Диссертация (1155401), страница 16
Текст из файла (страница 16)
м газа в год в рамках 4-ниток,прописанные в Меморандуме о Взаимопонимании между Россией и Турцией) ивыходила из той же точки российской границы, но вместо Болгарии должна83была выйти на территории Турции (не входящей в ЕС), пересекая Черное море.Данный проект решал несколько проблем: первая ветка трубы могла быполностью заменить текущий экспорт газа в Турцию через территориюУкраины (около 50% импорта российского газа страной), а остальныеответвления могли бы в реверсном режиме снабжать Юго-Восточный регионЕвропы в рамках существующих газовых контрактов Газпрома.На деле, однако, ранее достигнутые договоренности претерпевалимножество изменений, а длительный процесс переговоров с Турецкой сторонойпо поводу цен на газ привела к тому, что компания Botas подала иск вАрбитражный суд по поводу ретроспективного пересмотра цен, а позже проектбыл заморожен.
В октябре 2016 г. проект был инициирован заново, но вместо 4ниток планировалось проложить только 2. На данный момент Турецкий потокнаходится на стадии реализации подводного участка, его запуск возможен кконцу 2019 г.Газопровод Северный поток-2 мощностью 55 млрд куб. м. должен бытьреализован в 2019 году и фактически является «клоном» Северного потока, всвязи с чем дополнительные затраты на изыскательные работы, а также насоздание дополнительных мощностей компрессорных станций в рамкахпроекта будут минимальны.
Первая ветка с половиной совокупной мощностипроекта к 2020 году может прийти на морскую границу Германии, после чегодолжна быть внедрена в расширенную систему немецких газопроводов OPALи NEL. Однако выход даже половины проектных объемов на немецкий рынокбудет возможен только в том случае, если новый газопровод сможет получитьособый статус, с чем до сих пор испытывает трудности действующий Северныйпоток, не имея возможности загружать мощности на 100%.
Поэтому решениетранспортной задачи по снижению рисков транзита газа через Украинуосложняется высокой неопределенность касательно будущего этих проектов.Теоретически, пропускной способности двух Северных потоков было быдостаточно, чтобы покрыть более 50% контрактных обязательств передстранами, получающими газ через украинский маршрут. В частности,84технические возможности систем европейских интерконнекторов могутпозволить полностью обеспечить рынки Австрии, Словении, Венгрии, Сербиии Боснии, и доставить до рынка Италии 24 млрд куб.
м через газопроводТарвизио.Возможности для реализации стратегии диверсификации экспортныхпоставок российского газа также связаны с рынком стран Азиатскотихоокеанскогорегиона.Расширениеприсутствиянаэтомрынкепреимущественно планируется за счет наращивания производственныхмощностей по сжижению газа. Правительственная Энергетическая Стратегияпредусматривает рост доли России на мировом рынке СПГ с текущих 3% до12% к 2035 г. Де-юре только проекты трех российских компаний имеютюридическое право на экспорт СПГ по закону «Об экспорте газа»: Газпром,Роснефть и НОВАТЭК.
Кроме того, привлечение инвестиций зарубежныхкомпаний, юридически базирующихся на территории США и Европыосложняется действующими санкциями.6%5%25%16%Европа (Total)Китай (CNPC)12%АТР, в т.ч. Индия (Gazprom)Структураконтрактов«Ямал СПГ»Испания (Gas Natural Fenosa)Франция (Engie)19%ShellСпотовые поставки18%18%ЯпонияСтруктурапоставок СПГс завода«Сахалин-2»79%КореяКитайТайваньТайландРисунок 22. Мощности и направления поставок действующих и планируемыхСПГ заводов в России85Источник: составлено автором по: Отчет об устойчивом развитии[Электронный ресурс] // Sakhalin Energy, 2015. -Режим доступа:http://www.sakhalinenergy.com/media/user/otchety/SD_report_2015_rus.pdfСегодня в России действует только один крупнотоннажный СПГ завод,реализованный в рамках проекта Сахалин 2, с которого осуществляется экспортв АТР.
Суммарные ежегодные поставки составляют порядка 10,8 млн т в год(15 млрд куб. м газа) за счет работы двух технологических линий. Основнымипокупателями выступают компании Японии и Южной Кореи (Рисунок 22).Контрольным акционером проекта является Газпром, миноритарные долиимеют зарубежные компании (Shell, Mitsui и Mitsubishi). В связи с возникшимитехнологическими сбоями работы компрессорного оборудования существуетриск снижения объемного выхода СПГ.
В планах оператора завода существуетвозможность строительства третьей технологической линии, однако для еезагрузки требуется ресурсная база месторождения Южно-Киринское, котороеуже не раз переносилось по срокам, а также расширение действующегомагистрального газопровода до южной части Сахалина. Пока сроки реализацииобоих мероприятий находятся в высокой степени неопределенности.Другой восточный проект Газпрома в районе Приморского края –Владивосток СПГ. Работы над ним велись с 2012 г., но даже утвердив всюпроектно-техническую документацию дальнейшие работы в рамках заводаотложили на неопределенный срок. На данный момент он не входит в числоприоритетных, а заявленные сроки реализации трех технологических линий невыдерживаются, что может быть связано с конкуренцией по ресурсной базе сСахалином.В составе проектов Газпрома на западе числится Балтийский СПГ.Несмотря на то, что на него возложена стратегическая задача – прямыепоставки газа в Калининградскую область, он также испытывает трудности сфинансированием и постоянно сдвигается по срокам (последний заявленныйсрок ввода – 2021 г.).
Сегодня на Балтике монополист реализуетмалотоннажные проекты, мощности по которым могут быть использованы в86целях бункеровки СПГ судов, плавающих на газе: СПГ-завод в районекомпрессорной станции «Портовая», а также мощности по производству иперегрузке СПГ в порту Высоцк. В связи с уже действующими ограничениямипо использованию мазута, а с 2021 г. – дополнительно дизтоплива в качествесудового топлива в рамках приложения к Международной конвенции попредотвращению загрязнения с судов (MARPOL 73/78), в перспективе наБалтике может возникнуть новый рынок СПГ-бункеровки.Проект Печора СПГ в Ненецком Автономном Округе лоббируетнефтегазоваявертикально-интегрированнаякомпанияРоснефть.Подействующему закону завод не может осуществлять экспортную деятельность,так как лицензии на разработку месторождений Кумжинское и Коровинское,предусмотренные для снабжения проекта газом, на начало 2013 г.
не учитывалистроительство СПГ завода. В связи с этим мероприятия по проекту неосуществляются.Пожалуй, единственным на сегодняшний день проектом, перешедшим впрактическую стадию реализации, является актив независимой газовойкомпании НОВАТЭК «Ямал СПГ». Все производственные мощности завода,которые появятся после второй половины 2017 г., уже законтрактованы. Почтив равной доле они будут обслуживать азиатский и европейские рынки.Финальная мощность проекта должна будет достигнуть 16,5 млн т в 2019 г.НОВАТЭК в сотрудничестве с французским концерном TOTAL, китайскойCNPC и Фонда шелкового пути по сути создавали всю инфраструктуру на п-овеЯмал «с нуля», в частности был построен порт в районе п. Сабетта, завод посжижению, установки комплексной очистки газа и прочая сопутствующаяинфраструктура.8711,31%1%37%7,28%14%5,413%9%2,553%7,97%5%≈ 7 факт44%38%61%44%40%43%33%29%Катар(действующий)Алжир≈ 8-9 прогнозСШАРоссия(Sabine Pass) (Ямал-СПГ)ФрахтБункеровкаЗатраты завода(сжижение)Себестоимость добычиАвстралияРисунок 23.
Цена «затраты плюс» поставок СПГ в Азию по ключевым странам,долл./МБТЕИсточник: составлено автором по: Выгон Г. Белова М. Развитие мировогорынка СПГ: вызовы и возможности для России [Электронный ресурс] /Энергетический центр Московской школы управления СКОЛКОВО// сайтновостного портала «Pro-gas». –М.: «Pro-gas», май 2013. - Режим доступа:http://www.pro-gas.ru/images/data/gallery/0_206_SEneC_Global_LNG.pdfС точки зрения конкурентоспособности поставок Ямал СПГ имеет рядпреимуществ:1. Относительно низкие затраты на сжижение газа за счет низкойсреднегодовой температуры.2.
НепосредственнаяблизостьЮжно-Тамбейскогоместорожденияотносительно береговой линии и завода.3. Низкий уровень себестоимости добычи.За счет этих факторов, стоимость поставки СПГ с проекта Ямал СПГ доАзиатского региона (на примере Японии) сопоставима с Американским СПГ исоставляет 7,9 долл./МБТЕ (Рисунок 23).
Наименьшую долю в затратахсоставляют фрахт и топливные расходы. Это связано с относительно88небольшим расстоянием транспортировки (более чем в 2 раза ниже дистанциипоставки СПГ США). Кроме того, за последние 5 года серьезно снизилисьставки на аренду танкеров (в результате переизбытка инвестиций в мировойфлот СПГ судов). Если среднесуточная ставка в 2012 г. достигала 160 тыс.долл., то по итогам 2016 г. она упала до 30 тыс. долл. Также вслед за снижениемнефтяных цен заметно подешевел мазут для бункеровки.Таким образом, удельные затраты на поставку российского СПГ поновому проекту (включая себестоимость добычи, затраты на сжижение итранспортировку) находятся в нижнем диапазоне прогнозных цен насжиженный газ на конечном рынке – в Японии даже в условиях низких цен наУВС (капитальные вложения производились в период высоких цен).
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
