Факторы конкурентоспособности австралийских СПГ-проектов на мировом мировом отраслевом рынке сжиженного природного газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Факторы конкурентоспособности австралийских СПГ-проектов на мировом мировом отраслевом рынке сжиженного природного газа

Введение

Сжиженный природный газ (далее СПГ) сравнительно недавно нашел широкое применение среди стран в качестве энергоресурса - сжижение газа начало активно развиваться только в начале 1980-х годов. Благодаря относительно низким ценам на транспортировку и экологичности данного энергоресурса, СПГ-рынок начал активно развиваться, а доля сжиженного природного газа в мировой торговле газом за последние 20 лет увеличилась почти втрое: со 150 миллиардов кубометров в 2000 году до 450 миллиардов кубометров в 2019 году, более 21 % которых в настоящее время производится Австралией. Австралия является вторым по величине экспортером СПГ в мире после Катара, и по прогнозам Энергетического Информационного Агентства США может занять первенство среди стран-экспортеров СПГ в 2020 году. Однако сжиженный природный газ из Австралии не всегда занимал лидирующие позиции на мировом отраслевом рынке, СПГ-индустрия в Австралии начала активно развиваться лишь с 2016 года. Доля экспорта СПГ занимает значительную долю в структуре ВВП Австралии, в связи с чем является целесообразным выявление факторов, обеспечивающих конкурентоспособность австралийских СПГ-проектов, для возможности перенятия опыта Австралии при построении СПГ-заводов другими странами, в том числе и Россией.

Актуальность данной работы обусловлена увеличением доли СПГ в структуре мировой торговли энергоресурсами. Целью данного исследования является определение факторов конкурентоспособности австралийских СПГ проектов и их позиций на мировом отраслевом рынке. Для достижения данной цели в работе поставлены следующие задачи:

Определить структуру, характеристики и тенденции развития мирового рынка СПГ;

Определить основные этапы становления австралийской СПГ-индустрии;

Выделить основные австралийские и мировые СПГ проекты, участвующие в мировой торговле;

Провести обзор литературы по методам определения конкурентоспособности СПГ-проектов;

Определить факторы ценовой конкурентоспособности австралийских предприятий по производству сжиженного природного газа;

Определить место австралийских проектов среди однородных групп мировых СПГ-проектов;

Рассчитать индекс конкурентоспособности предприятий по производству сжиженного природного газа и определить место австралийских СПГ-проектов на мировом отраслевом рынке;

Выявить основные вызовы, стоящие перед австралийскими СПГ-проектами и дать рекомендации по развитию австралийской СПГ-отрасли.

Объектом исследования являются австралийские СПГ проекты. Предметом исследования являются факторы конкурентоспособности австралийских СПГ проектов на международной арене.

Работа состоит из введения, трех глав и заключения.

В первой главе проведен анализ мирового рынка сжиженного природного газа, выявлены ключевые характеристики и тенденции рынка, выделены основные игроки и рынки сбыта, определены ключевые СПГ-проекты основных стран-экспортеров газа, представлен обзор и сравнительный анализ производственных мощностей стран-экспортеров СПГ, а также рассмотрена история становления СПГ индустрии в Австралии.

Во второй главе проведен обзор литературы по методам оценки конкурентоспособности СПГ проектов, проведен анализ ценовой конкурентоспособности австралийских СПГ-проектов в разрезе основных статей расходов цепочки производства СПГ, проведен кластерный анализ и выявлена принадлежность австралийских СПГ проектов к той или иной группе мировых проектов, а также рассчитан индекс конкурентоспособности СПГ проектов и выявлены позиции австралийских предприятий по производству СПГ среди мировых.

В третьей главе дан прогноз конкурентоспособности австралийской СПГ отрасли в краткосрочной и долгосрочной перспективах, а также даны рекомендации по улучшению позиций австралийских и российских СПГ проектов с точки зрения конкурентоспособности.

При написании данной работы автор опирался как на отечественную, так и на зарубежную литературу. Для анализа мирового рынка СПГ были использованы последние доступные отчеты международных отраслевых организаций, таких как International Gas Union (IGU), International Group of Liquified Natural Gas Importers (GIIGNL), International Energy Agency (IEA). Для исследования ценовой конкурентоспособности проектов использовались аналитический отчет Vygon Consulting и научные работы Oxford Institute For Energy Studies. Индекс конкурентоспособности СПГ проектов был построен на основе статей Л.А. Наруллиной и Л.В. Маймаковой. Рекомендации по улучшению позиций австралийских СПГ проектов были даны на основе отчетов международных консалтинговых агентств McKinsey & Company и Deloitte.

1.Анализ мирового рынка СПГ

1.1 Ключевые характеристики и тенденции

рынок газ природный

На сегодняшний день природный газ считается одним из самых перспективных энергоносителей, благодаря своей экологичности и низкой стоимости транспортировки, а рынок природного газа - одним из наиболее конкурентных в мире. Природный газ используется для отопления жилых и промышленных помещений, для выработки электро- и тепловой энергии, для приготовления пищи, а также в качестве топлива для машин, ТЭЦ и котельных. Для удобства хранения и транспортировки природный газ охлаждают до температуры конденсации до -161,5 °С, после чего он превращается в жидкость, называемую сжиженным природным газом (СПГ). Объем газа при сжижении уменьшается в 600 раз, что является одним из основных преимуществ данной технологии.

За последние 20 лет объем мировой торговли сжиженным природным газом увеличился более чем в три с половиной раза: со 100 миллионов тонн (млн т) в 2000 году до 354,7 млн т в 2019 году, а количество стран-импортеров СПГ за тот же временной период увеличилось почти в четыре раза с 11 до 42 (см. Рисунок 1). Несмотря на то, что торговля СПГ начала формироваться еще в конце 1960-х годов, данный сектор начал приобретать поистине глобальный характер только в последние 10 лет. Как показано на Рисунке 1, объем торговли СПГ в период с 2009 по 2019 год увеличился примерно на 97 %, а наибольший темп роста - 24 % в год пришелся на 2010 год. Причинами столь значительного роста являются возрождение экономик после мирового финансового кризиса 2008-2009 гг. (в частности, возрождения китайской экономики и увеличения спроса на 18%), увеличение цен на энергоносители, «узость» спотового рынка после аварии на Фукусиме и выход катарского СПГ на европейский рынок.

Рисунок 1. Источник: International Gas Union

Мнение о том, что именно последнее десятилетие является периодом формирования глобального рынка СПГ, также разделяют российские ученые Института энергетики и финансов Владимир Фейгин, Николай Иванов и Владимир Ревенков, которые в своей работе по анализу рынка сжиженного природного газа в России и мире выделяют три основных периода развития торговли СПГ: 1) становление локальных рынков, 2) становление региональных рынков 3) создание глобального рынка.

К факторам, влияющим на увеличение мирового спроса на СПГ, относят диверсификацию потребляемых энергоресурсов странами в рамках политики обеспечения энергетической безопасности, относительную дешевизну природного газа по сравнению с другими энергоносителями, экологические преимущества газа, производство и транспортировка которого сопровождаются существенно меньшими выбросами вредных веществ в атмосферу. Таким образом, утверждение о стремительном росте спроса на СПГ в будущем не вызывает сомнений.

Действительно, отечественные и зарубежные эксперты сходятся во мнении, что мировой спрос на СПГ будет непрерывно увеличиваться в долгосрочной перспективе. Так, по прогнозам аналитиков международной нефтегазовой корпорации Shell, к 2040 году объем потребления природного газа увеличится в два раза и составит 700 млн т. Министерство Энергетики Российской Федерации предсказывает удвоение мирового спроса на СПГ до 600 млн т к 2035 году. Эксперты международного консалтингового агентства McKinsey & Company считают, что рынок СПГ будет расти с темпом 3,6% в год и к 2035 году составит 550 млн т. Мнение экспертов сходится в том, что в краткосрочной перспективе (ближайшие 5 лет), предложение СПГ будет превышать спрос, так как до 2015 года в условиях высоких цен на газ было принято множество инвестиционных решений о строительстве новых СПГ заводов. Как результат, сегодня на этапе строительства находятся 16 проектов по всему миру общей мощностью 93 млн т, при соблюдении сроков реализации которых в ближайшее время предложение СПГ будет превышать спрос на 21 млн т. Однако прогнозируется, что ситуация на рынке изменится в средне- и долгосрочной перспективе, так как при непрерывном росте спроса на СПГ ожидается, что страны-экспортеры уже к 2025 году не будут способны поддерживать необходимые производственные мощности для удовлетворения возрастающего спроса на СПГ. Так, по прогнозам аналитического агентства Facts Global Energy, к 2025 году на рынке СПГ начнет формироваться дефицит предложения, а к 2035 году ожидается, что общемировые производственные мощности будут достаточными лишь для обеспечения рынка АТР (см. Рисунок 2).

Рисунок 2. Формирование спроса и предложения на СПГ, 2016-2035 гг.

Одной из причин появления дефицита на рынке СПГ послужит отмена строительства ряда заводов по производству сжиженного природного газа, а также инфраструктурные ограничения (нехватка морских танкеров для транспортировки и др.). Так, неблагоприятная ценовая конъюнктура внесла значительные изменения в планы строительства новых СПГ заводов по всему миру: с начала 2015 года было отменено 20 проектов мощностью 184 млн т. Как результат, до конца 2022 года вводов в эксплуатацию новых СПГ проектов практически не ожидается. Кроме того, темпы роста предложения СПГ значительно опережают темпы роста флота морских танкеров для его перевозки, поэтому уже в 2020 году ожидается, что при стопроцентной загрузке строящихся мощностей потенциал производства СПГ составит 350 млн т, в то время как флот газовозов сможет обеспечить транспортировку только 341 млн т газа, причем прогнозируется, что разрыв будет увеличиваться с каждым годом.

Если прогнозы относительно темпов роста спроса и предложения на СПГ, представленные выше, верны, то на мировом рынке будет наблюдаться серьезное ужесточение конкуренции сначала среди экспортеров, а затем среди импортеров СПГ в борьбе за долю рынка, а также увеличение цены на сжиженный природный газ. Таким образом, в условиях ужесточения конкуренции, можно сделать вывод, о том, что наибольшую долю на рынке СПГ займет тот производитель, который сможет поставлять сжиженный природный газ по более низким ценам по сравнению с конкурентами.

Для того чтобы в полной мере оценить состояние рынка СПГ на данный момент, необходимо выделить основных экспортеров СПГ и их ключевые СПГ проекты, а также основных импортеров, которые формируют рынки сбыта.

1.2 Основные экспортеры и рынки сбыта СПГ

На мировом рынке СПГ исторически сформировались свои лидеры как среди стран-экспортеров, так и среди стран-импортеров. По состоянию на конец 2019 года экспортерами СПГ являются 19 стран, традиционными лидерами среди которых являются Катар и Австралия, совместно обеспечивающие почти 50% совокупного предложения на рынке (см. Рисунок 3). По последним данным, доля Катара в мировом экспорте СПГ в 2019 году составила 22 %, доля Австралии - 21,3 %.

Рисунок 3. Мировой экспорт СПГ и доли стран-экспортеров в 2019 г., млн т. Источник: International Gas Union.

Стоит также обратить внимание на динамику распределения долей экспорта среди стран-экспортеров в период активного развития СПГ-отрасли (за последние 10 лет). На протяжении последнего десятилетия Катар являлся абсолютным лидером по экспорту сжиженного природного газа. Однако примечательным является стремительное увеличение доли австралийского сжиженного природного газа в мировом экспорте с 2013 по 2019 год: за этот период доля экспорта из Австралии на мировом рынке СПГ увеличилась в 2,5 раза с 9 % до 21 % (см. Рисунок 4). За этот период в Австралии были построены и введены в эксплуатацию 7 новых заводов по производству СПГ. Прогнозируется, что в 2020 году экспорт австралийского СПГ увеличится на 41%, что позволит Австралии догнать и перегнать Катар по совокупным производственным мощностям и стать лидером среди стран-экспортеров СПГ. Стоит также отметить стремительное развитие СПГ-индустрии в США и появление Соединенных Штатов в качестве экспортера на мировом рынке СПГ с 2016 года. К концу 2019 года доля экспорта СПГ из США занимала 10% на мировом отраслевом рынке.

Такие страны как Малайзия, Нигерия и Россия, также являющиеся относительно крупными экспортерами СПГ, сохраняли свои доли на мировом рынке примерно одинаковыми в диапазоне 7 - 10% на протяжении последнего десятилетия. Доля остальных стран по отдельности составляет менее 4 % на мировом рынке и не является существенной для анализа.

Рисунок 4. Динамика распределения долей экспорта СПГ среди стран-экспортеров в 2009-2019 гг., %. Источник: составлено автором на основе IGU Annual Reports 2009-2019 гг.

Если экспорт сжиженного природного газа характеризуется отдельными странами-лидерами, то в структуре импорта СПГ преобладают традиционные регионы-лидеры. Бесспорными лидерами по импорту сжиженного природного газа являются страны Азиатско-тихоокеанского региона, такие как Япония, Китай, Южная Корея, Индия и Тайвань и другие, совокупный спрос на СПГ которых в 2019 году составил почти 70 % всего производимого СПГ на мировом рынке (см. Рисунок 5). Страны АТР образуют крупнейший в мире рынок сбыта сжиженного природного газа. Вторым по величине спроса на СПГ является европейский рынок, представленный такими странами, как Испания, Франция, Италия, Великобритания, Португалия, совокупный спрос которых составляет более 10 %.

Рисунок 5. Мировой импорт СПГ и доли стран-импортеров в 2019 г., млн т. Источник: International Gas Union

Однако стоит также рассмотреть динамику распределения долей импорта среди стран-импортеров, где также выделяются определенные тренды. Так, основной рост спроса на СПГ за последние десять лет происходил со стороны Китая: Китай увеличил объем спроса более чем в 4 раза с 4% в 2009 году до 17% в 2019 году, в то время как доля импорта других стран Азиатско-тихоокеанского региона, за исключением Японии, осталась практически неизменной (см. Рисунок 6). С 2009 по 2014 года Япония нарастила объем потребления СПГ с 32 % до 37 % совокупного мирового спроса, после чего спрос из Японии стал резко снижаться и достиг 22 % в 2019 году. Это может быть связано с введением в эксплуатацию пяти ядерных реакторов, вышедших из строя после аварии на Фукусиме в 2011 году, энергия которых теперь используется для производства электричества и вытесняет другие энергоресурсы, в частности, сжиженный природный газ. Ожидается, что стопроцентное использование мощностей новых японских ядерных реакторов будет вытеснять потребление СПГ на 5 млн т ежегодно.

Страны второго по величине спроса на СПГ европейского рынка характеризуется стабильными долями потребления природного газа: Франция, Италия и Португалия практических не изменили долю потребляемого газа за последнее десятилетие, Испания и Великобритания сократили импорт СПГ на 5 % и 2 % соответственно.

Таким образом, можно сделать вывод, что на рынке СПГ выделяются традиционные лидеры как по экспорту, так и по импорту газа, где основной спрос исходит из Азиатско-Тихоокеанского Региона, а основное предложение - от Катара и Австралии. Стоит также отметить тенденцию к диверсификации рынков покупки и сбыта СПГ среди стран в рамках политики обеспечения энергетической безопасности.

1.3 Ключевые СПГ проекты на мировом отраслевом рынке

Для дальнейшего анализа мирового рынка СПГ необходимо выделить ключевые СПГ-проекты в структуре мировой торговли. Целесообразным является рассмотрение крупнейших СПГ-проектов шести лидирующих стран-экспортеров СПГ: Катара, Австралии, Малайзии, Нигерии, России и США.

По состоянию на 2020 год в Катаре действуют 7 СПГ-заводов, принадлежащих крупнейшей государственной нефтяной компании Катара Qatar Petroleum, с общей производственной мощностью 78 млн т в год: Qatargas (1 - 4) и Rasgas (1 - 3). Заводы Qatargas, введенные в эксплуатацию в период с 1984 по 2011 год, обладают 7 производственными линиями с потенциальными производственными мощностями в 41,2 млн тонн ежегодно (Qatargas 1 - 10 млн т, Qatargas 2 - 15,6 млн т, Qatargas 3 - 7,8 млн т, Qatargas 4 - 7,8 млн т). Заводы Ras Laffan Liquefied Natural Gas Company, построенные в период с 1993 по 2005 года, также обладают 7 производственными линиями, потенциальные производственные мощности которых составляют 36,3 млн тонн ежегодно (Rasgas 1 - 6,6 млн т, Rasgas 2 - 14,1 млн т, Rasgas 3 - 15,6 млн т).

По состоянию на март 2019 года на территории Австралии - второй по величине экспорта СПГ мировой державы, работают 10 заводов по производству сжиженного природного газа, совокупная производительность которых равна 87,6 млн. тонн в год.

North West Shelf Venture - старейший в Австралии СПГ завод, построенный в 1989 году, обладает потенциальными производственными мощностями в 16,9 млн т, Darwin - 3,7 млн т, Pluto - 4,7 млн т, Queensland Curtis - 8,5 млн т, Gladstone - 7,8 млн т, Australia Pacific - 9 млн т, Gorgon - 15,6 млн т, Wheatstone - 8,9 млн т, Ichthys - 8,9 млн т и Prelude - 3,6 млн т (см. Рисунок 7). Стоит отметить, что 8 из вышеперечисленных СПГ проектов были построены и введены в эксплуатацию после 2012 года, что связано с аномально высоким увеличением спроса на газ со стороны АТР в этот период. Таким образом, при стопроцентной загрузке производственных мощностей Австралии, страна уже сейчас может догнать и перегнать Катар по производству и экспорту сжиженного природного газа.

Соединенные Штаты Америки, так же, как и Австралия, относительно недавно усилили свои позиции на мировом рынке СПГ, благодаря «сланцевой революцией», охватившей страну в начале 2010-х годов. Под сланцевой революцией понимают применение инновационных технологий добычи нефти и газа из сланцевых месторождений, что привело к увеличению объемов добычи нефти и газа в США в десятки раз и снижению цен. На данный момент в США действуют пять СПГ заводов совокупной мощностью 60,75 млн т в год: завод Sabine Pass, крупнейший СПГ завод США, построенный в 2016 году, 6 производственных линий которого обладают мощностью 27 млн тонн, Corpus Christi с производительностью 10 млн тонн в год, Cove Point с производительностью 5,25 млн тонн, а также два недавно открытых завода Freeport LNG и Cameron LNG с мощностями 15 и 13,5 млн т соответственно. Стоит также отметить амбициозные планы США по строительству еще 4-х заводов по производству сжиженного природного газа до конца 2023 года совокупной мощностью более 100 млн тонн: Brownsville Ship Channel, Texas LNG Brownsville, Rio Grande LNG Terminal и Annova LNG Brownsville. К 2023 году США планирует стать лидером по совокупным производственным мощностям СПГ заводов, достигнув производительности в 167 млн тонн в год.

Остальные страны-экспортеры СПГ обладают значительно меньшим количеством заводов по производству сжиженного природного газа, и, как следствие, меньшим объемом производственных мощностей. Так, на территории Малайзии расположен всего один СПГ завод MLNG мощностью в 29,3 млн т, принадлежащий правительственной компании Petronas. Аналогичная ситуация в Нигерии - один СПГ завод NLNG мощностью 22 млн т, принадлежащий правительству страны. Россия на данный момент обладает двумя заводами по производству СПГ общей мощностью 26,7 млн т в год: Сахалин-2, запущенный в 2009 году, с проектной мощностью 10,2 млн т и Ямал-СПГ, введенный в эксплуатацию в 2017 году, мощностью 16,5 млн т. Главными акционерами данных СПГ заводов являются крупнейшие энергетические компании России - Газпром и Новатэк соответственно. В правительстве рассчитывают, что до конца 2025 года в эксплуатацию будут введены еще 3 крупнотоннажных СПГ завода, в том числе в Арктике, согласно проекту развития Арктики, и несколько малотоннажных производств. Так, к запланированным проектам относятся: Арктик СПГ-2 общей мощностью 18,3 млн т (запуск первой линии запланирован на 2023 год), Балтийский СПГ мощностью 10 млн т в год с возможностью расширения до 13 млн т в год (запуск в 2024 году) и Владивосток-СПГ с планируемой мощностью 15 млн т и запуском в 2025 году. Согласно подсчетам Министерства энергетики Российской Федерации, строительство данных заводов позволит российскому СПГ к концу 2025 года занять долю в 15% на мировой арене.

По состоянию на конец 2019 года совокупные производственные мощности всех предприятий по производству СПГ в мире составили 427 млн т в год, а мощности терминалов по регазификации - 920 млн т, в то время как фактически было произведено 354,7 млн т, что говорит о недозагруженности мировых СПГ заводов в среднем на 17 %. Таким образом, несмотря на то, производственные возможности Австралии уже сейчас превышают производственные возможности Катара, именно Катар остается фактическим лидером по поставкам СПГ на мировой арене, исходя из чего можно сделать вывод о неполной загруженности производственных мощностей Австралии (см. Рисунок 8).

Действительно, целесообразным является рассмотрение загруженности производственных мощностей каждой из представленных выше стран, для определения потенциальных конкурентов в борьбе за долю рынка как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе. Стоит отметить, что продажи СПГ осуществляются, преимущественно, путем заключения долгосрочных контрактов между предприятием по производству СПГ и покупателем газа на поставку определенного объема сырья в течение определенного периода времени. Цены на природный газ по долгосрочным контрактам в основном привязаны к ценам на нефть и нефтепродукты, а СПГ, подлежащий продаже в условиях контракта, называют законтрактованным. На данный момент примерно 65 - 70 % всех мировых поставок СПГ приходится на долгосрочные контракты. Однако в таких долгосрочных контрактах, основанных на обязательствах «бери или плати», риски, связанные с объемами СПГ, ложатся на покупателя, а риски колебаний цен на энергоносители - на продавца. Поэтому с увеличением объемов поставляемого газа и расширением географии торговли СПГ на смену жесткому формату торговли по долгосрочным контрактам пришел более гибкий формат спотовых сделок, объемы которых на мировом рынке СПГ неуклонно увеличиваются и на данный момент составляют примерно 34 %. В спотовых сделках цены на природный газ определяются биржевыми котировками, однако их волатильность существенно выше волатильности цен на нефть и нефтепродукты.

Исходя из рассчитанных суммарных годовых поставок газа каждой из стран-экспортеров по отношению к совокупной потенциальной производительности этих стран, можно сделать вывод о том, что страны разделились на три группы по уровню законтрактованности своих производственных мощностей. Так, Катар продает производимый в стране СПГ почти на 100 %, газ, производимый в Австралии, Малайзии, России и Нигерии остается не законтрактованным в среднем на 20 %, а США обладают потенциальными возможностями производить в два раза больше газа, чем они продают на данный момент (см. Рисунок 9).

Это означает, что Катар может увеличивать свою долю на рынке только путем строительства новых СПГ проектов и наращивания производственных мощностей, Австралия, Малайзия, Россия и Нигерия в краткосрочной перспективе могут укреплять свои позиции на рынке путем увеличения нагрузки на текущие СПГ проекты, а США могут удвоить свою долю на мировом рынке СПГ при помощи дозагрузки текущих производственных мощностей.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что уровень загруженности производственных мощностей СПГ заводов на данный момент является неполным, а лидером по существующим производственным мощностям на данный момент является Австралия. Почему же тогда она не является лидером по уровню мировых поставок СПГ? Чтобы аргументированно ответить на данный вопрос, необходимо рассмотреть историю развития австралийской СПГ-индустрии и сделать вывод относительно уровня цен на австралийский СПГ.

Становление австралийской СПГ-индустрии

В начале 1980-х годов перспективы производства сжиженного природного газа в Австралии были незначительными по сравнению с потенциалом использования доказанных запасов газа за рубежом. Однако уже в конце десятилетия, природный газ стал играть важную роль в структуре производства и потребления энергии в Австралии. История развития австралийской СПГ-индустрии началась в 1989 году с открытием первого завода по производству сжиженного природного газа North West Shelf на северо-западе страны. Залежи природного газа были и остаются неравномерно распределенными по территории страны, поэтому австралийская газовая инфраструктура состоит из трех изолированных друг от друга географических рынков, расположенных на западе, севере и юго-востоке страны .

По оценкам экспертов, в трех данных бассейнах сосредоточено до 90 % всех доказанных ресурсов газа в стране, которые по состоянию на конец 2019 года составляют 113,53 триллиона кубометров.

Следующим по очереди строительства СПГ-проектом стал Darwin LNG, построенный на севере страны и введенный в эксплуатацию в 2006 году. Спрос на СПГ значительно увеличился в 2011 году в связи с аварией на Фукусиме в марте 2011 года, поскольку правительство Японии приняло решение использовать энергию, получаемую из газовых ресурсов, для замены вышедших из строя ядерных энергетических мощностей страны. Еще одним фактором, повлиявшим на увеличение спроса в данный период, является восстановление мировых экономик после мирового финансового кризиса. После этого, для удовлетворения возросшего спроса со стороны Азиатско-тихоокеанского региона в период высоких цен на газ с 2012 по 2016 год были запланированы и введены в эксплуатацию целый ряд новых СПГ-проектов на востоке и западе страны, таких как Pluto (2012), Queensland Curtis (2014), Gladstone (2015), Australia Pacific (2015) и Gorgon (2016). Большинство австралийского газа экспортируется в страны АТР по долгосрочным контрактам, а Япония по сей день остается крупнейшим импортером СПГ в мире, импортируя 25 % всего газа на мировом рынке СПГ, и является крупнейшим импортером СПГ из Австралии, потребляя более 40 % производимого страной газа. Другим важнейшим импортером СПГ из Австралии является Китай с объемом импорта около трети всего производимого в Австралии сжиженного природного газа и Южная Корея, потребляющая примерно 12 % всего австралийского СПГ. К менее крупным импортерам австралийского газа относятся Тайвань, Сингапур, Индия, Малайзия, ОАЭ и другие, совокупно потребляющие почти четверть австралийского СПГ.

За последние пять лет в Австралии было построено еще 3 завода по производству СПГ: Wheatstone (2017), Ichthys (2018) и Prelude (2019). Стоит отметить, что проект Prelude, принадлежащий компании Shell, стал первым в мире плавучим заводом по производству СПГ производственной мощностью 3,6 млн т, предназначенным для добычи, подготовки, сжижения, хранения и отгрузки СПГ в море на газовозы.

Что касается новых австралийских СПГ проектов, принятия окончательных инвестиционных решений в отношении второй производственной линии мощностью 3,6 млн т/год ожидает проект Darwin. Первоочередным вопросом для его оператора является разработка крупного офшорного месторождения Barrosa как замены действующей ресурсной базы первой очереди завода, которая будет полностью истощена к 2022 г. В условиях текущего избытка предложения СПГ принятия инвестиционных решений по новым австралийским проектам в ближайшее время не ожидается.

2.Конкурентоспособность австралийских СПГ-проектов

2.1 Обзор литературы по методам определения конкурентоспособности СПГ-проектов

Перед тем как приступать к определению конкурентоспособности австралийских СПГ-проектов, необходимо провести обзор литературы по методам оценки СПГ-проектов в мире.

В аналитическом отчете «Мировой рынок СПГ: иллюзия избытка» отраслевого консультационного агентства по вопросам развития ТЭК России VYGON Consulting подробно рассматривается структура спроса и предложения СПГ на мировом рынке, даются прогнозы по тенденциям развития спроса и предложения, а также оценивается конкурентоспособность новых СПГ-проектов. Для оценки конкурентоспособности проектов авторы сравнивают цену безубыточности СПГ-проектов и транспортные издержки доставки до АТР со средней ценой газа на азиатском рынке. Авторы отмечают, что новые СПГ-проекты, ориентированные на экспорт газа в АТР, где цены на СПГ преимущественно формируются в привязке к стоимости Японской нефтяной корзины (JCC), при текущей тенденции к снижению цен на нефть, не будут конкурентоспособны, поэтому ожидается, что по большинству планируемых СПГ-проектов в Австралии и США в ближайшее время не будут приняты финальные инвестиционные решения. Исключениями являются планируемые СПГ-проекты из Катара и России, которые будут конкурентоспособны на рынке даже при условии низких цен на нефть.

В отчете «Extending the LNG Boom: Improving Australian LNG Productivity and Competitiveness» международного консалтингового агентства McKinsey & Company рассматривается производительность австралийских СПГ-проектов и даются рекомендации по улучшению производительности и уменьшению стоимости австралийского газа. Авторы сравнивают цену безубыточности СПГ с учетом доставки до Японии в Австралии, Канаде и Мозамбике и приходят к выводу о том, что цена австралийского газа на 20-30 % выше. Авторы разбивают издержки по производству СПГ на издержки, потенциально возможные для оптимизации (налоги, расходы на оплату труда, инфраструктура итд) и независимые составляющие (стоимость доставки до АТР, инфляция, климатические факторы и др). Сравнивая потенциально оптимизируемые издержки в Австралии и Канаде, авторы дают рекомендации по улучшению процесса добычи газа и производства СПГ в Австралии, что позволит стране снизить издержки на производство СПГ на 20-30 % и стать конкурентоспособной.

В научной работе ученых Оксфордского института энергетических исследований «Canadian LNG Competitiveness» сравнивается конкурентоспособность канадских и мировых СПГ-проектов, а также даются рекомендации по мерам, которые необходимо предпринять для того, чтобы Канада могла стать одним из ключевых игроков на рынке СПГ. Для оценки конкурентоспособности СПГ-проектов авторы сравнивают конечную стоимость поставки СПГ до Японии у проектов из Катара, России, Австралии, Мозамбика, США и Канады в разбивке по основным статьям расходов: добыче, сжижении и транспортировке. Авторы приходят к выводу, что канадский СПГ имеет меньшие издержки на добычу и транспортировку газа по сравнению с большинством конкурентов, однако проигрывают конкурентам в издержках по сжижению газа. По оценке авторов, наиболее конкурентоспособными проектами на мировом рынке являются проекты из Катара и России, за ними следует Канада, а наименее конкурентоспособными являются проекты из США и Австралии.

Российские ученые Казанского государственного энергетического университета Л. Нуруллина и Л. Маймакова в статье «Анализ основных методов оценки конкурентоспособности энергетического предприятия» выявляют общую основу методологических подходов к оценке конкурентоспособности энергетических предприятий и разрабатывают систему показателей оценки конкурентоспособности энергетических предприятий. Авторы утверждают, что наиболее объективную оценку конкурентоспособности предприятия можно получить при комплексном анализе, включающем в себя определение групповых и единичных показателей конкурентоспособности предприятий, устойчивых к изменениям конъюнктуры рынка, отражающих не только текущее состояние компании, но и учитывающие тенденции развития. Авторы делят групповые показатели на четыре группы: эффективность производственной деятельности, финансовое положение предприятия, эффективность организации сбыта и показатель конкурентоспособности производимой продукции. К единичным показателям эффективности производственной деятельности авторы относят издержки производства на единицу продукции, рентабельность продукции и производительность труда; к финансовому положению предприятия - коэффициенты автономии, абсолютной ликвидности, платежеспособности и оборачиваемости оборотных средств; к эффективности организации сбыта - коэффициенты оборачиваемости готовой продукции, загрузки производственных мощностей, эффективности рекламы; к показателю конкурентоспособности продукции - цену продукции, условия платежа, сроки поставки. Веса данных показателей авторы предлагают рассчитывать экспертно. Предложенная методика позволяет установить количественные значения показателей конкурентоспособности энергетического предприятия, провести их ранжирование и получить картину положения предприятия на отраслевом рынке.

Итак, на основе методов оценки конкурентоспособности СПГ-проектов, описанных выше, проведем анализ конкурентоспособности австралийских предприятий по производству СПГ.

2.2 Анализ ценовой конкурентоспособности австралийских СПГ-проектов на мировом отраслевом рынке

Под конкурентоспособностью принято понимать «способность определённого объекта или субъекта отвечать запросам заинтересованных лиц в сравнении с другими аналогичными субъектами и/или объектами». На рынке сжиженного природного газа под субъектами или объектами понимаются СПГ проекты стран-экспортеров, а заинтересованными лицами являются страны-импортеры. Под конкурентоспособностью предприятия понимается способность предприятия выжить на том или ином рынке и превзойти конкурентов при аналогичных условиях. Таким образом, конкурентоспособность СПГ проекта определяется способностью этого СПГ проекта поставлять сжиженный газ странам-импортерам по более привлекательным условиям (в частности, более низким ценам) по сравнению с конкурентами.

На конкурентоспособность предприятия на рынке СПГ, как и на любом другом рынке, влияют определенные факторы - факторы конкурентоспособности. Под факторами конкурентоспособности понимают «те явления и процессы производственно-хозяйственной деятельности предприятия и социально-экономической жизни общества, которые вызывают изменение абсолютной и относительной величины затрат на производство, а в результате изменение уровня конкурентоспособности предприятия». Другими словами, факторами конкурентоспособности являются те условия, которые позволяют предприятию производить продукцию по более низким издержкам.

Таким образом, на рынке СПГ конкурентоспособным является тот проект, который способен выдержать конкуренцию со стороны других производителей, «выжить» на данном рынке и производить сжиженный природный газ по цене ниже, чем у конкурентов, но достаточной для поддержания существования и развития самого проекта, а под факторами конкурентоспособности СПГ проекта поднимается совокупность условий, влияющих на конечную цену СПГ, производимого данным заводом. Таким образом, конкурентоспособность СПГ проекта по цене является ключевым фактором существования того или иного проекта.

Для того чтобы провести сравнительный анализ цен стран-экспортеров на СПГ, необходимо разобраться в методах ценообразования на сжиженный природный газ. Эксперты выделяют три основные группы ценообразования: регулируемое ценообразование, рыночное ценообразование и индексация. Регулируемое ценообразование подразумевает установление уровня цен в административном порядке. Такое регулирование как правило направлено на сохранение конкурентоспособности промышленности и/или снижения расходов населения. Так, например, в некоторых странах цены на природный газ устанавливаются ниже себестоимости с целью поощрения более активного использования газа и переключения на газ с других видов топлива. Такая практика нередко встречается в странах-нефтеэкспортерах, где наблюдается рост спроса на нефть при отсутствии возможности наращивать добычу.

Рыночное ценообразование подразумевает, что ресурс продается по цене, определяемой рынком, на основе спотовых сделок или по долгосрочным контрактам. Основным форматом конкурентного ценообразования является торговля природным газом на бирже в привязке к определенному физическому рынку. Наиболее распространенным типом сделок внутри рыночного ценообразования являются торги со ссылкой на физический или виртуальный газораспределительный центр (хаб), например - Henry Hub в США, National Balancing Point в Великобритании и другие. К этой категории относятся долгосрочные контракты, ссылающиеся на цены на хабах.

И, наконец, индексация представляет собой выражение ценности природного газа через иные показатели, чаще всего - через другие виды топлива, наиболее распространенным из которых является нефть. Индикативный уровень возможно определить путем анализа цен альтернативных видов топлива согласно их весу в энергетическом балансе страны-потребителя. Чтобы индексация работала наиболее эффективно в интересах обеих сторон, подписавших контракт, она должна отражать цены на топлива, реально конкурирующие с газом в энергетическом балансе страны. Поэтому при использовании индексации по ценам альтернативных топлив должна быть реальная возможность переключения потребителя на эти источники.

Для того чтобы определить положение австралийских проектов среди мировых по уровню цен на природный газ, необходимо провести сравнительный анализ стоимости экспорта австралийских СПГ проектов с крупнейшими проектами других стран. Так как крупнейшим рынком сбыта СПГ для Австралии является Азиатско-тихоокеанский регион, то следует рассматривать страны, также экспортирующие газ в АТР, а именно: Катар, Малайзию, США, Россию и Нигерию. Как уже было выявлено в первой главе, крупнейшими СПГ заводами данных стран являются: Rasgas и Qatargas у Катара, MLNG у Малайзии, Sabine Pass, Corphus Christi, Cove Point, Freeport и Cameron у США, Ямал-СПГ и Сахалин-2 у России и NLNG у Нигерии. Что касается Австралии, то будем рассматривать все СПГ проекты, расположенные на территории данной страны. Так, для анализа выбрано 19 СПГ проектов из 6 стран -экспортеров СПГ.

Итак, согласно оценкам экспертов отраслевого консультационного агентства по вопросам развития ТЭК России VYGON Consulting, минимальная цена производства СПГ составляет 2,6 $/МБТЕ (миллион британских тепловых единиц). Продавать газ по данной цене может себе позволить катарский завод Qatargas, вслед за которым идут нигерийский завод NLNG с ценой 3,5 $/МБТЕ, а также второй катарский завод Rasgas с ценой на СПГ 3,9 $/МБТЕ (см. Рисунок 11).

Вслед за заводами Катара и Нигерии наименьшую цену на СПГ для АТР могут предложить российский проект Ямал-СПГ с ценой безубыточности чуть более 4 $/МБТЕ, а также три недавно открытых американских проекта с ценой 6,6 $ за единицу произведенного газа. Австралийские и малазийские проекты, в свою очередь, обладают крупнейшими издержками и, следовательно, ценами на СПГ - минимальную цену из них может предложить завод Gladstone - 9,9 $/МБТЕ, а максимальную проект Gorgon - 17,7 $/МБТЕ.

На примере сравнения стоимости единицы произведенного газа (в млн БТЕ) в Австралии и в Канаде консалтинговое агентство McKinsey & Company выделяет пять причин (зависящих от условий производства в стране, которые можно исправить) того, что австралийские СПГ проекты имеют более высокую цену безубыточности по сравнению с мировыми проектами, а именно:

Высокие налоги на нефтегазовые предприятия (включая роялти, налог на выбросы углерода, амортизацию). В среднем налоги на предприятия по производству СПГ в Австралии на 0,8 $/mМБТЕ выше, чем в мире, из-за более высокого налога на прибыль корпораций (30% в Австралии и 25% в Канаде), а также высокого налога на добычу нефтегазовых ресурсов (Petroleum Resource Rent Tax) в размере 40%;

Длительность одобрения проекта со стороны государства. В среднем подготовка заявления о воздействии на окружающую среду, а также период предпроектного проектирования в Австралии длятся на три месяца дольше, чем в Канаде;

Относительно низкая производительность труда, прибавляющая австралийскому газу 0,2 $/mМБТЕ. В среднем австралийским рабочим требуется на 8 % больше времени для выполнения одного и того же масштаба работ по сравнению с канадскими и на 30 % больше по сравнению с американскими. Это может быть вызвано тем, что австралийские рабочие проводят меньше времени непосредственно за работой, из-за удаленного расположения СПГ проектов, нехваткой и недоступностью необходимого рабочего оборудования, а также нехваткой компетенций австралийских сотрудников;

Незрелость местного рынка услуг. Фрахтовые цены на оборудование и материалы в Австралии на 0,2 $/mМБТЕ, преимущественно из-за удаленного расположения Австралии и недостатка инфраструктуры в удаленно расположенных СПГ проектах;

Неполная оптимизация конструкции проекта, а также работ на проекте. Неполная оптимизация отражается использовании большего количества деталей, материалов, а также рабочей силы при строительстве австралийских заводов, чем на самом деле необходимо, что приводит к увеличению стоимости производства одного миллиона британских тепловых единиц газа на 0,3 $.

Так, возникает вопрос: почему же австралийский газ остается востребованным и вообще продается по цене, в несколько раз превышающей цену катарского и российского СПГ? Успех местной СПГ-индустрии обусловлен наличием двух факторов: во-первых, большим и стабильным спросом на СПГ со стороны азиатских потребителей и во-вторых, высоким уровнем контрактации с нефтяной привязкой. Дело в том, что окончательные инвестиционные решения (FID - Final Investment Decision) по запущенным в 2015 - 2019 гг. семи австралийским СПГ проектам принимались в период аномально высоких цен на газ в 2011 - 2014 годах, когда средняя цена на СПГ составляла 17 $/МБТЕ по сравнению с обычной ценой в районе 10 $/МБТЕ.

Поэтому еще до принятия окончательных инвестиционных решений, планируемые СПГ-проекты продали практически весь свой газ, подписав долгосрочные контракты с покупателями из АТР на срок более 20-ти лет по рыночным на тот момент ценам, которые значительно превышали среднюю цену на газ. Япония, традиционно импортирующая более половины всего австралийского газа, всегда заботилась о надежности и проверенности своих поставщиков, понимая важность беспрерывных поставок газа для экономики страны. Австралия, в свою очередь, имеет репутацию надежного партнера, обладая широкой ресурсной базой, компетентными и опытными операторами, политической и экономической стабильностью, поэтому покупатели австралийского газа всегда были готовы платить более высокую цену за эту надежность. При принятии инвестиционных решений по проектам Queensland Curtis, Australia Pacific, Gladstone, Gorgon, Wheatstone, Ichthys и Prelude уровень контрактации по данных заводов составил 88 %, то есть почти 90 % всех мощностей австралийских СПГ проектов были надолго обеспечены стабильным спросом на газ по ценам с нефтяной индексацией. Большинство австралийских контрактов используют индексированное ценообразование путем привязки цены на СПГ к цене на нефть японской марки JCC по следующей формуле:

Цена СПГ=Цена JCC*13%+1$

Таким образом, при котировке нефти марки JCC по курсу 60 $/барр. цена австралийского СПГ составит 8,5-10 $/МБТЕ, что, почти в два раза выше средней по 2019 году спотовой цены газа, которая составляет 5,4 $/МБТЕ. Поэтому именно успешная контрактация газа в период роста цен на благоприятных для Австралии условиях по формулам нефтяной привязки с высоким коэффициентом позволяет стране сегодня продавать газ по цене выше рынка.

Однако можно сделать предположение о том, что по истечении текущих контрактов в 2035-2039 гг., при прочих равных австралийский СПГ станет менее конкурентоспособным на мировом рынке, поскольку в последние годы наблюдается тенденция к переходу от контрактов с нефтяной привязкой к спотовой индексации в связи со значительным разрывом между данными способами ценообразования. Так, например, в 2019 году в АТР наблюдался значительный разрыв между котировками на СПГ на спотовом рынке и ценами на СПГ с нефтяной привязкой: цены по долгосрочным контрактам с нефтяной привязкой в среднем на 6 $ за МБТЕ превышали цены на спотовом рынке (см. Рисунок 13).

Такая ситуация является отличным стимулом для азиатских покупателей для активизации процессов пересмотра условий ценообразования в действующих соглашениях. Так, например, индийская энергетическая компания Petronet, в 2009 году заключившая долгосрочный контракт на 20 лет с австралийским заводом по производству СПГ Gorgon, в 2017 году потребовала пересмотреть условия сделки и согласилась увеличить объемы покупки СПГ в обмен на переход с нефтяной индексации на спотовое ценообразование, что позволило Индии сэкономить более 1,5 млрд долларов в долгосрочной перспективе.

Таким образом, если существующие австралийские контракты подвергнутся массовому пересмотру, самый дорогой производитель СПГ в мире столкнется со значительным снижением выручки от газового экспорта.

Итак, мы выяснили, что с точки зрения издержек газ из Катара, Нигерии и России является наиболее конкурентоспособным, а газ из Америки, Малайзии и Австралии - наименее конкурентоспособным. Далее требуется установить, какой из этапов производства СПГ является наиболее дорогостоящим для Австралии, для чего необходимо проанализировать цепочку создания стоимости сжиженного природного газа и оценить издержки выбранных проектов на каждом из этапов производства.

Цепочка создания стоимости сжиженного природного газа состоит из четырех основных этапов: добыча, производство, транспортировка и регазификация. По оценкам норвежской международной энергетической компании Equinor ASA (ранее Statoil ASA), проанализировавшей издержки многих заводов по производству СПГ, этап добычи занимает примерно

15-20% от себестоимости газа, производство занимает от 30 до 45 %, транспортировка занимает от 10 до 30 % и на регазификацию приходится от 15 до 25 % всех издержек цепочки создания стоимости.

Исходя из данного распределения расходов цепочки стоимости, можно проанализировать расходы каждого из выбранных СПГ проектов в разрезе всех этапов цепочки создания стоимости и сравнить расходы каждого из заводов

Исходя из данного распределения расходов по предприятиям можно сделать вывод о том, что австралийские предприятия обладают наименьшими издержками на транспортировку газа, но при этом обладают самыми большими издержками на разведку, добычу и сжижение газа. Подробно рассмотрим каждый из этапов производства в СПГ проектах всех выбранных стран.

Катар, Нигерия и Россия обладают наименьшими издержками в области разведки и добычи СПГ, составляющими в среднем 1 $/МБТЕ и 1,5 $/МБТЕ соответственно, что в два раза меньше, чем у американских заводов и в 3 раза меньше, чем у австралийских проектов. Катар является третьей в мире страной после России и Ирана по запасам природного газа и обладает двенадцатью процентами всех мировых запасов газа. При этом Катар обладает всего одним, зато крупнейшим в мире, сверхгигантским нефтегазовым месторождением North Field, находящимся на севере страны. Можно сделать предположение о том, что именно сконцентрированное местоположение газовых ресурсов в Катаре позволяет стране экономить на инфраструктурных затратах, эффективно наладить процессы добычи СПГ и минимизировать издержки.

Россия также обладает сверхнизкими издержками на добычу природного газа, что связано с тем, что проекты получили от правительства существенные налоговые льготы, в частности, освобождение от уплаты налога на добычу полезных ископаемых, а также налога на прибыль и экспортных пошлин.

Что касается американских и австралийских проектов, имеющих довольно высокие издержки на добычу природного газа в районе 2-2,5$ и 3,5-4$/МБТЕ соответственно, можно сделать предположение о том, что столь высокие издержки обусловлены добычей преимущественно нетрадиционного газа - газа угольных пластов, сланцевого газа и газа из низкопроницаемых пластов в Австралии и сланцевого газа в США. Использование такого газа требует более сложных способов его добычи, таких как горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта, которые в несколько раз дороже стоимости добычи традиционного газа.

Что касается этапа транспортировки газа, здесь также заметны сильные различия между СПГ проектами различных стран. Так, все австралийские проекты, а также российский завод по производству СПГ Сахалин-2 обладают наименьшими транспортными издержками до АТР, равными 1 $/МБТЕ, что в 2-3 раза меньше, чем транспортные издержки заводов из Катара и США. Это обусловлено территориальной близостью Австралии и полуострова Сахалин, где расположен российский СПГ завод, к Азиатско-тихоокеанскому региону - крупнейшему импортеру СПГ в мире. Так, расстояние между австралийскими СПГ заводами, находящимися на севере и западе страны, обеспечивающие почти 100 % всех поставок газа в АТР, равняется примерно 4500 километров, а расстояние между Сахалином и регазификационными станциями Японии равняется приблизительно 1500 км, в то время как расстояние между заводами Катара и США до АТР составляет более 10 000 км.

Таким образом, исходя из приведенного анализа себестоимости производства СПГ, можно сделать вывод о том, что австралийские СПГ проекты являются наименее конкурентоспособными с точки зрения цены производимого СПГ, а единственным показателем, в котором издержки австралийских проектов меньше чем издержки остальных проектов, являются транспортные затраты, благодаря близкому географическому расположению страны к АТР. Возникает вопрос: можно ли разбить выбранные СПГ проекты на однородные кластеры со схожими показателями конкурентоспособности? Для аргументированного ответа на данный вопрос обратимся к кластерному анализу.

2.3 Кластеризация выделенных СПГ проектов

Целью кластерного анализа является выделение однородных групп СПГ проектов со схожими характеристиками, а также выявление зависимости между ценой безубыточности проекта и остальными признаками, рассматриваемыми в анализе.

В качестве наблюдений для анализа было принято решение рассматривать 19 мировых СПГ проектов из 6 крупнейших стран-экспортеров СПГ: Катара, Австралии, Малайзии, США, Нигерии и России. Проекты, входящие в выборку, совокупно обеспечивают почти три четверти всех поставок газа на мировом рынке, поэтому их рассмотрение является целесообразным для выделения ключевых кластеров проектов на мировом рынке.