы, а именно их мощность и количество, являются ключевыми характеристиками для развития мирового рынка сжиженного природного газа, а также определяющими ключевые линии поставок.

Проанализировав все ключевые аспекты в развитии мирового рынка сжиженного природного газа, можно определить потенциально перспективные рынки сбыта для российского СПГ, а также определить возможности по выходу России на перспективные рынки.

2.1 Основные импортеры СПГ в Европейском и Американском регионах

Европейский рынок

Европейские страны уделяют особое значение природному газу, страны этого региона рассматривают «голубое топливо» как топливо будущего. По планам стран Европы, природный газ должен занять долю атомной и угольной энергии в энергобалансе региона. Уже сейчас на природный газ приходится более 20% [25] от общего энергопотребления стран Европы, ежегодно увеличиваясь. Россия по-прежнему остается основным поставщиком природного газ для Европейского региона. Сильнейшим стимулом в увеличение доли сжиженного природного газа в совокупном энергобалансе является желание перестать быть зависимым от одного поставщика.

Период кризиса 2008-2011гг. привел к общему снижению энергопотребления, в частности и в потребление природного газа, однако импорт сжиженного природного газа продолжал расти. На начало кризиса объем импорта СПГ в Европу составлял 55,3 млрд. куб. м, а к концу, в 2011г., объем импорта увеличился на 64% и составил 90,7 млрд. куб. м [26].

Основными странами импортерами Европейского региона являются Франция, Великобритания и Испания. Основными экспортерами в эти страны являются Катар, Нигерия, Алжир, на эти страны приходится 80% экспорта СПГ в Европейский регион.

Великобритания

Соединенное Королевство является первой страной-импортером СПГ. Алжир поставлял сжиженный природный газ в Великобританию с 1965г, но по прошествии 15 лет импорт Великобритания перестала импортировать СПГ из Алжира. Через некоторое время, в 2000-х годах, уменьшение добычи собственного газа вынудило Великобританию восстановить поставки сжиженного природного газа.

Таблица 2.1.

Динамика импорта СПГ в Великобритании в млрд. куб. м

	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Объем	25,31	13,67	9,4	11,3	13,1	10,5

В 2005 году возобновились поставки сжиженного газа в Великобританию, эти же поставки были осуществлены из Алжира. Наличие в Великобритании торгового газового хаба «NBP» («National Balancing Point»), который был образован в 1996г., способствовало спотового рынка газа. Это позволило стать Великобритании не просто крупной страной-импортером СПГ, а стать неким «проводником» для поставщиков сжиженного газа на газовый рынок Европейского региона. Однако увеличение импорта газа из Норвегии, который поставлялся по газовой трубе, способствовало уменьшению импорта СПГ до 13,7 млрд. куб. м. [26]

Рисунок 2.1. - Экспортеры Великобритании

Великобритания приобретает СПГ в основном по долгосрочным контрактам. В среднем собственная добыча газа сокращается на 5-10% в Великобритании ежегодно. Норвегия является основным поставщиком газа по газопроводу, так как Великобритания - это остров, то единственной альтернативой норвежскому газу являются поставки сжиженного природного газа. Газ из Норвегии занимает 20% долю от общего количества потребляемого газа в странах Европы. В Великобритании сохраняется тенденция сокращения собственной добычи газа и зависимость от Норвежского газа.

Испания

Испания входит в список крупнейших импортеров сжиженного природного газа, заняв шестое место в мире по импорту СПГ (13,1 млрд. куб. м в 2016г) [Приложение А]. В Испании сложилась обстановка довольно сильной зависимости от импорта сжиженного природного газа, однако СПГ не единственный энергоресурс в энергобалансе страны. В энергобаланс также входит импортируемый газ по газопроводам из Норвегии и Алжира.

Ситуация зависимости от импортируемого СПГ сложилась после финансового кризиса, когда пришлось сокращать потребление трубопроводного газа из-за падения экономики.

Таблица 2.2. Динамика импорта СПГ в Испанию в млрд. куб. м

	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Объем	24,16	21,37	14,9	15,5	13,1	13,2

Основные экспортеры для Испании - это Нигерия, Катар, Алжир. Долгосрочные контракты обеспечивают основную долю импорта СПГ.

Промышленность является основным потребителем газа в Испании, это отрасль потребляет около половины всего имеющегося газа в Испании.

На данный момент Испания создает конкурентные условия для развития альтернативных источников энергии, и, хотя потребление импортируемого газа все равно довольно высоко, у Испании есть большие шансы в будущем использовать свои энергоресурсы из альтернативных источников энергии.

Американский рынок

Еще 10 лет назад никто не прогнозировал, что США проявит интерес к разработке сланцевых месторождений, однако такое произошло. Буквально за десятилетие США практически полностью избавились от импортируемого сжиженного природного газа. Этот факт привел к значительному сокращению спроса СПГ на американском рынке. Так же этот факт привел к тому, что некоторые компании, которые прогнозировали сбывать свой СПГ на американский рынок, понесли убытки, из-за резкого снижения спроса в Северной Америке.

Таблица 2.3. Динамика импорта СПГ в США в млрд. куб. м

	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Объем	10,1	4,95	2,7	1,7	2,6	2,5

Соединенные Штаты активно импортировали сжиженный газ из Алжира еще в начале 1970-х годов. Через некоторое время США практически полностью отказались от импортируемого СПГ и начали создавать условия для собственной добычи газа внутри страны, поводом послужили разногласия по ценовой политике с Алжиром.

Хотя с 1990-х США возобновили импортные поставки, но с тех пор отдают большее предпочтение собственной добычи. Собственная добыча природного газа обеспечивает 94% всех потребностей внутри страны в энергоресурсах. До недавних пор основным поставщиком СПГ в США были Тринидад и Тобаго, которые обеспечивали 6% импортных поставок газа в Штаты.

В краткосрочной перспективе не стоит ожидать повышения импорта в США, ибо те производственные мощности по сжижению природного газа пока что обеспечивают внутренние потребности страны. Не смотря на это, рынок Северной Америки до сих пор считается потенциально интересным рынком для сбыта СПГ.

2.2 Состояние и перспективы развития регазификационных терминалов

Прежде чем сжиженный природный газ поступит к конечному потребителю его необходимо регазифицировать. Регазификация - это обратный процесс сжижению, нужен же этот процесс для того что бы природный газ, который был до этого сжиженным, пустили в газотранспортную систему для транспортировки уже непосредственно к конечному потребителю. Данный процесс не менее важен, чем процесс по сжижению. Благодаря этому, уделяют большое внимание мощности регазификационных терминалов, так как это входит в список важных характеристик рынка сжиженного газа.

Доставив СПГ в пункт доставки, в приемных терминалах начинают перегружать сжиженный газ с танкера-газовоза в специальные хранилища. Хранилища могут быть как надземными, так и надземными. Какое-то время сжиженный газ хранится в этих резервуарах, где поддерживаются низкие температуры и нормальное атмосферное давление. Затем под высоким давлением и высокой температурой СПГ проходит через различные технические компоненты и отделения терминала. Проходя через данный процесс СПГ нагревается и принимает газообразное состояние, после чего по поступает к конечным потребителям по газопроводной системе.

Япония и США обладают крупнейшими регазификационными мощностями на сегодняшний день.

Регазификационные терминалы Японии

Япония раскинулась на территории с высокой сейсмоактивностью с весьма небольшими земельными ресурсами, имея ввиду эти факторы, приемные терминалы расположены на территории государства неравномерно. Также географический фактор не позволяет образовать единую систему газового транспорта. Некоторые приемные терминалы расположены либо в морской зоне, либо в отдалении, не имея общего взаимодействия между собой. Это приводит к тому, что обеспеченность газом для промышленности и населения неравномерна.

Япония лидирует по количеству приемных терминалов, так как Япония является так же лидером по импорту сжиженного природного газа.

Япония обладает 31 действующим терминалом и 4 терминала в стадии строительства.



Рисунок 2.2. Список регазификационных терминалов Японии

«Содегаура» является крупнейшем регазификационным терминалом на территории Японии. Находится терминал неподалеку от столицы Японии, Токио. Был введен в эксплуатацию в 1973г., принимает сжиженный природный газ из стран АТР и Катара. Терминал находится под управлением у компании «Токио Газ» («Tokyo Gas»). Данный терминал оснащен 35 хранилищами для сжиженного природного газа, общей емкостью 2,66 млн. [28]. куб. м. Компания «Токио Газ» следит за эффективной и бесперебойной работой терминала, для этого постоянно модернизируются системы сейсмо-защиты, системы безопасности, а также введен повышенный контроль за состоянием резервуаров.

Помимо этого, ведется строительство четырех новых регазификационных терминалов «Хашиное», «Хитачи», «Кита Куюшу», «Чин-Сендаи». Еще один находится в стадии проектирования. Успешное введение в эксплуатацию новых терминалов позволит улучшить ситуацию с обеспеченностью газом различных сфер государства.

Регазификационные терминалы Южной Кореи

Значительно уступая в количестве действующих приемных терминалов, Южная Корея все же занимает второе место в мире по их количеству, располагая четырьмя работающими терминала. На данный момент Южная Корея реализует проекты по строительству еще двух регазификационных терминалов.

Рисунок 2.3. Действующие приемные терминалы Южной Кореи

«Инчеон» - («Incheon») - крупнейший приемный терминал Южной Кореи, находящийся во владении компании «КоГаЗ» с 1996г. В 2002г. окончательно завершилось строительство терминала, так как он находился в постоянной модернизации и постоянном расширении из-за все растущих потребностей страны в сжиженном природном газе. На сегодняшний день «Инчеон» располагает двадцатью двумя хранилищами СПГ, из которых десять наземные и двенадцать - подземные. Более 3 млн. куб. м составляет совокупный объем вместимости резервуаров для хранения СПГ [29].

«Пьёнтакек» («Peyongtaek») - является самым первым построенным и вторым крупнейшим регазификационным терминалом Южной Кореи, у которого изначально имелись десять резервуаров для хранения СПГ, совокупный объем которых был 1 млн. куб. м. На данный момент у этого терминала уже дополнительно построено 13 резервуаров для хранения СПГ и общий объем хранилищ, на сегодняшний день, составляет около 2.4 млн. куб. м.

«Самчеок» («Samcheok») - проект компании «КоГаз», окончание строительства которого намечено на 2019 год. Данный регазификационный терминал, по плану, будет обладать регазификационной мощностью в 18,42 млн. тонн СПГ/год, а совокупный объем хранилищ 2.6 млн. куб. м.

В 2015 году завершилась модернизация терминалов «Тонгьон» и «Гванган» по увеличению мощностей регазификации СПГ на 8 млн. тонн СПГ/год (11 млрд. куб. м) и 1,31 млн. тонн СПГ/год (1,8 млрд. куб. м) соответственно.

Регазификационные терминалы Южной Кореи были построены позже, чем у их ближайшего соседа - Японии. Однако пока Японии ведет борьбу со стихийными бедствия, связанными с географическим положением государства, и проводит процессы по модернизации уже износившихся регазификационных мощностей, Южная Корея продолжает реализовывать проекты по строительству все новых терминалов и расширению уже построенных.

Регазификационные терминалы Китая

Китайская Народная Республика является лидером по темпам наращивания регазификационных мощностей на своей территории. Китай активно наращивает свои производственные мощности из-за растущего энергопотребления внутри страны. Связано это с тем, что 21 век для Китая ознаменован значительными темпами роста экономики. Чтобы благоприятные тенденции в экономической деятельности продолжались и дальше, Китаю требуются все большее количество энергоресурсов. Сжиженный природный газ является особо интересным видом энергоресурсов для КНР, поэтому развитие регазификационной отрасли занимает важное место в энергетической политики.

На 2017 год в Китае уже действовали 13 проектов по регазификации СПГ [30], основная часть которых была реализована за последнее десятилетие. Общая мощность регазификации составляет 56 млн. т\год.



Рисунок 2.4. Приемные терминалы Китая

«Гуандун» («Guangdong») - является первым регазификационным терминалом Китая, который находится в провинции Гуандун. Начало строительства данного терминала было в 2002г., а в 2006г. первый этап строительства, в который входили строительство приемного терминала и реализация двух хранилищ СПГ, уже был завершен. Второй этап строительства предполагал расширение регазификационных мощностей и был завершен в 2008г, увеличив импорт до 5 млн.тонн. год. На сегодняшний момент регазификационный терминал «Гуандун» имеет мощность около 12 млн. тонн СПГ/год.

«Фуцзянь» - второй по счету действующий регазификационный терминал Китая, который заработал в 2008г. Изначально производственная мощность составляла 2,6 млн. тонн СПГ/год, а емкость хранилищ 640 тыс. куб. м. СПГ, пройдя регазификацию в «Фуцзянь», поступает по газопроводам в города провинции «Фуцзянь» и в ее промышленные центры.

«Шанхай» («Shanghai») - один из крупнейших регазификационных терминалов Китая, первый этап проекта был реализован в 2009г., тогда же введен в эксплуатацию. После модернизации по увеличению мощности в 2015 году, регазификационная мощность составила 6 млн. тонн СПГ/год. Терминал снабжает газом одноименную провинцию по газораспределительной сети.

В 2017 году Китай реализовал второй этап проекта плавучей регазификационной установки «Тянцзин», сам старт проекта был в 2013г. На первом этапе было реализовано строительство регазификационных мощностей в 2,2 млн. тонн СПГ/год. Второй этап предполагал увеличение мощностей до 6,4 млн. тонн СПГ/год. «Тянцзин» является первой и единственной плавучей установкой на территории Китая.

2.3 Современное состояние производства и потребления СПГ в странах Азиатского региона

Рынок газа Азиатско-тихоокеанского региона характеризуются лидерством по потреблению сжиженного природного газа. В данном регионе безусловными лидерами являются Япония и Южная Корея. Динамично развивающиеся экономики Китая и Индии, а также их интерес к СПГ, влечет за собой увеличение доли сжиженного газа в совокупной структуре энергобаланса региона.

Неразвитость газотранспортных систем в Китае и Индии является ограничивающим фактором для увеличения импорта СПГ этих стран. Однако Китай и Индия проводят ряд мероприятий, которые в перспективы должны решить проблему с данным ограничивающим фактором и увеличить долю сжиженного и обычного газа в структуре энергобаланса. Между 2015 и 2016 годами Китай увеличил импорт СПГ на 25% до 34.3 млрд. куб. м [Приложение А].

Южная Корея, Тайвань и Япония сильно ограничены в собственных ресурсах, а динамичное экономическое и техническое развитие дает основания полагать, что данные страны будут предъявлять стабильный спрос на сжиженный природный газ. В долгосрочной и краткосрочной перспективе страны Азиатского региона по-прежнему будут оставаться одними из крупнейших импортеров сжиженного природного газа.

Япония

Японское государство на протяжение многих лет остается крупнейшим потребителем сжиженного природного газа. Япония не имеет собственной добычи какого-либо вида природного газа, также государство не имеет газотранспортной системы, а точнее газопроводов, которые связаны с другими континентами и странами поставщиками природного газа. Данный факт объясняет лидирующее место в списке стран потребителей СПГ, а также по количеству регазификационных терминалов.

Таблица 2.4. Динамика импорта СПГ в Японию в млрд. куб. м

	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Объем	106,95	118,79	119,0	120,6	110,7	108,5

Резкий рост импорта СПГ в 2012 был вынужденной мерой из-за аварии на атомной электростанции «Фукусима», которая произошла после сильного землетрясения в японском море. Природные катаклизмы, такие как землетрясения и цунами, повлекли за собой к остановке и других ядерных реакторов. Рост импорта в 2012 году составил 11% по сравнению с прошлым годом. В 2010-2012 [30] годах новым экспортером Японии стала Российская Федерация. Этот момент связан с запуском большого СПГ-проекта «Сахалин - 2», на сегодняшний день большинство производимого сжиженного природного газа на «Сахалине - 2» законтрактовано Японией.

Однако в 2014-2015 годах Японское правительство вновь запустило в работу ядерные реакторы, которые до этого были в стадии проверок после аварии на «Фукусиме», что позволило обеспечить некоторый процент потребления энергоресурсов собственным производством атомной энергии. Это привело к небольшому снижению доли импорта СПГ в энергобалансе государства.

Япония также начала проводить усиленную политику в рамках энергосбережения, вводя новые технологии на производствах, этот факт также позволил Японии снизить темпы роста импорта сжиженного природного газа.

Однако ввиду новой энергополитики Японии, в которой власти отказываются от строительства новых атомных проектов, а возобновление атомных реакторов для производства «дофокусимовского» количества атомной энергии назначено не ранее 2030г., Япония и далее будет сохранять большой спрос на сжиженный природный газ.

На данный момент основными экспортерами Японии являются Австралия, Катар, Малайзия и Россия.

Вне зависимости от того, какие решения будут принимать власти в сфере атомной энергетике, Япония и далее будет обеспечивать большинство запросов по энергоресурсам сжиженным природным газом, так как СПГ экологически безопасен и удобен в транспортировке.

Китай

Китайский рынок занимает первое место по темпам роста потребления газа как на азиатском рынке, так и на мировом. За последние десять лет потребление сжиженного природного газа выросло до 34,3 млрд. куб. м в 2016г., когда как в 2015 было 25 млрд.куб. м [Приложение А]. Такие высокие темпы роста потребления СПГ обусловлены бурно растущей экономики Китая. В энергетической политики Китая действует специальная, общенациональная программа касательно сжиженного природного газа, в которой отдельное место занимают программы по реализации проектов приемных терминалов. В Китае действует программа по снижению выбросов в атмосферу углекислого газа на 40-50% к 2025 году относительно 2005г., поэтому власти стимулируют потребление природного газа, которое является экологически безопасным.

Таблица 2.5. Динамика импорта СПГ в Китай в млрд. куб. м

	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Объем	16,62	19,99	24,5	27,1	25,8	34,3

Первая поставка сжиженного природного газа в Китай произошла в 2006г. из Автралия, объем которой был равен 1 млрд.куб. м. На данный момент крупнейшим поставщиком СПГ для Китая является Катар, который поставляет 25% от общего объема СПГ в импорте Китая [32].

На сегодняшний день общий импорт природного газа Китая, включая СПГ, составляет 72,8 млрд. куб. м, половина из которых приходится на сжиженный природный газ.

Китай не так давно начал активно развивать программы по собственной добычи природного газа. В 2017г. Китай вошел в шестерку стран по объемам добычи газа, и добыл 147 млрд. куб. м [33]. «ПетроЧайна» является крупнейшей компанией Китая по объемам добычи природного газа, однако ведущим игроком на китайском рынке СПГ является «Чайниз Нейшнл Оффшор Ойл Корпорейшн», эта компания ведет активную деятельность по строительству приемных терминалов и импорту СПГ. Большинство приемных терминалов принадлежат именно этой газовой компании.

В Китае действует система регулирования внутренних цен на природный газ со стороны правительства, что отрицательно влияет на развитие и реализацию современных проектов в газовой отрасли. Но несмотря на это, благоприятные перспективы и прогнозы относительно развития газового рынка Китая, все также остаются. По прогнозам китайского министерства энергетики, потребление природного газа вырастет к 2020г до 347 млрд. м. куб, из которых более половины, а именно 220 млрд. куб. м будет обеспечивать собственная добыча газа [34]. Однако по прогнозам экспертов «Bloomberg» реальные показатели собственной добычи будут меньше целевых, и в результате к 2030г. 37 млн. тонн СПГ необходимо будет дополнительно закупать Китаю для обеспечения потребностей.

Индия

Индия одна из лидеров по темпам роста экономики, такое динамичное экономическое развитие невозможно без все растущего потребления энергоресурсов. Так как собственных ресурсов у Индии не так много, государство наращивает их импорт. Одним из ресурсов по высоким темпам роста импорта является сжиженный природный газ. Индийский рынок сжиженного природного газа только проходит первую стадию своего становления, в отличие от других крупных потребителей СПГ в Азиатском регионе. Сильное регулирование цен на природный газ правительством Индии сказалось на развитие рынка газа в этой стране, поставщикам импортного сжиженного газа необходимо свободное ценообразование, которое на данный момент в основном определяется тенденциями мирового рынка газа. Однако в последние годы власти Индии проводили либеральные реформы в области газового сектора, что позволило почувствовать некоторую свободу поставщикам сжиженного природного газа.

На настоящий момент совокупное потребление природного газа в Индии составляет 56 млрд. куб. м. Из которых более трети - это импорт сжиженного природного газа.

Таблица 2.6. Динамика импорта СПГ в Индии в млрд. куб. м

	2011	2012	2013	2014	2015	2016
Объем	17,10	20,4	19,0	18,9	20,9	22,5

Государство Индия занимает 21-е место по объемам запасов природного газа (1,4 трлн. Куб. м) и 25-е место по его добычи (31 млрд. куб. м). По прогнозам Международного энергетического агентства, Индия будет демонстрировать темпы роста энергопотребления по 3% в год до 2035, что является самыми большими темпами роста (Китай - 1,6% в год). Индия будет являться вторым государством в списке лидеров по потреблению природного газа после Китая. Индия, как и Китай, борется с проблемами в области экологии и вводит новые законы, стимулирующие потребление природного газа, что будет являться стимулом для роста импорта СПГ в энергобалансе. По прогнозам МЭИ рост объемов СПГ в Индии составит 90 млрд. куб. м газа к 2030г. На данный момент индийские власти и газовые компании ведут активную партнерскую деятельность со странами поставщиками сжиженного природного газа, в том числе и с Россией, а также развивают инвестиционную деятельность в области строительства приемных терминалов. Для российской газовой компании «Газпром» индийский газовый рынок является наиболее перспективных рынков для сбыта сжиженного природного газа. На данный момент уже подписан контракт на поставку СПГ между «Газпромом» и индийской компанией «Gail» объемом до 4 млрд. куб. м СПГ в год, которая должна начаться в 2019г. На данный момент основным поставщиком СПГ в Индию является государство Катар. В марте 2018 года была осуществлена первая поставка сжиженного природного газа из России, в рамках проекта «Ямал СПГ» компанией оператором которого является компания «Новатэк», а объемы первой поставки были равны 1 млрд. куб. м.

По прогнозам Агентства энергетической информации США, объемы потребления природного газа в Индии могут составить к 2030г. от 95 млрд. куб. м. до 272 млрд. куб. м, а более вероятным сценарием потребления будет объем в 169 млрд. куб. м в год.

Страны Азиатско-тихоокеанского региона на сегодняшний день являются главными потребителями сжиженного природного газа. Высокий спрос в первую очередь связан с количеством собственных энергоресурсов, которых не так много, а также с географическим положением. В Китае и Индии импорт сжиженного природного газа становится все более интересным вариантом из импорта энергоресурсов.

Развитие глобального рынка СПГ имеет особенность неравномерности, страны-экспортеры находятся на достаточно большом расстоянии от стран-импортеров СПГ, но, не смотря, на это СПГ все так же остается перспективным направление в газовой отрасли в долгосрочной перспективы, имея возможность занять значительную долю в мировом энергобалансе.

Создание новых проектов по регазификации сжиженного природного газа является важнейшим условием для дальнейшего благоприятного развития рынка СПГ. Технические характеристики разнятся от терминала к терминалу, связано это прежде всего с внутренними потребностями страны в СПГ.

В производственно-сбытовой цепочке СПГ, регазификационные терминалы тесно связаны с остальными звеньями, такими как транспортировка, хранение и производство, поэтому их развитие и совершенствование технологий также взаимосвязаны.

Говоря о перспективных направлениях для экспорта Российского сжиженного природного газа, особое значение занимает Азиатский регион, как самый перспективный и удобный для сбыта.

рынок газ экспорт инновация

Глава III. Перспективы развития производства СПГ в РФ

На протяжении многих лет Россия является крупнейшим игроком на глобальном рынке энергоресурсов. Россия активно участвует в торговле углеводородами на мировом рынке. На данный момент

На данный момент Россия занимает второе место по добыче природного газа (642 млрд. куб. м по данным ОПЕК на 2016г), а по экспорту первое (222,9 млрд. куб. м по данным «BP» на 2016г.).

Мировое потребление природного газа неуклонно растет, растет также потребление сжиженного природного газа. В связи с этим перед Россией на данный момент стоят две задачи. Первая это поддержка стабильного развития российской газовой отрасли, а точнее изучение потенциальный и доказанных месторождений природного газа, а также его переработка и транспортировка. Вторая же задача - это более рациональное использование текущего газового потенциала, диверсифицированное его развитие во всех отраслях экономики.

3.1 Современное состояние производства СПГ в РФ

Зимой 2018 года был из порта «Сабетта» был отправлен первый танкер со сжиженным природным газом. Первый отправленный сжиженный природный газ из данного порта был произведен на заводе «Ямал СПГ», компанией оператором которого является «Новатэк». Данная поставка ознаменовала успешный ввод в эксплуатацию первой производственной линии на заводе, из трех планируемых общей мощностью 16,5 млн. тонн год [34], на заводе по сжижению природного газа «Ямал СПГ». Проект «Ямал СПГ» это первый СПГ завод на территории России в котором контрольная доля принадлежала изначально российским акционерам.

Помимо проекта «Ямал СПГ» в России также планировалось реализовать проекты по увеличению мощностей на заводе «Сахалин - 2», введение в эксплуатацию проектов «Штокмановский СПГ», «Балтийский СПГ», «Владивосток СПГ». Однако до сих пор данные проекты не реализованы.

В первую очередь это обусловлено некоторыми ограничениями в экспорте СПГ из России, что было частично либерализовано в 2013г. После либерализации в российском законодательстве право на экспорт получили компании, работающие на шельфе и компании у которых в лицензиях на месторождения к 1 января 2013г. значилось строительство СПГ-комплекса или отправка добытого газа на сжижение. Такими компаниями значились, помимо «Газпромп», «Новатэк» и «Роснефть».

Санкции, введенные против России, так же привели к торможению реализации СПГ-проектов. В рамках санкций против российский газовых компаний, значился запрет на поставку специального оборудования для третьего этапа проекта «Сахалин - 2», либо для СПГ-проекта «Владивосток СПГ». «Газпромбанк», который должен был владеть 49% в компаниях операторах СПГ-проектов, таких как «Балтийский СПГ» и «Владивосток СПГ», так же попал под санкции. «Новатэк» также частично попал под санкции, что урезало список компаний инвесторов для проекта «Ямал СПГ», в котором после введенных санкций основными инвесторами стали китайские банки, которые в общей сумме проинвестировали около 12 млрд. долларов.

Однако перечисленные ограничения и риски не отпугивают российские газовые компании от реализации СПГ проектов. На настоящий момент «Новатэк» запланировал реализацию строительства СПГ-комплекса общей мощностью 18 млн. тонн на полуострове Гыдан («Арктик СПГ-2»). В планах у газовой компании «Газпром» реализация проекта по строительству третьей очереди СПГ-завода «Сахалин - 2», а также завершить строительство проектов «Балтийский СПГ» и «Владивосток СПГ».

«Ямал СПГ»

«Ямал СПГ» - проект СПГ комплекса по сжижению природного газа мощностью 16,5 млн. тонн\год. Месторождением, с которого поставляется природный газ для проекта, является Южно - Тамбейское, расположенное на полуострове Ямала, запасы которого 927 млрд. куб. м. Компанией оператором комплекса является «Ямал СПГ» [35], в которой контрольный пакет принадлежит газовой компании «Новатэк» (50,1%), остальные акционеры компании это Total (20%), CNPC (20%). Стоимость всего проекта оценивается в 26,9 млрд. долларов.

Совет директоров компании «Ямал СПГ» принял окончательное решение по инвестиционной политики в 2013 году, оценив необходимые вложения в 26,9 млрд. долл. США.

Между компаниями «Новатэк» и «Газпром» было заключено агентское соглашение, по условиям которого «Газпром» имел право переводить газ через границу, а собственником газа все так же оставался оператор СПГ проекта, соглашение было заключено в 2010г. Однако через 3 года была частичная либерализация на рынке газа в России, и «Новатэк» теперь мог напрямую экспортировать газ за границу без посредников.

Сразу после либерализация закона о экспорте газа, «Ямал СПГ» заключила соглашение на поставку 2,5 млн. тонн\год с испанской компанией Gas Natural Fenosa, сроком на 25 лет. После этого также последовали заключения соглашений с Total (4 млн. тонн), PetroChina (3 млн. тонн). Уже в 2016г. 96% СПГ, который должен производится на заводе «Ямал СПГ», был законтрактован [36].

Основную роль в финансировании проекта «Ямал СПГ» сыграли российские и китайские банки, так как западные банки не могли принимать участие в финансировании из-за введенных санкций против России. Со стороны российский инвесторов выступили «Сбербанк» и «Газпромбанк», которые проинвестировали 3,6 млрд. евро, а со стороны китайский госбанков выступили Экспортно-импортный банк Китая и Банк развития Китая, проинвестировав в общей сумме 12 млрд. долларов.

Правительство России активно предоставляет льготы для СПГ комплекса «Ямал СПГ». Согласно предоставляемым льготам, на протяжении 12 лет со старта добычи на Южно-Тамбейском месторождении будет действовать нулевая ставка НДПИ и налога на имущество, также снижен налог на прибыль с 18% до 13,5%. Экспортные пошлины для проекта также снижены до нуля.

Круглогодичная транспортировка сжиженного природного газа будет действовать только в сторону западного направления, когда как в восточное направление транспортировка будет активна только с июля по декабрь, это связано с тем что завод «Ямал СПГ» находится в северных широтах и транспортировка происходит по северному ледовитому океану, где затруднен проход газовозов в зимний период. Для перевозки используются арктические танкеры класса Arc 7.

В общей сложности в собственный флот проекта «Ямал СПГ» будет входить 15 танкеров-газовозов, все из которых сооружены на корейской верфи Daewoo Shipbuilding and Marine Engireering.

В период летней навигации газовозы будут транспортировать сжиженный природный газ напрямую. В период зимней навигации танкеры-газовозы будут сначала доставлять СПГ в бельгийский порт Зебрюгге для передачи газа бельгийской компании Flyxus (дочка «Ямал СПГ»), которая будет реэкспортировать сжиженный природный газ в страны азиатского региона через Суэцкий канал.

После того как «Атомфлот» введет в строй атомные ледоколы «Арктика», «Сибирь», «Урал» (сдача в 2019, 2020, 2021 соответственно», время на транспортировку сжиженного природного газа в азиатские страны сократиться в два раза, при транспортировке напрямую через восточное направление в зимний период.

9 ноября 2017 года на заводе «Ямал СПГ» был произведен первый сжиженный природный газ для технического использования, после запуска первой производственной линии мощностью 5,5 млн. тонн\год СПГ [37].

В декабре 2017 года началось производство сжиженного природного газа пе первой производственной линии для отправки. Первым получателем СПГ с завода «Ямал СПГ» стала компания Petronas.

«Сахалин - 2»

Проект «Сахалин - 2» является самым первым проектом по сжижению природного газа на территории России. Данный проект разрабатывает месторождения Лунское и Пильтун-Астохское, открытые в 1980-х годах.

В 1990-х годах было принято решение о реализации проекта по сжижению природного газа в рамках проекта «Сахалин - 2», в том же году началось техническое и экономическое обоснование. Решение о производстве СПГ было принято также от того, что основные рынки сбыта Азиатского региона находятся в непосредственной близости от проекта.

В 2003г. началось строительство инфраструктуры, которая была необходима для работы проекта:

- Газодобывающая платформа «Лунская - А»

- Система трубопроводов (300 км морских, 1600 км наземных)

- Береговой технологический комплекс

- Насосно-компрессорная станция

- Завод по производству сжиженного природного газа

- Причал отгрузки СПГ

Уже в 2009 году проект был введен в реализацию, началось первое производство. В 2009 году был произведен первый объем сжиженного природного газа в размере 5,3 млн. тонн СПГ. В 2010 году комплекс заработал в полную мощность - 9,6 млн. тонн/год [38]. Поставляемый сжиженный природный газ в 2012 году дошел до уровня в 14,8 млрд. куб. м, равное 4,5% от общего объема всех мировых поставок сжиженного природного газа.

Оператором проекта «Сахалин - 2» является специально созданная компания «Sakhalin Energy», контрольный пакет принадлежит «Газпрому» (50,1%), Shell (27,4%), Mitsui (12,5%) и Mitsubishi (10%)

Компания «Sakhalin Energy» была создана в 1994г. для освоения двух месторождений Пильтун-Астохского и Лунского, с общими запасами газа 633,6 млрд. куб. м. Компания была создана на основе соглашения о разделе продукции. Данное соглашение подразумевает право, которое присуждается компании оператору, на разведку и добычу. На основе СРП, государство компенсирует расходы на освоение месторождения, а компания оператор делит прибыль от реализации проекта с государством.

Изначально контрольный пакет акций принадлежал компании Shell (55%), Mitsui и Mitsubishi принадлежало 25% и 20%. Однако в 2006г «Газпром» выкупил контрольный пакет акций за 7,45 млрд. долларов. До сих пор спорят о истинных причинах такого решения со стороны компаний которые продали часть своих акций, некоторые называют причинами претензии со стороны государственных регулятор, которые вынудили продать пакет.

До начала ввода в эксплуатацию проекта, 96% производимого сжиженного природного газа было законтрактовано. Его крупнейшими потребителями стали корейская Kogas (1,5 млн т), а также японские Tokyo Electric Power (1,5 млн т), Tokyo Gas (1,1 млн т), Kyushu Electric (0,5 млн т), Toho Gas (0,3 млн т), Hiroshima Gas (0,2 млн т) и Osaka Gas (0,2 млн т), а срок действия большинства договоров составил от 20 до 24 лет [39].

Платформа «Лунская - А» является основным поставщиком природного газа для сжижения. Платформа добывает газ на глубине 48 м и поставляет его по газопроводу длинной 15 км на территорию завода по сжижению.

Транссахалинская система нефте- и газопроводов обеспечивает взаимосвязь между объектами проекта «Сахалин - 2». В эту систему входит 300 км морских и 1600 км наземных газопроводов.

«Газпром трансгаз Томск» обеспечивает техническое обслуживание Транссахалинской системы газопроводов.

Сам завод по сжижению природного газ входит в комплекс «Пригородное», в него же входят причал для отгрузки СПГ и терминал отгрузки нефти. На данный момент на заводе по сжижению реализованы две производственные линии, общей мощностью 9,6 млн. тонн/СПГ год. Помимо этого, на территории завода реализованы лаборатория, два хранилища сжиженного газа, центральный пункт управления.

Причал отгрузки способен принимать около 160 танкеров-газовозов в год.

Основным покупателем сжиженного природного газа, производимого на заводе «Сахалин - 2», является Япония, для этого государства было специально построено три газовоза, которые на данный момент зафрахтованы на долгосрочный период и активно транспортируют газ.

Две технологические линии произвели в 2016г. 10,93 млн. тонн/СПГ год, что оказалось больше проектной мощности. На данный момент идет обсуждение строительства третьей производственной линии, инвестиционное решение по которой еще не принято. Главная причина - срыв проектного месторождения для поставок газа на сжижение, в проекте месторождением являлось Южно-Киринское, которое из-за санкций, введенных в 2015 году, оказалось невозможным для освоения, все потому что оборудование для разработки предполагалось поставлять из Норвегии и США. В сентябре 2017г, компании «Газпром» и «Роснефть» пришли к соглашению, что «Роснефть» будет поставлять газ для сжижения со своего проекта «Сахалин - 1» для третьей линии проекта «Сахалин - 2» [40].

Однако, так как сейчас приоритетными проектами для «Газпрома» являются газопроводы «Северный поток 2», «Сила Сибири» и «Турецкий поток», то эксперты прогнозируют ввод третьей линии СПГ-завода «Сахалин - 2» не раньше 2023 года.

«Дальневосточный СПГ»

Данный проект имеет производственную мощность в 5 млн. тонн/СПГ год, с расширением мощности до 10 млн. тонн. Месторождения, обеспечивающие поставки сырья - Чайво, Одопту, Аркутун-Даги, с общими запасами 485 млрд. куб. м газа, разрабатываемые консорциумом «Эксон Нефтегаз Лимитед» (30% у ExxonMobil, 30% у Sodeco, 20% у Роснефти и 20% у ONGC)[41].

«Дальневосточный СПГ» является совместным проектом компании «Роснефть» и ExxonMobil. В 2013 году началась работа над данным проектом, после заключения меморандума о взаимопонимании, в котором было закреплено намерении провести оценку эффективность данного СПГ-завода.

Компания «Роснефть» с 2013 года пыталась получить право на пользование Транссахалинской газотранспортной системой. В 2015г. Роснефть такое право все же получила, однако только к трубопроводам мощностью 2 млрд. куб. м, когда как для транспортировки необходимо 8 млрд. куб. м. Постройка второй ветки газопровода могла бы стать выходом для Роснефти, однако на это необходимо дополнительное разрешение со стороны акционеров Sakhalin Energy.

С учетом новых проектных затрат на постройку второй ветки газопровода, общая сумма затрат на реализацию проекта «Дальневосточный СПГ» оценивалась в 12 млрд. долларов, когда как без учета второй ветки газопровода в 8 млрд. долларов.

Однако до сих пор от реализации проекта «Дальневосточный СПГ» Роснефть не отказывалась, о сохранении интереса к данному проекта так же сообщил президент компании ExxonMobil.

«Печора СПГ»

СПГ проект с ресурсной базой месторождений Кумжинского и Коровинского месторождений на территории Ненецкого автономного округа, с общими запасами 165 млрд. куб. м газа. Общая мощность проекта 4 млн. тонн/СПГ год. В 2015 году была специально создана компания оператор «Печора СПГ».

Проект был впервые анонсирован в 2009 году, работу по реализации «Роснефть» ведет совместно с группой «Аллтек». В 2010г. было принято окончательное решение о реализации. Местом дислокации являлось побережье Баренцева моря. Строительство планировалось начать в 2011г, а ввод в эксплуатацию планировалось совершить в 2015г. Общие инвестиции оценивались в 6 млрд. долларов, из которых 3,5 млрд. долларов должны были пойти на строительство завода, 1,5 млрд. долларов на добычу и 1 млрд. долларов на транспортную инфраструктуру. Планировалось также расширение ресурсной базы, что позволило бы расширить мощности СПГ-завода до 8 млн. тонн [42].

Однако на данный момент «Печора СПГ» так и остается на бумаге, основной причиной этого является то, что у операторов отсутствует право на экспорт сжиженного природного газа. Законодательство в сфере экспорта газа из России не позволило реализовать проект группе «Аллтек». На данный момент идут переговоры по переориентации завода с производящего сжиженный природный газ на газохимический комплекс для производства метанола.

Однако «Печора СПГ» как проект по производству сжиженного природного газа так и не отменен окончательно. На данный момент Роснефть находится в поиске стратегического инвестора для реализации проекта, им может стать компания BP, президент которой заявил об интересе к участию в проекте.

«Балтийский СПГ»

Проект завода по производству СПГ мощностью 10 млн. тонн с возможностью расширения до 15 млн. тонн, который будет расположен в порту Усть-Луга Ленинградской области. Оператором проекта должно будет стать СП «Газпрома» и Shell - о его создании компании договорились в июне 2017 г. Роль ресурсной базы будут выполнять не конкретные месторождения, а поставки из единой системы газоснабжения (ЕСГ) «Газпрома». Построить завод по сжижению газа на Балтике монополия планировала еще больше 10 лет назад. В 2005 г. «Газпром» и «Совкомфлот» создали совместное предприятие Baltic LNG с долевым участием в 80 % и 20 %, которое получило в пользование 270 га земли под строительство в Приморске (Ленинградская область) завода мощностью 7 млн. тонн СПГ для поставок в США и Канаду [43]. Однако в 2007 г. проект был признан нерентабельным - «Газпром» от него отказался в пользу «Штокмановского СПГ», который, правда, в 2013 г. был свернут. В 2011 г. Baltic LNG выкупил «Сибур» с целью построить газохимический комплекс. Однако и этот проект так и остался на бумаге, в результате Baltic LNG была ликвидирована.

В июне 2013 г. «Газпром» реанимировал проект, заключив с Ленинградской областью меморандум о взаимопонимании и сотрудничестве при строительстве завода СПГ. В качестве места размещения будущего завода рассматривались две площадки в Выборгском районе и одна - в Кингисеппском. В апреле 2015 г., при принятии окончательного инвестиционного решения, выбор пал на порт Усть-Луга; стоимость проекта была оценена в 10 млрд. долл. США. Партнером «Газпрома» стала Shell. В июне 2016 г. компании подписали меморандум о взаимопонимании по проекту, а в минувшем августе договорились о совместном проведении технико-экономического исследования (ТЭО). К участию в проекте «Газпром» хотел привлечь «Газпромбанк»: в марте 2014 г. стороны заключили соглашение, по которому банк должен был получить менее 50 % в проектной компании, для того чтобы привлечь средства от российских и зарубежных финансовых институтов. Однако в январе 2016 г. совет директоров «Газпрома» исключил из договора условия участия «Газпромбанка» в проектной компании, оставив за ним лишь роль финансового консультанта. Причиной стали международные санкции против «Газпромбанка», осложнившие выход на зарубежные рынки. Интерес к проекту проявляли также японские Itochu Corporation и Mitsui & Co., Ltd: в июне на Санкт- Петербургском международном экономическом форуме Алексей Миллер провел встречу с их представителями, однако о конкретных результатах переговоров не сообщалось. На момент возобновления проекта его планировалось завершить в 2018 г. Однако с 2013 г. сроки запуска завода несколько раз переносились: ввод в эксплуатацию теперь ожидается в 2022-2023 гг., как следует из мартовского меморандума к выпуску еврооблигаций. Но и этот срок может быть сдвинут. Причина - не только высокая напряженность инвест программы «Газпрома», приоритетом которой пока остаются трубопроводные проекты («Северный поток-2», «Сила Сибири», «Турецкий поток»), но и риски «Балтийского СПГ». К числу последних относится и затоваренность европейского рынка, на который ориентирован проект, и его логистическая сложность: в силу узости датских проливов, соединяющих порты Балтийского моря с портами мирового океана, «Газпрому» для перевозки СПГ придется использовать небольшие газовозы, что может привести к удорожанию проекта. В этой связи «Балтийский СПГ» вряд ли будет пущен в эксплуатацию раньше, чем третья очередь СПГ-завода «Сахалина-2».

«Арктик СПГ-2»

Проект завода по производству СПГ из трех очередей общей мощностью до 18 млн т. Ресурсной базой должно будет стать Утреннее месторождение с доказанными запасами 388,5 млрд куб. м (согласно классификации SEC по состоянию на 31 декабря 2016 г.), расположенного на соседнем с Ямалом Гыданском полуострове. Лицензией на него владеет «дочка» «Новатэка»

Технико-экономическое обоснование (ТЭО) проекта будет представлено не раньше 2018 г. Согласно предварительной оценке «Новатэка», за счет 30%-ого снижения средних капиталозатрат в сравнении с «Ямалом СПГ» его стоимость составит 19 млрд долл. США. В отличие от проекта «Ямал СПГ», линии по сжижению газа будут расположены не на берегу, а в Карском море на гравитационных платформах; как и остальное оборудование, они будут произведены на Кольской верфи в Мурманской области 37. Лицензия на технологию сжижения газа уже приобретена у немецкой Linde AG - об этом было объявлено в мае 2017 г. В целях реализации проекта Linde AG подписала с «Новатэком» и соглашение о стратегическом сотрудничестве, к которому также присоединились французская Technip и Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа (НИПИГАЗ) [44].

У проекта, возможно, будет тот же состав участников, что и у «Ямала СПГ». Об интересе к «Арктик СПГ-2» со стороны китайской CNPC в августе 2016 г. сообщал начальник управления ее внешних связей Ли Юэцян. О желании участвовать в проекте в июле 2017 г. заявлял и президент Total Патрик Пуянне: правда, по его словам, компания пока не решила, будет ли она участвовать в нем напрямую или же опосредованно, через партнерство с «Новатэком», в капитале которого Total принадлежит 19%. Проект может получить финансирование со стороны японского банка JBIC, ранее предоставившего «Ямалу СПГ» заем на 200 млн долл. США - об этом в ноябре 2016 г. заявлял главный исполнительный директор JBIC Тадаси Маэда [45].

Один из рисков проекта - растущая конкуренция на мировом рынке СПГ, под влиянием которого законтрактовать газ с «Арктик СПГ-2» будет непросто. Производство сжиженного газа на втором заводе «Новатэка» должно будет начаться в 2022 г.: по оценке Международного энергетического агентства, к этому моменту глобальное производство СПГ вырастет до 650 млрд куб. м в год в сравнении с 452 млрд в 2016 г., тогда как спрос достигнет лишь 460 млрд. В таких условиях у потребителей будет больше возможностей добиваться низких цен. Нельзя исключать и сложностей с привлечением внешнего финансирования: как и в случае с «Ямалом СПГ», участникам проекта придется рассчитывать в первую очередь на средства азиатских банков. Впрочем, более детально перспективы проекта будут ясны только после запуска «Ямал СПГ»: от его рентабельности во многом зависит окончательное инвестиционное решение по «Арктик СПГ-2».

3.2 Экономическое обоснование целесообразности экспорта СПГ на Азиатский рынок

На данный момент, главным перспективным рынком сбыта сжиженного природного газа является Азиатский рынок. Позитивные тенденции в политических отношениях, географическое положение, темпы роста потребления газа, все это как нельзя лучше сказывается на перспективах экспорта СПГ в страны этого региона. Рынок сжиженного природного газа находится в стадии своего бурного развития. Страны экспортеры активно внедряют все новые проекты по увеличению производственных мощностей, страны импортеры проводят реализацию проектов по увеличению приемных и регазификационных мощностей.

Динамика роста спроса на сжиженный природный газ обуславливается следующими факторами

- общемировой рост спроса на природный газ для поддержания определенного уровня развития экономики

- быстрые темпы роста спроса на сжиженный природный газ в странах с активно развивающимися экономиками, коими являются страны Азиатского региона

- переход от экологически опасных видов энергоресурсов к безопасным, таким как природный газ

- динамичное технологическое развитие проектов по сжижению, хранению, транспортировке СПГ

В странах Азиатского региона текущий экономический рост должен обеспечиваться все нарастающим энергопотреблением. Однако данные страны не располагают внушительными объемами собственных энергоресурсов, либо собственная добыча находится на довольно низком уровне.

Ярким примером ограниченности ресурсов является Япония, лидер по импорту СПГ, в условиях жесткой ограниченности как энергоресурсов, так и территориальных ресурсов, Япония вынуждена поставлять сжиженный природный газ в больших объемах, так как он не только эргономичен в транспортировке, но и является экологически безопасным. К политике экологической безопасности Япония вынуждена была перейти после катаклизмов 2011-2012 годов, после которых начала резко сокращать производство собственной атомной энергии.

На основе выявленных данных по мировому потреблению сжиженного природного газа, можно спрогнозировать дальнейший спрос как на мировом рынке, так и на азиатском.

Рисунок 3.1. Прогнозируемый график по росту потребления СПГ в Мире

Прогнозируемый мировой спрос в 2030г. в размере 560млрд. куб. м является наиболее вероятным сценарием роста спроса на сжиженный природный газ, так как большинство энергетических агентств, таких как например Shell [46], также прогнозирует примерно такой рост потребления сжиженного природного газа.

Основу данного роста обеспечивает быстро-растущее потребление сжиженного природного газа в странах Азиатского региона, а именно в Китае и Индии, которое обуславливается темпами роста экономик.

Чтобы точнее определить темпы роста спроса на СПГ в странах азиатского региона, следует спрогнозировать на основе имеющихся данных.



Рисунок 3.2. Прогнозируемый график по росту потребления СПГ в Азиатском регионе

Сравнивая два данных прогноза, что основную долю потребления сжиженного природного газа будут потреблять страны Азиатского региона. В мировом потреблении СПГ к 2030г. 560 млрд. куб. м, из которых на страны Азиатского региона приходится около 400 млрд. куб. м.

Россия занимает выгодное географическое положение для экспорта сжиженного природного газа в страны Азиатского региона. Меньшие транспортные издержки связанные с дальностью транспортировки, позволяют сбывать продукцию по более выгодным ценам, нежели другим странам экспортерам.

В большинстве имеющихся проектах СПГ России практически весь объем производимого сжиженного природного газа уже законтрактован Азиатскими странами на основе долгосрочных контрактов, что позволяет иметь выгодные позиции при все растущих мировых производственных мощностях, которые грозят перепроизводством СПГ на мировом рынке.

...