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

В качестве признаков для анализа были взяты семь факторов, включающие в себя технические и финансовые характеристики проектов: мощность на конец 2018 года, измеряемая в млн т/год (x1 - абсолютный признак), цена безубыточности в $/МБТЕ в 2018 году (x2 - абсолютный признак), транспортные затраты до АТР в $/МБТЕ в 2018 году (x3 - абсолютный признак), капитальные расходы (CAPEX) в млрд долларов до 2018 года (x4 - абсолютный признак), процент законтрактованных мощностей проекта в % в 2018 году (х5 - относительный признак), ресурсная база каждого проекта, измеряемая в трлн кубических футов в 2018 году (х6 - абсолютный признак), и характеристика добываемого газа x7 - дамми-переменная, принимающая значение 1 в случае, если добываемый газ - «богатый», т.е. газ с высоким показателем теплотворности, способный обеспечить больше энергии из одного кубометра газа, и принимающая значение 0 в случае, если газ «бедный» и обладает меньшей теплотворностью и переносит меньшее количество энергии.

Таким образом, первичное признаковое пространство данного анализа представляет из себя совокупность семи признаков и девятнадцати наблюдений (см. Приложение 1).

Все дальнейшие вычисления проводятся в статистическом программном пакете IBM SPSS на основе данных Международной группы импортеров сжиженного природного газа GIIGNL (https://giignl.org/), отраслевого консультационного агентства по вопросам развития ТЭК России VYGON Consulting (https://vygon.consulting/) и Оксфордского Института Энергетических Исследования (https://www.oxfordenergy.org/).

Перед тем как приступать к анализу, необходимо проверить, нужно ли проводить факторный анализ. Для этого необходимо проверить наличие корреляции между признаками. Присутствует высокая положительная корреляция между мощностью и CAPEX r13 = 0,636, мощностью и ресурсной базой, парный коэффициент корреляции равен r16 = 0,868, а также CAPEX и ресурсной базой r47 = 0,599 (см. Приложение 2). Данная корреляция является логичной и объяснима тем, что в крупном месторождении газа с обширной ресурсной базой компании стремятся строить крупные СПГ проекты большой мощности, чтобы извлечь как можно больше газа из данного месторождения, а крупные проекты, в свою очередь, требуют больших инвестиций и имеют большие затраты, то есть имеют больший CAPEX. Кроме того, наблюдается значимая на уровне 1% отрицательная корреляция между ценой безубыточности и транспортными затратами до АТР r23 = - 0,656, которая объяснима тем, что проекты с низкой ценой безубыточности имеют большую ресурсную базу, расположенную вдали от АТР (т.к. в Азиатском регионе нет крупных месторождений газа), а значит, данные проекты имеют большие транспортные затраты до АТР, а проекты с низкими транспортными затратами расположены близко к АТР, где нет крупных месторождений газа, поэтому их цена безубыточности высока (в основном австралийские проекты) (см. Приложение 3). Цена безубыточности также имеет отрицательную корреляцию с ресурсной базой, значимую на уровне 5%, r26 = - 0,531, которая объяснима тем, что проекты, обладающие большими запасами газа, имеют меньшие издержки на добычу газа, а значит, могут позволить себе продавать газ по более низкой цене. Наконец, капитальные издержки CAPEX имеют положительную корреляцию с характеристиками газа r46 = 0,46, которая объяснима тем, что проекты, добывающие традиционный богатый газ, обычно расположены на крупных месторождениях, а значит, являются крупными проектами, требующие больших финансовых вложений.

Таким образом, исходя из наличия значимой корреляции между несколькими признаками, можно сделать вывод о необходимости проведения факторного анализа методом главных компонент для объединения нескольких коррелирующих признаков в одну компоненту. Данные не требуют предварительной нормировки, поскольку снижение размерности и факторный анализ в IBM SPSS уже включают в себя автоматическое нормирование данных.

Итак, исходные семь признаков объединились в три главные компоненты (см. Приложение 4). Первую компоненту составляют такие признаки, как x1 - мощность, x6 - характеристика газа и x7 - ресурсная база. Во вторую компоненту объединились признаки x2 - цена безубыточности, x3 - транспортные затраты до АТР и x4 - CAPEX. Третья компонента состоит из одного признака - процента законтрактованности предприятий. Таким образом, для кластерного анализа остаются 19 наблюдений и 3 признака - главных компоненты (см. Приложение 5).

Для выделения групп проектов со схожими характеристиками использовалась кластеризация данных методом «дальнего соседа». Данный метод менее чувствителен к выбросам, а также позволяет более наглядно отобразить полученную кластеризацию в виде дендрограммы, что облегчает последующую интерпретацию данных. Так, 19 наблюдений разбились на 4 кластера, по 4, 6, 4 и 5 наблюдений в каждом (см. Рисунок 16 и 17). Интерпретируем полученные данные.

Первый кластер состоит из 4 наблюдений: Rasgas, Qatargas, Ямал-СПГ и NLNG. Проекты данного кластера характеризуются, в первую очередь, самой низкой ценой безубыточности, в среднем для данных проектов равной 3,55 $/МБТЕ, в то время как средняя цена по всей выборке равна 9,67, что почти в три раза больше цены безубыточности проектов первого кластера. Кроме того, данные проекты обладают крупнейшими из представленных ресурсными базами и добывают «богатый» газ. Так, два проекта из Катара расположены на территории крупнейшего в мире месторождения North Field, запасы которого оцениваются в 226 триллионов кубических футов, а СПГ завод в Нигерии расположен на территории крупнейшего месторождения природного газа в Африке с доказанными запасами в 99 трлн кубических футов. Проекты первого кластера обладают вдвое большими мощностями по сравнению с мощностями всей выборки (29 млн т/год и 15 млн т/год), имеют наибольшие капитальные расходы на строительство, почти в полтора раза превышающие средние ($37,3 млрд против $26 млрд), а также имеют уровень законтрактованности немного выше среднего (93% против 86%).

Второй кластер состоит из 6 проектов: Prelude, Сахалин-2, Ichthys, Australia Pacific, Gladstone и Queensland Curtis. Проекты данного кластера характеризуются наименьшими транспортными затратами до АТР, так как находятся в непосредственной близости к данному региону. Их транспортные издержки в среднем составляют 0,95 $/МБТЕ, что в два раза ниже средних по выборке, которые равняются 1,86 $/МБТЕ. Также данные проекты характеризуются наибольшей законтрактованностью, равной 96 %. Проекты второго кластера относительно небольшие и имеют мощности в среднем равные 8 млн т газа в год, что почти в два раза ниже средних по выборке, а также небольшими ресурсными базами в три раза меньше средних (12 трлн кубических футов против 36). Проекты обладают средними по величине капитальными расходами, а также ценой безубыточности выше среднего.

В третий кластер вошли 4 проекта: North West Shelf, Wheatstone, Gorgon и MLNG. Данные проекты обладают наибольшей среди всех представленных проектов ценой безубыточности, равной 15,5 $/МБТЕ, наименьшими транспортными издержками до АТР, равными 0,95 $/МБТЕ, высокими капитальными расходами, составляющими 40 млрд долларов по сравнению со средними расходами в 26 млрд долларов, средней по величине ресурсной базой с «бедным» газом, мощностями чуть выше среднего, а также относительно низким процентом законтрактованных мощностей, равным 70%.

Наконец, четвертый кластер составляют исключительно 5 американских проектов: Freeport LNG, Cameron LNG, Cove Point, Sabine Pass и Corphus Christy. Данные проекты характеризуются ценой безубыточности ниже среднего, но не самой минимальной, относительно небольшой ресурсной базой с «бедным газом», небольшими мощностями с самыми низкими капитальными расходами на строительство, в два с половиной раза меньшими, чем средние (11 млрд долларов против 26 млрд долларов), и наибольшими транспортными издержками до АТР, равными 3,1 $/МБТЕ, в то время как средние издержки по всем проектам равны 1,8 $/МБТЕ. Законтрактованность данных проектов также ниже среднего и составляет 81 %, в то время как средний уровень контрактации равен 86 %.

Итак, кластеризация методом дальнего соседа позволила выделить однородные группы проектов и четко разделить их на лидеров и аутсайдеров по уровню ценовой конкурентоспособности. Лидерами являются проекты первого кластера с минимальной ценой безубыточности, крупнейшими ресурсными базами и мощностями, в след за ними следуют американские проекты четвертого кластера с низкой ценой безубыточности и самыми низкими капитальными расходами, затем следуют проекты второго кластера с ценой безубыточности выше среднего, самыми низкими транспортными издержками и наибольшим уровнем законтрактованности, а замыкают список конкурентоспособности проекты третьего кластера с наибольшей ценой безубыточности, крупными мощностями и высокими финансовыми вложениями.

Также из полученной кластеризации можно выявить некоторые взаимосвязи. Так, наиболее конкурентоспособными с точки зрения цены являются проекты, расположенные далеко от АТР, обладающие крупными ресурсными газами с богатым газом, имеющие большие мощности и значительные затраты на строительство. Можно сделать вывод, что вышеперечисленные факторы позволяют СПГ проектам добиться наибольшей конкурентоспособности по цене. Следующие за лидерами по конкурентоспособности проекты также расположены далеко от АТР и обладают крупными мощностями, однако имеют значительно меньшие ресурсные базы с бедным газом. Можно предположить, что фактор более бедных ресурсных запасов в том или ином проекте значительно снижает его конкурентоспособность.

2.4 Производственные и финансовые факторы конкурентоспособности. Индекс конкурентоспособности

В результате кластерного анализа на основе факторов ценовой конкурентоспособности были выделены группы СПГ-проектов со схожими характеристиками, обладающими большей или меньшей конкурентоспособностью. Возникает вопрос, можно ли однозначно ранжировать данные проекты по уровню конкурентоспособности?

Российские ученые Л. А. Наруллина и Л. В. Маймакова в своей работе «Анализ основных методов оценки конкурентоспособности энергетического предприятия» провели анализ существующих подходов к оценке конкурентоспособности энергетических предприятий и пришли к выводу, что «наиболее объективную оценку можно получить при помощи методов комплексной оценки, которая включает определение группового и единичных показателей конкурентоспособности предприятия». В качестве факторов конкурентоспособности энергетических предприятий ученые предложили рассматривать показатели, объединяемые в четыре больших группы: показатель эффективности производственной деятельности, показатель финансового положения предприятия, показатель эффективности организации сбыта, а также показатель конкурентоспособности продукции. Каждый из данных групповых показателей, в свою очередь, состоит из нескольких единичных показателей, например, показатель финансового положения компании состоит из коэффициента текущей ликвидности, отношение заемного капитала к собственному и т д. Каждый из данных единичных показателей будет иметь различный вес в рамках группового показателя, в сумме равный единице, а групповые показатели, в свою очередь, также будут иметь различные веса, в сумме равные единице. Таким образом, уровень конкурентоспособности предприятия можно определить по формуле:

К_пр=б_1*Г_1+б_2*Г_2+?+б_n*Г_n ,

Г_n=в_1*Е_1+в_2*Е_2+?+в_m*Е_m, где

Кпр - конкурентоспособность предприятия,

Гn - групповой показатель конкурентоспособности,

Еm - единичный показатель конкурентоспособности,

бn - вес соответствующего группового показателя,

вm - вес соответствующего единичного показателя,

n - количество групповых показателей,

m - количество единичных показателей.

Адаптируя данный подход для оценки конкурентоспособности СПГ-проектов, можно выделить три групповых показателя: показатель эффективности производства, показатель эффективности организации сбыта и показатель финансового положения предприятия. В свою очередь, показатель эффективности производства включает в себя издержки по добыче, производству, транспортировке и регазификации газа, показатель организации сбыта подразумевает под собой уровень законтрактованности СПГ-завода, а показатель финансового положения предприятия включает в себя коэффициент текущей ликвидности (current ratio) и отношение заемного капитала к акционерному (debt-to-equity). Каждый из этих показателей имеет разную степень влияния на конкурентоспособность СПГ проекта, то есть разный вес в уровне конкурентоспособности, в связи с чем экспертным путем определяются весовые коэффициенты всех показателей, например, с помощью метода парных сравнений (см. Приложение 6). Таким образом, уравнение для оценки конкурентоспособности СПГ проекта выглядит следующим образом:

К_пр=0,7*Э+0,2*Ф+0,1*С,

Э=0,4*Раз+0,3*Сж+0,2*Тр+0,1*Рег,

Ф= 0,5*К_тл+0,5*К_к

С=1*К_з

Для ранжирования предприятий по уровню конкурентоспособности рассчитывается стандартизированный показатель конкурентоспособности, как минимальное удаление от предприятия-эталона:

(1 - хij),

где i - номер соответствующего показателя; j - номер проекта

За эталон принимается лучшее значение из совокупной выборки проектов. Чем меньше разница (1 - хij), тем ближе соответствующий проект к проекту-эталону.

Итак, расчет уровня конкурентоспособности выбранных СПГ проектов позволил однозначно проранжировать предприятия по уровню конкурентоспособности.

Исходя из представленного комплексного анализа, учитывающего издержки проектов на всей цепочке производства газа, их финансовое положение, а также эффективность организации сбыта, можно с уверенностью констатировать, что с большим отрывом от остальных предприятий по уровню конкурентоспособности лидирует катарский завод Qatargas, имеющий лучшие показатели почти по всем рассматриваемым факторам (см. Приложение 7). Четко выделяется пятерка наиболее конкурентоспособных проектов: Qatargas, NLNG, Ямал-СПГ, Rasgas и Сахалин-2, что почти совпадает с первым кластером проектов, выделенным в пункте 2.1., в состав которого вошли все вышеперечисленные заводы, кроме Сахалин-2. Данные проекты характеризуются высоким уровнем законтрактованных мощностей около 93%, самыми низкими издержками производства СПГ, а также ликвидными активами и устойчивым финансовым положением. Вслед за ними идут пять американских проектов и один австралийский Gladstone, что также почти совпадает с четвертым кластером проектов, в который вошли только пять американских предприятий. Данная группа проектов характеризуется относительно невысоким уровнем законтрактованности равным 81%, издержками на среднем уровне, ликвидными активами, однако высокими показателями отношения заемного капитала к акционерному. Замыкают список семь австралийских предприятий и малазийский СПГ проект MLNG как наименее конкурентоспособные предприятия на мировом отраслевом рынке. Данные проекты характеризуются самыми высокими издержками на каждом из этапов производства газа, кроме транспортировки, высоким уровнем законтрактованности на уровне 86 % (кроме MLNG, уровень законтрактованности которого равен 58 %), и стабильным финансовым положением.

Что касается финансового положения австралийских проектов, то поддерживать стабильное финансовое положение компаниям помогает государство. Так, например, в случае проекта North West Shelf, правительство Западной Австралии поддержало жизнеспособность проекта, согласившись на 20-летние контракты на поставку газа для внутреннего рынка и предоставив финансирование для строительства 1500-километрового трубопровода для транспортировки газа на юго-запад страны. Правительство Австралии разработало так называемую Программу действий в области СПГ (LNG Action Agenda), согласно которой правительство обязалось предпринять действия для повышения конкурентоспособности отрасли и устранения или уменьшения препятствий для ее роста путем помощи в уменьшении выбросов парниковых газов, льготного налогообложения, таможенных пошлин и тарифов и др.

Таким образом, можно сделать вывод, что австралийские СПГ проекты являются наименее конкурентоспособными на мировом рынке среди представленной выборки проектов, а главной причиной, по которой Австралии удается оставаться одним из лидеров по экспорту СПГ, является территориальная близость к АТР и возрастающий спрос из азиатских стран, что позволяет стране поддерживать высокий уровень законтрактованности производственных мощностей. Издержки на добычу, производство и регазификацию газа в Австралии являются самыми высокими по рынку, но именно они и являются ключевыми факторами конкурентоспособности предприятий по производству СПГ.

3.Перспективы развития австралийских СПГ проектов

3.1 Прогноз конкурентоспособности австралийских СПГ проектов

Для того чтобы определить, будут ли австралийские предприятия по производству СПГ конкурентоспособны в ближайшем будущем, необходимо сравнить прогноз цены на газ с текущими ценами безубыточности СПГ проектов. Ввиду отсутствия данных о динамике цен безубыточности СПГ проектов, возьмем для сравнения последнюю известную цену безубыточности на конец 2018 года.

Что касается цены на газ, будем рассматривать цену на газ на азиатском рынке, так как это основной рынок сбыта австралийского СПГ, а также рынок, совокупно потребляющий более 65% всего производимого в мире СПГ. Цена СПГ в Азии, в свою очередь, привязана к цене так называемого японского нефтяного коктейля JCC (Japan Crude Cocktail) и вычисляется по формуле:

Цена СПГ=Цена JCC*13%+1$

Ежегодно множество мировых организаций, таких как Мировой банк, Всемирный валютный фонд, Мировое энергетическое агентство и другие выпускают прогнозы цены на основные сырьевые ресурсы, в частности, на нефть и газ. Последние прогнозы данных организаций по цене на нефть и газ были опубликованы в 2019 году, а значит, не учитывают события, произошедшие в начале 2020 года, сильно повлиявшие на цену нефти.

Вследствие последних событий, а именно, прекращения действия сделки ОПЕК + по сокращению поставок нефти с 1 апреля 2020 года, а также пандемии коронавируса COVID-19, мировые цены на нефть значительно упали. Ввиду планов по агрессивному наращиванию добычи нефти Саудовской Аравии и России, а также падения спроса на нефть, вызванного пандемией, цена на нефть эталонной марки Brent упала более чем на 50 % с 52 $/барр в начале марта 2020 года до 25 $/барр по состоянию на 1 апреля 2020 года.

Единственной организацией, опубликовавшей новый прогноз цены на нефть с учетом последних событий до 2021 года, является Энергетическое информационное агентство (Energy Information Administration). Поэтому целесообразным является рассмотрение двух сценариев прогнозируемой цены: краткосрочного сценария ценообразования EIA до 2021 года с учетом событий марта 2020 года, а также долгосрочного сценария Мирового банка до 2025 года, не учитывающего недавнее падение цен на нефть.

Данные организации представляют прогноз цены на нефть марки Brent, в то время как ценообразование СПГ на азиатском рынке зависит от японского коктейля JCC. По прогнозам английского исследовательского и консалтингового агентства в области энергетики Wood Mackenzie в среднем цена на японский коктейль JCC будет на 1,2 $ / барр ниже, чем цена на Brent в 2020-2030 гг. Таким образом, можно рассчитать прогнозную цену на JCC и зависящую от нее цену на СПГ на азиатском рынке и сравнить ее с ценой безубыточности СПГ проектов для определения прогноза конкурентоспособности СПГ проектов.

Исходя расчетов, проделанных на основе данных EIA и Wood Mackenzie, цена реализации СПГ во втором квартале 2020 года составит 5,7 $/МБТЕ, в третьем квартале - 6$/МБТЕ, в четвертом - 6,4 $/МБТЕ, а в 2021 году - 8 $/МБТЕ. По прогнозам Мирового банка, цена на газ на японском рынке в 2020 году составит 7,6 $/МБТЕ, в 2021 - 7,7 $/МБТЕ, в 2022 - 7,8 $/МБТЕ, в 2023 - 7,9 $/МБТЕ, а к 2025 году составит 8,5 $/МБТЕ (см. Рисунок 19).

Итак, на основе данных расчетов можно сделать вывод о том, что при низких ценах на СПГ около 6 $/МБТЕ, которые ожидаются в 2020 г., конкурентоспособными на азиатском рынке будут только предприятия из Катара, Нигерии и российский проект Ямал-СПГ. При росте цены до 8 $/МБТЕ в 2021 году, конкурентоспособными также будут три новых американских проекта, а также российский проект Сахалин-2. В 2025 году при цене 8,5 $/МБТЕ на границе конкурентоспособности будут также оставшиеся американские проекты Sabine Pass и Corphus Christi.

Ввиду интенсивной конкуренции на отраслевом рынке и возрастающего предложения СПГ, опережающего спрос, продаваться в первую очередь будет наиболее дешевый газ, а значит австралийские и малазийские проекты, при данном уровне цен на СПГ не являющиеся конкурентоспособными, могут потерять часть своих заказов и снизить уровень законтрактованности. Вероятно, что при выполнении данного ценового прогноза до 2025 года австралийские и малазийские предприятия по производству СПГ начнут увеличивать объем своей торговли незаконтрактованными мощностями на спотовом рынке, а некоторые проекты могут не выдержать конкуренции и уйти с рынка. Однако сценарий ухода с рынка некоторых австралийских проектов маловероятен, во-первых, потому что австралийские проекты обладают высоким уровнем законтрактованности по долгосрочным контрактам, истекающим, в среднем, к 2030 году, а во-вторых, ожидается, что страны-экспортеры СПГ уже к 2025 году не будут способны поддерживать необходимые производственные мощности для удовлетворения возрастающего спроса на СПГ, на рынке возникнет дефицит предложения и страны-импортеры будут конкурировать за покупку газа по более высоким ценам, а значит, все существующие на данный момент проекты будут востребованы в будущем (см. Рисунок 2).

Таким образом, исходя из анализа конкурентоспособности СПГ проектов в ближайшем будущем можно сделать вывод о том, что предприятия из Катара, Нигерии и США останутся конкурентоспособными даже при самом низком сценарии цены на газ, а проекты из Австралии и Малайзии будет менее востребованы и законтрактованы на рынке до 2025 года, после чего вновь начнут наращивать продажу ввиду возникновения дефицита предложения газа.

Рекомендации по повышению конкурентоспособности австралийских СПГ проектов

Учитывая текущие и прогнозируемые ценовые условия, конкурентоспособность австралийских СПГ заводов оставляет желать лучшего. Возникает вопрос: как австралийское правительство и энергетические компании могут повысить конкурентоспособность национальных СПГ проектов и можно ли дать рекомендации по улучшению позиций австралийских СПГ заводов на основе проделанного анализа?

Основными целями австралийского правительства в газовой отрасли по состоянию на конец 2018 года являются:

* Увеличение добычи газа из нетрадиционных источников;

* Улучшение газовой инфраструктуры путем соединения северной, западной и юго-восточной газовых сетей;

* Сотрудничество со штатами по вопросам увеличения прозрачности рынка и поддержания конкуренции, облегчения доступа на рынок и получения необходимой информации о рынке;

* Привлечение новых инвестиций в газовую отрасль и поощрение стабильности предложения на рынке;

* Улучшение технологий добычи и обработки энергоресурсов для максимизации использования ресурсов.

Нефтегазовые компании также усиленно работают над тем, чтобы снизить расходы, преимущественно операционные, по сжижению газа, и они добились успеха благодаря ряду внедренных инноваций. Так, например, введение наблюдения за скважинами с дронов, а также автоматической выдачи билетов на ремонт является отличными примерами того, как сектор использует технологии для повышения эффективности. Благодаря внедрению данных технологий добыча нетрадиционного газа на суше сократилась до 500 часов.

Тем не менее, газодобывающие компании должны выходить за рамки операционных инноваций, для того чтобы отрасль могла успешно пережить период снижения цен на мировом рынке. Эксперты сходятся во мнении, что модернизироваться и адаптироваться под изменяющиеся условия также должны такие области производства СПГ, как управление человеческими ресурсами, административные процессы, цепочки поставок и закупок и многое другое. Примерами нововведений в этих сферах могут быть:

Пересмотр условий трудовых договоров. По многим проектам трудовые договоры работников истекли до завершения работ, что дало трудовым организациям значительные рычаги при пересмотре ставок и условий договоров. Также в Австралии совпадают периоды рождественских и летних каникул, это означает, что практически все сотрудники уезжают в отпуск в одно и то же время, а крупные капитальные проекты обычно закрываются на 2-3 недели в год. В течение четырехлетней программы строительства проекта такие отпуска приводят 90-дневной задержке. Новые проекты в Австралии могут потенциально избежать этих проблем, если пересмотрят условия трудовых договоров.

Создание экосистемы сотрудничества и совместного использования технологий, ресурсов и знаний. На данном этапе развития австралийской СПГ индустрии ключевой мерой повышения конкурентоспособности отрасли является усиление сотрудничества между всеми участниками отрасли: между поставщиками, компаниями, правительством и индустрией в целом. Так, например, три СПГ проекта из Квинсленда, а именно, Queensland Curtis, Gladstone и Australia Pacific имеют один и тот же пул поставщиков для проведения инспекций и проверок. Однако, каждый оператор СПГ устанавливает различные стандарты безопасности для этих своих проектов. В результате поставщики услуг должны придерживаться трех отдельных правил проверки каждого предприятия, что, очевидно, влияет на стоимость и эффективность поставки данных услуг. Аналогичным образом, каждый из СПГ проектов в Квинсленде имеет разные стандарты глубины прохождения труб. Такое несоответствие приводит к существенным затратам, которые могут быть снижены, если компании согласятся использовать государственный либо собственный коллективный стандарт. Другая возможность сотрудничества между компаниями предполагает совместное использование судов, так как более крупные суда, расходы на содержание которых могут нести два или более оператора, могут потенциально использоваться для обслуживания нескольких оффшорных проектов.

Приоритет строительства плавучих терминалов по производству СПГ. Строительство плавучих СПГ проектов, а также стоимость добычи и производства газа на таких станциях значительно ниже капитальных расходов на строительство обычных СПГ заводов на суше. Так, производство одного миллиона тонн СПГ в среднем обходится стандартному СПГ проекту в Австралии в 3200 долларов, в то время как на плавучем терминале по производству СПГ данный объем газа можно произвести за 2300 долларов.

Снижение издержек на бурение скважин на 50 %. В проектах по добыче нетрадиционного газа затраты на бурение скважин могут составлять до 90 % от общих затрат. Для сопоставимых масштабов стоимость бурения скважин в Австралии обычно выше, чем в других регионах в основном из-за: устаревших буровых установок, недостатка инфраструктуры, удаленного расположения и высоких затрат на оплату труда. Целевой показатель снижения стоимости скважины на 50 % не только возможен, но и необходим для эффективного использования существующего потенциала. Добиться такого снижения можно с помощью стандартизации и упрощения скважин путем уменьшения количества деталей, используемых в конструкции скважин; сокращения непроизводственного времени путем внедрения новых технологий для сокращения времени ожидания, устранения непредвиденных обстоятельств и обеспечения возможности параллельного, а не последовательного выполнения процессов; эффективного управления производительностью путем стандартизации плана бурения для различных буровых работ и оптимизации повторяющихся работ.

Пересмотр налогообложения нефтегазовых компаний. Снижение налога на выбросы углерода, сроков амортизации, импортных пошлин и тарифов, а также замена уплаты роялти с выручки на уплату налога на добычу нефтегазовых ресурсов (Petroleum Resource Rent Tax) с прибыли поможет сократить стоимость единицы производимого газа на 0,9 - 1,9 доллара за mМБТЕ.

Таким образом, австралийское правительство совместно с нефтегазовыми компаниями должны предпринять серьезные меры по регулированию СПГ индустрии для того, чтобы обеспечить национальным СПГ проектам конкурентоспособность на мировом рынке в будущем.

Выводы и рекомендации для России

Анализ, проделанный в данной работе, представляет ценность не только для австралийских, но и для российских предприятий по производству СПГ. Исходя из анализа факторов конкурентоспособности мировых СПГ проектов было выявлено, что российские предприятия обладают важными ценовыми и неценовыми конкурентными преимуществами, достаточными для того чтобы занять прочные позиции на мировом рынке СПГ, благодаря высокому уровню государственному поддержки и большим запасам газа на территории страны. Так, заводы Ямал-СПГ и Сахалин-2 опережают все американские, австралийские и малазийские проекты по индексу конкурентоспособности, рассчитанному выше. Тем не менее, для поддержания конкурентоспособности в краткосрочной, среднесрочной и долгосрочной перспективах, российским предприятиям следует принимать во внимание тенденции развития мирового рынка СПГ, а также планы стран-конкурентов по строительству новых заводов.

По прогнозу аналитического агентства Facts Global Energy, описанному в первой главе данной работы, избыток предложения СПГ исчезнет к 2025 году, когда спрос и предложение на СПГ на мировом рынке сравняются, из-за непрерывно растущих темпов роста спроса на СПГ. Строительство новых проектов в данном периоде планируется, преимущественно, на территории США, совокупной мощностью более 100 млн тонн. Конкурентоспособности российских проектов в краткосрочной перспективе ничего не угрожает, так как они характеризуются низкими капитальными затратами и низкой стоимостью добычи природного газа, что делает конечную стоимость СПГ для стран-импортеров существенно ниже, чем у американских и австралийских проектов.

После 2025 года ситуация на рынке СПГ изменится: спрос превысит предложение и страны-импортеры будут бороться за необходимый им объем поставок СПГ. К этому периоду Россия планирует нарастить производственные возможности за счет ввода в эксплуатацию новых заводов Арктик СПГ-2, Владивосток СПГ, Балтийский СПГ и Дальневосточный СПГ, совокупной мощностью более 50 млн тонн, что увеличит российские производственные мощности почти до 80 млн тонн в год. Тем не менее, при данном сценарии, Россия по-прежнему будет занимать четвертое место в рейтинге стран по уровню экспорта СПГ.

Период, когда спрос на рынке СПГ превысит предложение, будет являться идеальным периодом для того, чтобы нарастить свою долю на рынке. Если Россия хочет занять большую долю на рынке СПГ, необходимо уже в ближайшее время планировать строительство новых заводов по производству СПГ, которые будут введены в эксплуатацию к 2025 году. Учитывая прогнозируемые сдвиги по срокам открытия заводов Дальневосточный СПГ и Балтийский СПГ, необходимо уже сейчас решать проблему с инвестированием в данные проекты, для того чтобы обеспечить их своевременное введения в эксплуатацию.

Помимо этого, стоит также обратить внимание на высокую зависимость российских СПГ проектов от импортного оборудования, поскольку в условиях борьбы стран за рынки сбыта СПГ, а также при изменчивых политических обстоятельствах, зарубежные поставщики могут прекратить сотрудничество с Россией, в том числе из-за возможных политических санкций, что может создать серьезную угрозу для функционирования всей отрасли СПГ в России. На данный момент, доля импортного оборудования на российских заводах по производству СПГ достигает 80 %. Данная проблема может быть решена путем постепенной замены импортного оборудования на отечественное, для повышения автономности российских предприятий, а также налаживания отечественного производства оборудования для добычи и производства СПГ.

Таким образом, для того чтобы Россия имела возможность нарастить свою долю на мировом рынке СПГ в среднесрочной перспективе, крайне необходимо уже сейчас принимать окончательные инвестиционные решения по строительству новых производственных мощностей, для того чтобы страна имела возможность ввести их в эксплуатацию тогда, когда это будет наиболее выгодно.

Заключение

В работе проведен детальный анализ мирового рынка сжиженного природного газа, выделены ключевые этапы становления глобального рынка мировой торговли СПГ, а также сформулированы основные тенденции в сфере мировой торговли СПГ. Исследуемый рынок характеризуется активным ростом за последнее десятилетие, причем темпы роста спроса на СПГ превышают темпы роста предложения, что приведет к дефициту предложения СПГ уже в 2025 году.

В результате анализа структуры мирового рынка СПГ, выделены ключевые страны-экспортеры и импортеры газа, а также рассмотрена динамика и причины изменения долей экспорта и импорта СПГ среди стран. Традиционными лидерами по объему экспорта являются Катар и Австралия, совместно обеспечивающие почти 50% совокупного предложения на рынке, причем ожидается, что Австралия обгонит Катар по объему экспорта уже в 2020 году. Выявлено, что Австралия начала активно увеличивать экспорт СПГ за последние 7 лет, в связи с чем рассмотрено становление австралийской СПГ-индустрии. Среди новых игроков наиболее активно наращивают свою долю на рынке Соединенные Штаты. Основными импортерами СПГ являются страны АТР - Япония, Китай, Южная Корея и другие, совокупно потребляющие почти 70 % всего производимого в мире газа.

На основе анализа стран-экспортеров газа было выделено 19 крупнейших СПГ проектов из шести стран-лидеров по экспорту СПГ, а именно, из Катара, Австралии, России, Нигерии, Малайзии и США, проанализированы их технические характеристики, производственные мощности и уровень законтрактованности.

На основе данной выборки и обзора литературы в сфере методов определения конкурентоспособности СПГ проектов был проведен анализ ценовой конкурентоспособности австралийских СПГ проектов наряду с мировыми проектами, рассмотрены методы ценообразования СПГ, определены основные этапы цепочки создания стоимости СПГ, а также проведена детальная оценка цен безубыточности выделенных проектов в разрезе основных статей цепочки создания стоимости. Австралия является наименее конкурентоспособным производителем СПГ с точки зрения конечной цены на газ, а ключевым фактором ценовой конкурентоспособности австралийских проектов является фактор территориального расположения, близкого к АТР, позволяющий австралийским предприятиям тратить в 2-3 раза меньше на транспортировку СПГ, чем конкурирующие проекты из США, Катара, Нигерии и Малайзии.

В работе представлен кластерный анализ выбранных СПГ проектов по семи признакам, включающим в себя технические и финансовые характеристики проектов: мощность, цена безубыточности, транспортные затраты до АТР, капитальные расходы, законтрактованность мощностей, ресурсная база, а также характеристика добываемого газа («богатый» или «бедный»). В результате кластерного анализа методом «дальнего соседа» выделены четыре группы однородных проектов. К первой группе относятся наиболее конкурентоспособные проекты (Rasgas, Qatargas, Ямал-СПГ и NLNG) с минимальной ценой безубыточности, крупнейшими ресурсными базами и мощностями. Ко второму кластеру относятся наиболее конкурентоспособные австралийские проекты и один российский проект (Prelude, Сахалин-2, Ichthys, Australia Pacific, Gladstone и Queensland Curtis) с ценой безубыточности выше среднего, самыми низкими транспортными издержками и наибольшим уровнем законтрактованности. К третьему кластеру относятся наиболее дорогие австралийские и малазийские проекты с наибольшей ценой безубыточности, крупными мощностями и высокими финансовыми вложениями (North West Shelf, Wheatstone, Gorgon и MLNG). И, наконец, к четвертому кластеру относятся все американские проекты (Freeport LNG, Cameron LNG, Cove Point, Sabine Pass и Corphus Christy) с низкой ценой безубыточности и самыми низкими капитальными расходами.

Кластерный анализ позволил четко разделить проекты на лидеров и аутсайдеров по уровню конкурентоспособности, а также позволил выделить некоторые закономерности о том, что наиболее конкурентоспособными с точки зрения цены являются проекты, расположенные далеко от АТР, обладающие крупными ресурсными газами с богатым газом, имеющие большие мощности и значительные затраты на строительство.

Помимо этого, в работе приводится расчет индекса конкурентоспособности СПГ проектов по финансовым и производственным показателям и последующее ранжирование выбранных проектов по уровню конкурентоспособности. В расчет индекса включались такие показатели, как издержки по добыче, производству, транспортировке и регазификации газа, уровень законтрактованности СПГ-заводов, коэффициент текущей ликвидности (current ratio) и отношение заемного капитала к акционерному (debt-to-equity). Большинство австралийских проектов замыкают рейтинг проектов по уровню конкурентоспособности. Наиболее конкурентоспособным австралийским предприятием является проект Gladstone, обошедший крупнейшие американские проекты Sabine Pass и Corphus Christi, а наименее конкурентоспособным - Gorgon. Среди мировых проектов, с большим отрывом лидирует Qatargas. Оценки факторов конкурентоспособности по кластерному анализу совпали с оценками по расчетному индексу конкурентоспособности: четыре из пяти наиболее конкурентоспособных проектов выделены в один лидирующий кластер, следующие за ними американские проекты таже выделены как отдельный кластер, а австралийские и малазийские проекты оказались наименее конкурентоспособной группой проектов как с точки зрения индекса конкурентоспособности, так и по кластерному анализу.

В результате анализа ценовой конкурентоспособности СПГ проектов была дана оценка конкурентоспособности австралийских и мировых проектов в краткосрочной и среднесрочной перспективах. В связи с резким падением цен на нефть в марте 2020 года при прогнозе цен на газ 6-8 $/МБТЕ до 2025 г. все австралийские проекты не будут являться конкурентоспособными на мировом рынке, вследствие чего будут увеличивать торговлю на спотовом рынке, а доля законтрактованных мощностей снизится. Однако сценарий ухода с рынка австралийских проектов маловероятен, так как ожидается, что страны-экспортеры СПГ уже к 2025 году не будут способны поддерживать необходимые производственные мощности для удовлетворения возрастающего спроса на СПГ, а значит, все существующие на данный момент проекты, включая австралийские, будут востребованы в будущем.

В работе рассмотрены текущие меры повышения конкурентоспособности отрасли со стороны правительства и нефтегазовых компаний, а также даны рекомендации по укреплению позиций австралийских СПГ проектов на мировом рынке, а именно: пересмотр условий трудовых договоров, создание экосистемы сотрудничества и совместного использования технологий, ресурсов и знаний, приоритет строительства плавучих станций по производству СПГ, снижение издержек на бурение скважин, а также пересмотр налогообложения нефтегазовых компаний.

Анализ, проделанный в данной работе, также представляет ценность и для российской нефтегазовой отрасли. В работе даны рекомендации по укреплению позиций России на мировом рынке СПГ. Для того чтобы увеличить свою долю на мировом рынке, российские производители уже сейчас должны принимать инвестиционные решения по проектам, которые будут введены в эксплуатацию к 2025 году, когда спрос на СПГ превысит предложение, а также должны постепенно снижать долю импортного оборудования в добыче природного газа и производстве СПГ.

Таким образом, можно сделать вывод, что несмотря на то, что австралийские СПГ проекты являются неконкурентоспособными с ценовой точки зрения, они будут оставаться востребованы в среднесрочной и долгосрочной перспективе после 2025 года благодаря растущему мировому спросу на СПГ, а в краткосрочной перспективе оставаться востребованными им поможет выполнение рекомендаций по повышению конкурентоспособности, представленным в данной работе.

Литература

1.Клименьева Л. Доля импортного оборудования и технологий в нефтяной отрасли достигает 80% - Минпромторг // Ведомости, 2014: https://www.vedomosti.ru/politics/articles/2014/10/17/dolya-importnogo-oborudovaniya-i-tehnologij-v-neftyanoj

2.Колбикова Е., Тимонин И. Мировой рынок СПГ: иллюзия избытка // VYGON Consulting. - 2018. URL: https://vygon.consulting/upload/iblock/542/vygon_consulting_lng_world_balance_2018.pdf

3.Конкурентоспособность // Академик. URL: https://dic.academic.ru/dic.nsf/econ_dict/18179

4.Конкурентоспособность // Финансовая энциклопедия. URL: https://www.financialguide.ru/encyclopedia/konkurentosposobnost

5.Логинов Е. Л. Сжиженный природный газ как стратегический ресурс энергетической модели экономики XXI века // Стратегии развития экономики. - 12 (21). - 2007. с. 32 - 40. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/szhizhennyy-prirodnyy-gaz-kak-strategicheskiy-resurs-energeticheskoy-modeli-ekonomiki-xxi-veka/viewer

6.Миронова И. Механизмы ценообразования на газ в мире: обзор по регионам, проблематика глобализации и выводы для России. - 2015. URL: https://eusp.org/sites/default/files/archive/centres/ENERPO_RC/Reports/2015_Mironova.pdf

7.Нуруллина Л.А., Маймакова Л.В. Анализ основных методов оценки конкурентоспособности энергетического предприятия // Проблемы энергетики. - 2012. № 9. С. 141 - 144

8.Равал А., Шеппард Д. Рынок сжиженного газа становится глобальным // Ведомости. - 2015. URL: https://www.vedomosti.ru/business/articles/2015/05/29/594416-rinok-szhizhennogo-gaza-stanovitsya-globalnim

9.Сможет ли российский СПГ конкурировать с катарским? // EurAsia Daily. 2018. URL: https://eadaily.com/ru/news/2018/01/26/smozhet-li-rossiyskiy-spg-konkurirovat-s-katarskim

10.Стратегия роста // Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса. URL: http://www.cdu.ru/tek_russia/issue/2019/3/583/

11.Факторы конкурентоспособности // Студенческая библиотека онлай. URL: https://studbooks.net/1480150/menedzhment/faktory_konkurentosposobnosti

12.Фейгин В.И., Иванов Н.А., Ревенков В.И. Рынок сжиженного природного газа: мир и Россия // Институт энергетики и финансов, 2012: https://www.imemo.ru/ru/conf/2012/31052012/31052012_FVI.pdf

13.Что такое сжиженный природный газ // Информаторий Газпром. URL: http://www.gazprominfo.ru/articles/liquid-gas/.

Размещено на Allbest.ru