Деловой мир

Архив рубрики «сжиженный газ»

Как сообщил президент Украины В. Янукович, на Черноморском побережье будет построен терминал по приему сжиженного природного газа (СПГ). Украина реализует также и другие крупные инфраструктурные проекты (сооружение ветровых и солнечных электростанций, строительство скоростных железных дорог), которые "позволят Украине и зарабатывать, и экономить в последующие десятилетия", - подчеркнул президент.

Глава государства не уточнил, откуда Украина собирается получать сжиженный газ, однако осенью 2011 г. сообщалось, что ведутся переговоры с Францией о поставках СПГ и строительстве этого терминала.

Согласно заявлению министра энергетики и угольной промышленности Украины Ю. Бойко, Украина также рассматривает возможность использования плавучих заводов регазификации СПГ. Украинские представители ведут переговоры с транснациональной корпорацией "Exxon Mobil", которая является пионером в этой области. Министр отметил, что данная технология не требует большой инфраструктуры и двухлетнего периода ее освоения, как в случае с СПГ-терминалом. При этом Ю. Бойко заверил, что Украина не будет отказываться от проекта в его упрощенном виде, что позволит быстрее и дешевле пустить объект в эксплуатацию. (БИКИ/Энергетика Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 06.01.2012 -- Азербайджан: в январе-ноябре 2011 года увеличилось производство сжиженного газа
• 07.10.2011 -- ПРОГНОЗ: доля импортного сжиженного газа в Украине достигнет 40%
• 28.05.2011 -- Украина: объем розничных продаж бензина в марте вырос на 11,6% – до 258,6 тыс. т
• 18.05.2011 -- Россия: производство СУГ за январь-март выросло
• 13.05.2011 -- Россия: экспортная пошлина на СУГ в мае выросла на 43%

(Platt’s LPGaswire/Держзовнишинформ/Химия Украины, СНГ, мира)

 

Блоговая биржа

Похожие записи:

• 04.03.2012 -- Европа: цены на сжиженный газ, $/МТ (на 19.01.12)
• 12.01.2012 -- Европа: цены на сжиженный газ, $/МТ (на 24.11.11)
• 25.10.2011 -- Европа: цены на сжиженный газ, $/МТ (на 26.08.11)
• 27.06.2011 -- Европа: цены на сжиженный газ, $/МТ (на 27.04.11)
• 18.04.2012 -- Европа: цены на полипропилен на 24.02.12 г.

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

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

Источник: "Нефть России".

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

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

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

* - без учета регазификации.

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

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

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

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

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

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

Источник: "Energy Information Administration".

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Некоторые показатели газовой отрасли РФ в 2011 г.

Источник: Министерство энергетики РФ.

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

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

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

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

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

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

 

Это стоит обсудить в "курилке"

Похожие записи:

• 04.03.2012 -- Европа: цены на сжиженный газ, $/МТ (на 19.01.12)
• 04.03.2012 -- Япония: в 2011 году поставлен рекорд по импорту сжиженного природного газа (СПГ)
• 02.03.2012 -- Украина: Азербайджан отложил подписание договора на поставку сжиженного газа
• 14.02.2012 -- Европа: цены на сжиженный газ, $/МТ (на 23.12.11)
• 12.01.2012 -- Европа: цены на сжиженный газ, $/МТ (на 24.11.11)

Украинско-азербайджанские переговоры в швейцарском Давосе не привели к подписанию договора об импорте каспийского сжиженного газа в Украину. Бакинское руководство осознает, что сможет поставлять газ в Украину лишь по остаточному принципу. Перед ней в очереди стоят Турция, Россия и Румыния.

У компаний, добывающих газ на каспийском шельфе Азербайджана, заключены полноценные контракты с Россией и Турцией на поставку топлива. Данные контракты не только работают, но и обновлены в сторону увеличения объема поставок. В Румынии Государственная нефтегазовая компания Азербайджана (SOCAR) выступила соучредителем консорциума, который намерен строить инфраструктуру для перевозки природного газа в сжиженном виде (LNG) в бассейне Черного моря. На этом фоне Украина пока выглядит аутсайдером. Кроме меморандума о сотрудничестве в сфере поставок сжиженного газа, подписанного год назад в том же Давосе, у нее с Баку ничего больше нет. Только благие намерения.

Турецкий фактор

Турция сегодня является крупнейшим импортером азербайджанского природного газа. По итогам 2011 г. объем таких закупок составил примерно 4,5 млрд. куб. м. С одной стороны - это несколько ниже, чем было в 2010 г., с другой - скоро ожидается повышение. В октябре 2011 г. Баку и Анкара подписали пакет новых газовых соглашений, согласно которым Турция намерена к 2017 г. увеличить объем закупок азербайджанского топлива до 6 млрд. куб. м. Еще 10 млрд. куб. м она готова пропускать через свою территорию транзитом на европейские рынки.

В Турции потребление газа медленно, но падает: с 36 млрд. куб. м в 2008 г. до 31 млрд. куб. м в 2011 г. В обозримой перспективе страна серьезно намерена опуститься ниже 30-миллиардной отметки, внедряя энергосберегающие технологии в промышленности и активнее используя гидроэлектростанции вместо тепловых. Но азербайджанский газ Анкаре нужен для вытеснения российского импорта или, по крайней мере, для того, чтобы сделать более сговорчивым «Газпром».

Цена, по которой Турция импортирует каспийский ресурс, официально не оглашается, но, по экспертным оценкам, она составляет порядка $300/1000 куб. м, т. е. примерно на 30% дешевле, чем у россиян. Полностью отказаться от сотрудничества с «Газпромом» Турция пока не может. Во-первых, она связана с ним долгосрочным контрактом. Во-вторых, Азербайджан еще не вышел на такие объемы добычи, чтобы полностью обеспечить турецкий рынок. В 2011 г. азербайджанская газодобыча составила 25,7 млрд. куб. м. В 2012 г. планируется довести этот объем до 28,3 млрд. куб. м, в 2015 г. - до 30 млрд. куб. м. При этом внутреннее потребление газа в стране вряд ли выйдет за пределы 8-10 млрд. куб. м.

Определенная заминка и в том, что между Турцией и Азербайджаном нет достаточной пропускной газотранспортной инфраструктуры. Хотя построить ее дешевле, чем возводить портовые газовые терминалы и мощности по сжижению природного газа, а потом его регазификации. Одним из пунктов прошлогодних азербайджанско-турецких договоренностей стало решение о строительстве нового Трансанатолийского газопровода, по которому газ из прикаспийских месторождений должен поступать в Грецию и на другие рынки юга Европы. Между тяжелоподъемными и дорогостоящими проектами "Южный поток" и "Набукко" этот третий путь может оказаться наиболее реалистичным. Ввиду сказанного правительство Азербайджана будет стремиться реализовать газовые договоренности со своими стратегическими партнерами в Турции, а уже потом учитывать газовые притязания других претендентов. И с этим мнением придется считаться не только государственной SOCAR, но и консорциуму частных компаний, разрабатывающих самое перспективное месторождение Прикаспийского шельфа - Шах-Дениз.

Российский фактор

В январе 2012 г. SOCAR и «Газпром» подписали контракт, предусматривающий двукратное увеличение объемов экспорта азербайджанского газа в Россию. Практика выкупа газа на южных рынках и перепродажи его на Западе уже пару лет как появилась в арсенале «Газпрома». Сначала он перехватил у Украины туркменский и узбекский газ, а с 2010 г. начал импортировать азербайджанский. Для «Газпрома» подобные операции экономически привлекательней капиталовложений в раскрытие новых месторождений на Крайнем Севере. Два года назад «Газпром» приобрел свыше 700 млн. куб. м азербайджанского газа, в 2011 г. - примерно 1,5 млрд., в 2012 г.  - замахнулся на 3 млрд.

С точки зрения бюджета РФ этот контракт - потеря для страны: налицо вывоз капитала за границу вместо инвестиций в национальную добычу. Но Кремль подобные действия «Газпрома» поощряет, ведь таким образом концерн отсекает возможности соседних стран (Украины, Молдовы и той же Турции) получать газ из источников, альтернативных российскому. Таким образом, для команды Путина - Медведева это возможность на должном уровне поддерживать экономическую зависимость соседей от России, а для «Газпрома» - способ сохранить традиционные рынки сбыта. Расчет прост: чем больше выкупить газа у Азербайджана, тем меньше он сможет продать его на сторону. И турецкая сторона для «Газпрома» очень важна. Это его второй по масштабам рынок сбыта после украинского - емкостью почти 26 млрд. куб. м по итогам 2011 г. Таким образом, перехватывая азербайджанский газ, россияне отнимают потенциальный кусок и у Турции, и у Украины. Другое дело, что у подобной тактики на рынке есть физический предел. Мощности по транспортировке азербайджанского газа в РФ через единственную пограничную газоизмерительную станцию Ширвановка не способны принять более 6-7 млрд. куб. м газа в год. А реконструировать это направление, увеличивая его пропускную способность, в Азербайджане не планируют. Это для Баку не приоритет.

Румынский фактор

Для представителей SOCAR гораздо интереснее развитие газотранспортных проектов на территории Грузии. Сейчас весь азербайджанский газ для турецких потребителей идет через Грузию. Но две страны не желают ограничиваться одним вектором и уже нарисовали другой - в направлении порта Кулеви на берегу Черного моря. Здесь SOCAR обзавелся нефтепричальным комплексом, а теперь размышляет, как бы дополнить его газоперевалочным блоком. И тут вариантов у азербайджанской нефтяной компании не так много, реально - два. Один - проект AGRI, второй - предложения от Украины.

Сложно сказать, что появилось раньше. Ведь нынешние планы Юрия Бойко и Владислава Каськива по строительству LNG-терминала в украинском Причерноморье сильно перекликаются со слегка позабытым проектом "Белый поток", активно мусолившимся еще во времена премьерства Юлии Тимошенко. Пока в Киеве только говорят о создании СП с Азербайджаном по транспортировке сжиженного газа,  а в Бухаресте подобное предприятие создано ровно год назад. Его основателями (кроме SOCAR) выступили Грузинская национальная нефтяная компания, венгерская MVM и румынская Romgaz. В январе 2012 г. закончился срок разработки ТЭО этого газотранспортного проекта, в ближайшее время его рассмотрит совет директоров компании AGRI LNG. Согласно предварительной информации, изучаются варианты перевалки сжиженного газа в румынском порту Констанца объемом 2,5 и 8 млрд. куб. м в год. Стоимость их воплощения в жизнь варьируется соответственно в пределах EUR1,2-4,5 млрд.

В январе в Давосе с президентом Азербайджана Ильхамом Алиевым встречался не только Виктор Янукович. Там же на аудиенции у И. Алиева побывал и премьер-министр Грузии Ника Гилаури. После этого он сообщил, что вскоре в Тбилиси пройдет международная конференция, посвященная реализации проекта AGRI. Для Грузии он ценен прежде всего новыми объемами транзита. Куда дальше пойдет азербайджанский газ, закачанный в Кулеви, ей в принципе все равно. Но поскольку в последние год-два украинско-грузинские отношения несколько охладели, Тбилиси теперь приветливее смотрит в сторону Бухареста. Тем более, что в той стороне есть надежды получить софинансирование от Евросоюза.

Украинские шансы

Украине в этом газовом пасьянсе будет очень сложно вытянуть нужную карту. И все-таки шансы не совсем нулевые. Особенно если подыграют турки. Именно в Анкаре Киев может отыскать ключи к нужным дверям как бакинским, так и московским. Но для этого придется предложить туркам 2 выгодные сделки. Первая - перекупить у них часть законтрактованного у «Газпрома», но невыбираемого газа. Вторая - привлечь турецких подрядчиков к строительству LNG-терминала в Украине. Обе возможности уже обсуждались в киевских правительственных коридорах.

В 2011 г. Украина и Турция покупали ресурс у «Газпрома» по примерно одинаковым ценам, хотя мы чуть дешевле. В текущем - все изменилось в обратную сторону. Теперь газ для Турции стал дешевле. И при этом контракты турецких потребителей предусматривают заметно большие объемы закупок российского газа, чем это происходит на самом деле. Теоретически эти избыточные объемы (а речь идет как минимум о 5-6 млрд. куб. м/год) Украина могла бы выкупать. Вероятно, их и имел в виду Ю. Бойко, заявляя, что наша страна изучает возможность приобретения газа у Турции. Технологически провернуть подобную операцию несложно: в таком случае газ, который должен идти в Турцию транзитом через Украину, остается на украинском рынке, а параллельно возрастает объем поставок газа по морскому трубопроводу "Голубой поток", идущему из России через Черное море к турецким берегам. Сложнее с согласием «Газпрома» на подобное замещение. Хотя, возможно, для Москвы и Киева это стало бы компромиссным выходом из затянувшихся газовых дебатов. Ведь каждый бы сохранил лицо и получил желаемое. С одной стороны «Газпром» настоял бы на цене, предусмотренной в контрактах 2009 г., с другой – «Нафтогаз» (а может OstChem или еще кто) получил бы возможность закупать некоторый объем газа по более низкой "турецкой" цене. В итоге это все равно дало бы общее удешевление для украинского потребителя.

Подобная схема может быть внедрена довольно оперативно и просуществовать до тех пор, пока Украина, пускай даже частично, перейдет на потребление LNG. Для этого потребуется 3 года на обустройство инфраструктуры и гарантии Азербайджана обеспечить ее загрузку. Добиться таких гарантий украинскому руководству не удается уже год. Но каспийский лед, возможно, тронулся бы, доверь Киев строительство LNG-терминала турецкому холдингу Calik Energy. Еще несколько лет назад представители Calik предлагали украинским властям построить под Одессой комплекс для приема LNG. Не исключено, что предложение все еще в силе. Calik Energy - крупнейшая турецкая сервисно-инжиниринговая компания в нефтегазовой отрасли, пользующаяся, как утверждают, благосклонностью нынешнего турецкого министра энергетики Танера Йылдыза. Если это правда, то об украинском коридоре для азербайджанского сжиженного газа замолвить словечко в Баку смогли бы уважаемые люди из Анкары.

Теперь посчитаем. В 2015-2016 гг. Азербайджан должен добывать 28-30 млрд. куб. м газа. Из них внутри страны останется 8-10 млрд. 6-7 млрд. куб. м планирует импортировать Турция, 3-4 млрд. куб. м - Россия, еще 2-3 млрд. куб. м спишем на мелких азербайджанских клиентов (Иран, Грузию, Грецию). Итого 5-8 млрд. куб. м остаются до конца не распределенными. На них может претендовать и Трансанатолийский газопровод, и AGRI, и украинский LNG-терминал. Приз получит самый проворный. (МинПром/ Химия Украины, СНГ, мира)

Это стоит обсудить в "курилке"

Похожие записи:

• 14.02.2012 -- Европа: цены на сжиженный газ, $/МТ (на 23.12.11)
• 12.01.2012 -- Европа: цены на сжиженный газ, $/МТ (на 24.11.11)
• 12.01.2012 -- Азербайджан: в январе-ноябре 2011 года увеличилось производство сжиженного газа
• 11.12.2011 -- Европа: цены на сжиженный газ, $/МТ (на 25.10.11)
• 25.11.2011 -- Европа: цены на сжиженный газ, $/МТ (на 23.09.11)