. 3. ПРОЕКТЫ ПО ЭКСПОРТУ ГАЗА ИЗ СЕВЕРНОЙ АМЕРИКИ Одним из самых горячих вопросов, порожденных изменениями на американском рынке газа, является тема организации экспортных поставок СПГ из США. В Соединенных Штатах вообще до сих пор действует один из первых в мире заводов по производству СПГ на Аляске, который исправно поставляет небольшие объемы 1‑2 млрд кубометров в год в Японию по очень привлекательной цене. Поэтому с самого начала вопрос не стоял, быть или не быть США экспортерами сжиженного газа. Главное, каков реальный потенциал поставок американского СПГ на мировые рынки, какую роль он будет играть для глобального баланса газа и зачем Соединенные Штаты, которые всегда очень рачительно относились к национальным сырьевым ресурсам, вдруг с энтузиазмом примеривают на себя личину экспортера сырья. Рассматривать в качестве побудительного мотива Вашингтона желание заработать деньги за счет экспорта газа (что характерно для обычных экспортеров) не совсем правильно. Конечно, каждый отдельный инвестор, подавший заявку на строительство мощностей, рассчитывает окупить вложения и получить прибыль, но масштабы экспорта зависят не от частной инициативы, а от того, какое решение примет руководство страны. С нашей точки зрения, у развития индустрии экспорта американского сжиженного газа может быть две подоплеки: Чисто экономическая – сделать более ликвидным свой внутренний рынок, чтобы иметь возможность утилизировать излишки добычи, поддерживая цены на приемлемом уровне для производителей и потребителей. Геополитическая – возможность увеличить влияние США на другие страны, как импортеров, так и экспортеров газа. Иметь ресурсы для того, чтобы поддержать союзников, и оказать дополнительное давление на оппонентов в острые моменты. Опыт 2009‑2010 годов, когда предназначенные для американского рынка объемы СПГ из Катара были частично перенаправлены в ЕС и усилили негативные для традиционных поставщиков кризисные тенденции на рынке газа, показал, что этот инструмент может быть очень эффективным для достижения политических целей. В то же время ситуация на рынке газа в Северной Америке не столь однозначная, а геологические, экономические, политические, экологические и социальные риски увеличения добычи сланцевого и других видов трудноизвлекаемого газа на экспорт достаточно велики.
3.1 Основания для развития экспорта СПГ из США Главным основанием под экспортную программу Соединенных Штатов является мнение о том, что, располагая солидными запасами сланцевого газа и мощностями для его добычи, американцы могут производить больше газа, чем потребляют. В качестве доказательства приводятся цифры о том, что ресурсов сланцевых залежей хватит на 100 и более лет добычи, соответственно, нет никаких проблем с тем, чтобы часть добываемых объемов экспортировать на внешние рынки. Как уже отмечалось, в настоящее время США остаются не только нетто-импортером газа (и достаточно крупным – около 43 млрд кубометров газа в 2012 году, то есть больше, чем Китай). В среднем за последние 5 лет импорт газа в США снижался на 8 млрд кубометров ежегодно, а экспорт в Мексику и Канаду рос в среднем на 4 млрд кубометров в год. Если в среднесрочной перспективе тренд сохранится, то Соединенные Штаты должны превратиться в нетто-экспортера уже в 2016 году. Это, если добыча будет расти такими же темпами, а спрос так же отставать. Но практика показывает, что на волне низких цен рост спроса начинает опережать динамику в сфере предложения. Официальный прогноз EIA (Annual Energy Outlook 2013) предлагает следующую картину. До 2015 года добыча в Соединенных Штатах расти не будет, однако благодаря снижению спроса внутри страны по сравнению с 2012 годом на 9 млрд кубометров уменьшится чистый импорт – за счет падения поставок по трубе из Канады и роста экспорта в Мексику. Вместе с тем, по нашему мнению, причин для падения потребления газа в США в ближайшее время нет (при условии сохранения уровня добычи). За последние 10 лет спрос стабильно увеличивался, за исключением кризисного 2009 года. Сейчас же в стране сохраняется очень комфортная ценовая конъюнктура, и даже рост цены на 50% (до 4 долл. за млн БТЕ или 145 долл. за тыс. кубометров) не изменит ситуацию фундаментально. Прогнозный баланс газа в США, млрд кубометров 2010 2012 2015 2020 2025 2030 2035 2040 Добыча 606 680 682 756 810 847 890 940 Потребление 674 725 716 745 762 782 813 836 Чистый импорт/ экспорт 74 49 40 -3 -45 -59 -72 -101 Труба 63 45 36 4 -15 -19 -31 -60 СПГ 11 4 4 -7 -30 -40 -41 -41 Источник: US EIA В 2015‑2020 годах EIA прогнозирует новый взлет добычи газа (+75 млрд кубометров), а в течение следующего 10-летия еще на 90 млрд кубометров. В то же время спрос на газ, по мнению экспертов управления энергетической информации, вырастет всего на 50 и 40 млрд кубометров соответственно. Именно на этой оценке существенного опережения роста добычи внутренних потребностей и базируется официальный американский прогноз, что к 2020 году США станут нетто-экспортером газа, а к 2030 году будут поставлять на рынки Канады и Мексики 20 млрд кубометров чистых экспортных объемов, а на мировые рынки – 40 млрд кубометров газа в виде СПГ (около 30 млн т).
. Какие выводы можно сделать из официального прогноза развития американского рынка? Во-первых, к 2020 году США планируют существенно снизить импорт трубопроводного газа из Канады и нарастить экспорт по трубе в Мексику. В последние пару лет эти процессы шли параллельно. Но масштабы падения чистого импорта Канады были выше из-за дефицита мощностей по приему газа из США в Мексику. Сейчас строятся несколько новых газопроводов на территории Мексики, которые позволят увеличить импорт с севера вдвое – с 17 до 33 млрд кубометров к 2015 году. А для того, чтобы стать нетто-экспортером трубопроводного газа, США нужно всего лишь увеличить поставки в Мексику на 20 млрд кубометров, снизив на столько же импорт из Канады. Это вполне реальная задача, учитывая проекты по развитию газовой торговли США с Мексикой и расширение газовой сети в этой стране. С одной стороны, это приведет к тому, что возможности для сбыта американского газа на юге в Техасе/Луизиане вырастут, увеличивая конкуренцию за ресурсы сланцевых залежей, расположенных в этом регионе (прежде всего, Barnett, Eagle Ford, Haynesville и Fayetteville). С другой, если официальный прогноз по добыче газа окажется чересчур оптимистичным, то три группы потребителей будут конкурировать за доступ к поставкам газа – внутренние потребители, мексиканские импортеры и потенциальные производители СПГ в Мексиканском заливе. Эффект будет простой – резкий рост цен на газ, который скажется прежде всего на американских потребителях и отчасти на Мексике, поскольку производители СПГ имеют возможность транслировать рост цен на сырье своим зарубежным покупателям. Попросту говоря, «болевой» порог от роста цен для американцев будет гораздо ниже, чем для владельцев СПГ-заводов. Кроме того, хотя рост цен будет включать рыночные механизмы, увеличение инвестиций в бурение, нельзя исключать сценария, что через 10‑15 лет могут сказаться ограничения со стороны ресурсной базы. И тогда может встать вопрос, кому достанется газ. Во-вторых, именно поэтому, несмотря на активную риторику по поводу превращения в экспортера СПГ со стороны экспертов, конгрессменов и даже президента Обамы, Вашингтон медлит с принятием политического решения о санкционировании строительства заводов по сжижению. В 2011 году разрешение на экспорт за пределы стран, имеющих с США соглашение о свободной торговле, получил только один проект – Sabine Pass. В середине мая 2013 года департамент по энергетике США выдал еще одно разрешение на экспорт до 14 млрд кубометров газа в год, из которых можно произвести около 9 млн т СПГ. Судя по косвенным признакам, окончательное решение будет позитивным для достаточно ограниченного круга проектов. В пользу этого свидетельствует и прогноз EIA по объемам чистого экспорта СПГ (всего 30 млн т в 2030 году), притом что мощности уже одобренного терминала, который должен быть полностью введен в строй к 2020 году, рассчитаны на 16 млн т в год. В-третьих, отказ от импорта трубопроводного газа из Канады открывает возможности для реализации проектов по экспорту СПГ из этой страны. Однако падение собственной добычи традиционного газа и необходимость инвестировать в разработку новых ресурсов (сланцевого и трудноизвлекаемого газа) делают процесс более сложным, нежели простая переориентация объемов с американского рынка на рынок СПГ.
. 3.2 Процедура одобрения экспорта газа из США и обзор заявленных проектов по экспорту СПГ Согласно закону о природном газе США (Natural Gas Act), компания, намеренная экспортировать природный газ, должна получить разрешение главы департамента энергетики. Выдача разрешения на поставки газа в страны, которые имеют с Соединенными Штатами соглашение о свободной торговле (FTA), происходит незамедлительно и без проведения процедуры анализа на соответствие проекта общественному интересу. К таковым странам относятся Австралия, Бахрейн, Канада, Чили, Колумбия, Доминиканская Республика, Эль Сальвадор, Гватемала, Гондурас, Иордания, Мексика, Марокко, Никарагуа, Оман, Панама, Перу, Республика Корея, Сингапур, а также Израиль и Коста- Рика. В этой связи проекты экспорта газопроводного газа в Канаду и Мексику не имеют проблем с регулирующими органами. Желающие продавать газ не только в страны FTA, а это касается почти всех потенциальных экспортеров газа, подают заявку в департамент, который объявляет о сборе комментариев и отзывов от всех заинтересованных сторон. По итогам всестороннего анализа принимается решение о выдаче безусловного разрешения, разрешения с дополнительными условиями или отказе. Решение принимается на основе анализа соответствия экспорта газа следующим основным критериям: • Внутренняя потребность в объемах газа, предлагаемых на экспорт • Обеспеченность внутренних поставок • Энергетическая безопасность США • Влияние на экономику США и внутренние цены на газ • Международные аспекты • Экологические аспекты. Отметим, что по заказу департамента EIA и частная консалтинговая группа NERA подготовили два доклада, которые касались влияния экспорта СПГ на внутренние цены и на макроэкономические показатели США соответственно. Основной вывод исследования EIA в том, что значительные объемы экспорта СПГ из США приведут к росту цен, снижению внутреннего спроса и увеличению объемов импорта из Канады, но в то же время к наращиванию добычи. Управление рассматривало несколько сценариев, в зависимости от коэффициента извлечения газа из сланцев, темпов экономического роста, скорости наращивания и предельных объемов экспорта. В отчете NERA говорится, что экспорт СПГ возможен только в условиях высокого мирового спроса на газ и/или низкой себестоимости американского газа (высоких уровней отдачи сланцевых залежей). Кроме того, цены на газ в США никогда не вырастут до уровня цен на внешних рынках, где действует нефтяная привязка, но при этом за счет увеличения предложения будут способствовать снижению цен на газ в других регионах. А экспорт принесет выгоды экономике Соединенных Штатов за счет дополнительной выручки от экспорта (10‑30 млрд долл. в год) и необходимости наращивать добычу для снабжения заводов по сжижению. Однако для того, чтобы начать строительство завода, необходимо получение разрешения Федеральной комиссии по энергетическому регулированию (FERC).
. На сегодняшний день в FERC поданы заявки на строительство 12 заводов на 121 млн т, из них 8 на 96 млн т на побережье Мексиканского залива и по два на Восточном (8,7 млн т) и Западном (16,4 млн т) побережьях. Кроме того, еще 6 заводов рассматриваются как потенциальные проекты на 62 млн т на берегу Мексиканского залива и один – самый крупный на 24 млн т – в водах Мексиканского залива в зоне юрисдикции Береговой охраны. Итого 207 млн т СПГ в год, что эквивалентно 286 млрд кубометров природного газа. В то же время в DOE поданы ходатайства на разрешение экспорта СПГ из термина- лов в районе Мексиканского залива (включая глубоководный) в объеме 180 млн т в год, около 12 млн т с СПГ-заводов на Восточном побережье и 30 млн т – на Западном. Еще две компании подали заявки на экспорт 1,1 млн т в общей сложности в Атлантическом бассейне без привязки к конкретному производственному терминалу. При этом только четыре заявки были поданы на разрешение на экспорт только в страны FTA. Таким образом, 207 млн т из 222 млн предлагается экспортировать без ограничений по стране назначения. Как уже отмечалось, все заявки на экспорт в страны FTA были удовлетворены в полном объеме. И хотя заявки на поставки в страны non-FTA поданы отдельно, департамент энергетики рассматривает лишь вопрос о расширении выданных разрешений, а не об увеличении объемов экспорта. Следует отметить, что большинство мощностей по сжижению планируется построить в рамках развития простаивающих ныне проектов по регазификации. Проекты по сжижению и поданные заявки на экспорт Терминал Инвестор Объемы экспорта в страны FTA* Объемы экспорта в страны non- FTA* Решение департамента энергетики США Мексиканский залив Sabine Pass (Луизиана) Cheniere- Sabine Pass LNG 16 16 Одобрен экспорт не более 16 млн т в год в страны FTA и non-FTA. Терминал строится. Sabine Pass (Луизиана) Sabine Pass Liquefaction 2+1,8 2+1,8 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Расширение терминала предложено в FERC Corpus Christi LNG (Техас) Cheniere 13,6 13,6 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Строительство завода по сжижению предложено в FERC Freeport LNG (Техас) Freeport LNG 9+9 9+9 Одобрен экспорт в страны FTA. 16 мая одобрена 1 заявка на экспорт в страны non- FTA до 9 млн т в год. Строительство завода по сжижению предложено в FERC
Терминал Инвестор Объемы экспорта в страны FTA* Объемы экспорта в страны non- FTA* Решение департамента энергетики США Lake Charles Terminal (Луизиана) Southern Union – Trunkline LNG 15 15 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Строительство завода по сжижению предложено в FERC Hackberry (Луизиана) Cameron LNG 12 12 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Строительство завода по сжижению предложено в FERC Lavaca Bay (Техас) Excelerate Liquefaction 10 10 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Строительство завода по сжижению предложено в FERC Magnolia LNG Луизиана Magnolia LNG 4 - Одобрен экспорт в страны FTA. Строительство завода по сжижению предложено в FERC Plaquemines Parish (Луизиана) CE FLNG 8 8 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Строительство завода по сжижению предложено в FERC Brownsville (Техас) Gulf Coast LNG Export 18 18 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Определена площадка под строительство завода СПГ Pascaguola (Миссисипи) Gulf LNG Liquefaction 11,5 11,5 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Определена площадка под строительство завода СПГ Golden Pass (Техас) ExxonMobil- Golden Pass 15,6 15,6 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Определена площадка под строительство завода СПГ
Терминал Инвестор Объемы экспорта в страны FTA* Объемы экспорта в страны non- FTA* Решение департамента энергетики США Cameron Parish (Луизиана) Waller LNG Services 1,25 - Одобрен экспорт в страны FTA. Определена площадка под строительство завода СПГ South Texas LNG (Техас) Pangea LNG 8 8 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Определена площадка под строительство завода СПГ Cameron Parish (Луизиана) Gasfin Development 1,5 - Одобрен экспорт в страны FTA. Определена площадка под строительство завода СПГ Gulf of Mexico* Main Pass, Freeport- McMoRan 24 24 Одобрен экспорт в страны FTA Восточное побережье Cove Poin (Мериленд) Dominion Cove Point LNG 7,8 (1) 7,8 (1) Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Строительство завода по сжижению предложено в FERC Elba Island (Джорджия) Southern LNG Company 4 (1) 4 (1) Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Строительство завода по сжижению предложено в FERC Западное побережье Astoria (Орегон) Oregon LNG 9,6 9,6 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Строительство завода по сжижению предложено в FERC Coos Bay (Орегон) Jordan Cove Energy Project 12,3 (1) 8,3 (1) Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается. Строительство завода по сжижению предложено в FERC Без привязки к СПГ-терминалу SB Power Solution 0,8 (1) - Одобрен экспорт в страны FTA. Carib Energy 0,25 0,06 Одобрен экспорт в страны FTA, заявка на экспорт в страны non- FTA рассматривается Источник: DOE, FERC, данные компаний
3.3 Оценка экономики проектов по производству СПГ Единственный проект, давно получивший авторизацию на экспорт 16 млн т в год в страны, не имеющие соглашения о свободной торговле с США (non-FTA), а также разрешение на строительство завода от FERC – Sabine Pass Liquefaction Project. Инвестиционное решение принято по строительству четырех линий завода, способных производить до 4,5 млн т в год (изначально планировалось до 4 млн т). Необходимые инвестиции в строительство первых двух линий, а также выкуп и перепрофилирование газопровода Creole Traile (строился для поставок газа с регазификационного терминала Sabine Pass в ГТС) составляют 6,5 млрд долл., в том числе 4,5 млрд долл. – заемные средства, 2 млрд долл. – вклад акционеров в уставной капитал. Линии 1 и 2 планируется запустить в 2015‑2016 годах, 3‑4 – в 2017‑2018-х (по ним финансирование еще в процессе подготовки). Контракты на все 16 млн т в год, допущенных к экспорту властями, были подписаны до начала строительства. 7,9 млрд кубометров (5,7 млн т в год) законтрактовала в свой портфель британская BG и по 5,1 млрд кубометров (3,7 млн т) испанская Gas Natural, корейская Kogas и индийская GAIL. Кроме того, Cheniere подписал еще два соглашения – на производство 2 млн т СПГ в год с Total и 1,8 млн т с британской Centrica, которые еще только предстоит одобрить департаменту энергетики. Поставки предполагаются в рамках строительства еще двух линий (5-й и 6-й). По условиям договоров, покупатели оплачивают гарантированный тариф (бери или плати) за бронирование мощностей: 124 долл. за тонну – BG и Gas Natural, 149 долл. за тонну – Kogas и GAIL. И при этом сами обеспечивают покупку необходимого для производства СПГ газа на рынке (толлинговая схема). По оценке Cheniere, стоимость транспортировки СПГ до рынков в Центральной и Южной Америке составляет 37 долл. за тонну, в Европу – 62 долл., в Азию – 149 долл. Кроме того, стоимость расходуемого топлива оценивается в 17 долл. на тонну СПГ. Итого себестоимость при поставках в Америку может составлять Henry Hub + 178 долл. (203 долл.), в Европу – HH + 203 долл. (228 долл.), в Азию – HH + 290 долл. (315 долл.). Себестоимость поставок СПГ c терминала Sabine Pass на различные рынки (для покупателей по долгосрочным контрактам) Henry Hub, цена долл./млн БТЕ 3 4 5 6 7 8 Себестоимость при поставках в Латинскую Америку, долл./ тыс. кубометров 260‑278 298‑319 343‑361 384‑403 426‑444 467‑485 Себестоимость при поставках в Европу, долл./тыс. кубометров 278‑296 319‑338 361‑379 403‑420 444‑462 485‑503 Себестоимость при поставках в Азию, долл./тыс. кубометров 341‑359 383‑410 424‑439 466‑484 507‑525 548‑566 Источник: Cheniere, расчеты ФНЭБ
. Фактически это означает, что будущие владельцы СПГ будут вынуждены покупать на 15% газа больше, чем получат на выходе из завода (потери при сжижении), а также оплачивать доставку газа до терминала (около 7 долл. за тыс. кубометров). Цена газа в Японии при цене нефти Brent 100 долл. за баррель колеблется в пределах 560‑580 долл. за тыс. кубометров, в Европе – в среднем по долгосрочным контрактам «Газпрома» – 380‑400 долл. При таком спреде между АТР и Атлантикой весь американский СПГ, не привязанный к конкретному рынку сбыта, будет стремиться на премиальный рынок, поскольку разница в себестоимости составляет всего 63 долл. за тыс. кубометров. Вместе с тем СПГ, произведенный в рамках проекта Sabine Pass, становится непривлекательным для поставок в Европу при повышении цены в HH свыше 5 долл. за млн БТЕ, поскольку не будет давать трейдеру даже 10% рентабельности. Для азиатского рынка порог рентабельности – 8 долл. за млн БТЕ, а чтобы трейдер имел приемлемую маржу, цена в HH должна быть выше 7 долл. за млн БТЕ. Что касается привязки цены на СПГ к американскому хабу, то для инвесторов в строительство завода она имеет двоякое значение. С одной стороны, она гарантирует добавленную стоимость вне зависимости от мировой конъюнктуры. Риски сужения спреда между ценой газа в Америке и других регионах (повышения цены в HH и снижения цен в Европе и Азии) несет на себе покупатель. Так же как и риски повышения стоимости фрахта и других накладных расходов. Акционеры Sabine Pass будут иметь 124 долл. c каждой тонны, поставленной BG и Gas Natural, и 149 долл. при продаже Kogas и GAIL. В общей сложности 2,26 млрд долл. выручки в год. Операционные расходы на первые четыре линии оцениваются в 700 млн долл. в год. То есть EBITDA от производства будет составлять около 1,5 млрд долл. в год. С другой стороны, производитель СПГ не будет иметь возможности получить премию от высоких цен на газ в той же Азии в условиях сохранения значительного спреда между стоимостью СПГ в АТР и котировками HH. Так трейдеры, законтрактовавшие объемы у Cheniere, при цене 4 долл. за млн БТЕ в НН и при сохранении цены в Азии на уровне 16 долл. за млн БТЕ будут получать маржу в раз- мере 180‑200 долл. за тыс. кубометров (250‑270 долл. за тонну). То есть втрое больше, чем заработок Sabine Pass в пересчете на тонну продукции. В наиболее продвинутой стадии (кроме Sabine Pass) находятся проекты Freeport LNG и Cameron LNG в Мексиканском заливе, а также Dominion Cove Point Liquefaction (Восточное побережье), подписавшие предварительные соглашения на продажу СПГ и договорившиеся о привлечении иностранных партнеров к инвестированию. Freeport LNG Предполагается строительство трех линий производства СПГ по 4,4 млн т в год каждая. Размер прямых инвестиций оценивается в 10 млрд долл. При этом предварительные долгосрочные контракты на поставку СПГ подписаны на две первые линии – с Tokyo Gas и Chubu Electric (по первой) и ВР (по второй). Соглашения подписаны на условиях толлинга. То есть покупатели сами покупают газ на рынке, необходимый для производства СПГ, обеспечивают его поставку и оплачивают услуги по сжижению. Если компания получит необходимые разрешения на экспорт в страны non-FTA и строительство завода до конца 2013 года, то планирует приступить к строительству в начале 2014 года и начать поставки СПГ в 2018 году. 16 мая DOE выдал проекту лицензию на экспорт до 9 млн т СПГ в любую страну, кроме тех, с которыми торговля запрещена, что соответствует проектной мощности двух линий. В то же время проекту завода СПГ еще предстоит получить разрешение на строительство от FERC.
. Cameron LNG Дочерняя компания Sempra Energy планирует три линии завода СПГ по 4,5 млн т в год каждая. Требуемые инвестиции – 6‑7 млрд долл. Инициатор проекта намерен разделить риски по вложениям с будущими покупателями газа – Mitsui, Mitsubishi и GDF Suez, с которыми подписала соглашения о развитии проекта. По одному партнеру на каждую линию завода. Речь идет о совместном финансировании строительства и подписании долгосрочных контрактов на закупку СПГ. Предполагаемые сроки запуска – 2017 год. Dominion Cove Point Liquefaction Единственный на сегодняшний день проект, нацеленный на сжижение газа из крупнейшей сланцевой залежи – Marcellus. Заявленная мощность – 5,25 млн т в год. Объемы СПГ забронированы в равных долях «дочкой» японской торгово-промышленной корпорации Sumitomo и индийской GAIL. Соглашения также подписаны на условиях толлинга. Предполагаемый срок начала поставок – 2017 год. 3.4 Оценка ресурсной базы, политических, экономических и социальных последствий экспорта СПГ Итак, в США заявлены к реализации 25 проектов по производству СПГ общей мощностью более 200 млн т в год (80% от объемов мирового производства сжиженного газа в 2012 году). Чтобы обеспечить такие мощности газом, потребуется более 330 млрд кубометров газа, из которых 14‑16% будут потеряны в процессе сжижения. В среднем проекты по сжижению рассчитаны на 25 лет, то есть для их полной загрузки потребуется 8,2 трлн кубометров до 2040 года. Притом что доказанные запасы всего сланцевого газа в США составляют 2,6 трлн кубометров, а технически извлекаемые ресурсы оцениваются в 8,6 трлн Тем не менее это не мешает закладывать в официальный прогноз EIA до 2040 года рост добычи из сланцевых залежей до 470 млрд кубометров в год, а кумулятивную добычу в 2012‑2040 гг. в размере 10,4 трлн кубометров сланцевого газа. Реализация всех озвученных СПГ-проектов – невероятный сценарий. Вопрос в том, какое количество терминалов Соединенные Штаты могут себе позволить, исходя из прогнозного баланса. Один строящийся и три находящихся в наиболее продвинутом состоянии проекта рассчитаны на производство 53 млн т СПГ и потребуют примерно 85 млрд кубометров в год в качестве сырья или 2,2 трлн кубометров в течение 25 лет. Из них 76 млрд кубометров и 1,9 трлн кубометров соответственно в районе Мексиканского залива. Как уже отмечалось, технически извлекаемые ресурсы основных сланцевых залежей, расположенных в зоне досягаемости экспортных терминалов в Мексиканском заливе (Barnett, Haynesville, Fayetteville, Woodford, Eagle Ford), оцениваются всего в 5,5 трлн кубометров. Даже если за 25‑30 лет удастся извлечь хотя бы половину (что является высоким коэффициентом извлечения для сланцев), то на три завода уйдет 70% всей
. добычи из этих сланцевых залежей, а для американского рынка останется в среднем всего 34 млрд кубометров газа в год. При этом для эффективной разработки запасов сухого сланцевого газа в районе Мексиканского залива и Среднего Запада, без которых невозможно будет обеспечить такое перепроизводство газа в США, производителям нужны цены, превышающие 4,5‑5 долл. за млн БТЕ. При такой цене на HH автоматически в качестве потенциального рынка сбыта отсекается Европа, где американскому СПГ будет сложно конкурировать с традиционным газом. Вместе с тем появление к концу десятилетия на азиатском рынке 50 млн т американского СПГ, что по срокам совпадет с выходом на проектную мощность в 60 млн т строящихся заводов в Австралии, будет оказывать давление на цены газа в АТР. Экономику этих проектов спасет только газовый бум на азиатских рынках, который будет либо опережать предложение, либо следовать за ним по пятам. Аргументы для Вашингтона в пользу разрешения экспорта существенных объемов СПГ (а 50 млн т в год – это существенные объемы): • Инвестиции в бурение сланцевых залежей, поддержание и наращивание уровня добычи, а также строительство мощностей по сжижению. Даже четыре завода СПГ потребуют вложения около 40 млрд долл. • Увеличение устойчивости внутреннего рынка за счет появления еще одного источника для утилизации газа в период низкого спроса или завышенного предложения. • Укрепление позиций Соединенных Штатов на мировом рынке газа. Возможность влиять на процессы, связанные с ценообразованием и безопасностью снабжения газом, оказывать поддержку импортерам и давление на экспортеров сырья. Аргументы против: • Вероятное снижение объемов поставок на внутренний рынок и рост цен на газ для американских потребителей, что приведет к росту счетов за энергию. • Снижение конкурентоспособности американских промышленных производителей и одновременный рост в третьих странах с более дешевой рабочей силой. • Невозможность контролировать направления экспорта СПГ, который в результате трейдинга может быть направлен в страны-конкуренты (например, Китай) вместо стран-союзников. • Негативное влияние на экологию, учитывая вероятный переход части электростанций на сжигание угля, а также увеличение интенсивности бурения и использования фрэкинга. Задержка с принятием решений о выдаче разрешений на экспорт в страны non-FTA – лишнее подтверждение того, что аргументы противников увеличения экспорта СПГ весомы, а позиции сторонников уязвимы. Даже если DOE начнет принимать решения о выдаче разрешений на экспорт, процесс будет сдерживаться усилиями лоббистских организаций (промышленников и экологов), которые будут подавать апелляции и судебные иски. На наш взгляд, Вашингтон примет сбалансированное решение, разрешив реализацию еще нескольких проектов, но их задачей будет не наращивание чистого экспорта, а развитие системы арбитража между разными рынками и получение выгод от этого. То есть экспорт СПГ будет сопровождаться увеличением объемов им- порта сжиженного газа из других регионов, готовых поставлять топливо с привязкой к Henry Hub. Хотя сейчас таковых немного, но они есть. А по мере развития мощностей по сжижению США станут единственной страной, которая располагает равноценными
ресурсами по приему сжиженного газа и экспорту в зависимости от складывающейся конъюнктуры. Еще один момент, свидетельствующий о том, что для США важнее создать видимость превращения в крупного СПГ-экспортера, чем стать им – история с газовой программой на Аляске, где в последние годы добывается около 70 млрд кубометров ПНГ, но весь объем газа закачивается обратно в пласт для поддержания уровней отдачи нефти. Если бы Вашингтону было важно стать экспортером СПГ, нужно просто санкционировать проекты заводов на Аляске на базе ПНГ. 3.5 Канадский СПГ Еще один потенциальный источник поставок СПГ из Северной Америки на мировой рынок – Канада, где ведутся работы над тремя проектами в районе города Китимат на северо-западе страны. Все проекты разные по масштабам и принципам построения, но все три получили от канадского регулятора NEB разрешения на экспорт газа. Первый самый маленький проект – BC LNG – реализует частный консорциум. Первая линия завода мощностью до 0,9 млн т должна быть запущена в конце 2013 – начале 2014 года, но окончательное инвестиционное решение еще не принято. Поэтому начало поставок состоится не ранее первой половины 2015 года. Уникальность проекта в том, что он сочетает в себе модель толлинга (которую выбрали потенциальные производители СПГ в США) и модель продаж газа с привязкой к ценам на рынке сбыта. Более того, на закупку сырьевого газа и продажу СПГ коммерческий оператор проекта проводит взаимосвязанные аукционы среди сертифицированных поставщиков и покупателей. Схема выглядит следующим образом. Оператор завода проводит тендер на поставку газа на завод и одновременно собирает заявки со стороны покупателей СПГ. С теми, кто предложил наименьшую цену газа и наивысшую цену СПГ, заключаются обязывающие соглашения купли-продажи. Кроме того, заблаговременно бронируются мощности на поставку газа от мест добычи до завода. Предложенные проекты по производству СПГ в Канаде Акционеры Объемы, млн т в год Срок Количество линий Начало поставок British Columbia LNG LNG Partners, Haisla Nation 1,8 20 лет 2 Линия 1 – 2015 г., линия 2 – 2016‑2018 гг. Kitimat LNG Apache, Chevron 10 20 лет 2 Линия 1 – 2015 г., линия 2 – 2018 г. LNG Canada Shell, Kogas, Mitsubishi, PetroChina 24 20 2‑3 Линия 1 (12 млн т) – 2019 г., последующие линии в зависимости от ситуации на рынке Источник: NEB, данные компаний
. Учитывая небольшие размеры завода, BC LNG ориентируется на небольших производителей газа в Альберте и Британской Колумбии. На случай недостаточного количества заявок на аукционе компания заключила контракт с балансирующим поставщиком и балансирующим потребителем на весь объем газа. В начале 2013 года оператор проекта подписал такой контракт на 700 тыс. т в год (12 грузов) с акционером проекта LNG Partners, зафрахтовав газовоз у компании Golar LNG. Не удалось привлечь в пилотный проект и производителей газа, контракт на поставку газа для завода взяла на себя трейдинговая компания Tenaska, которая реализует на североамериканском рынке (в основном в США) 60 млрд кубометров в год. При этом BC LNG располагает разрешением на экспорт 1,8 млн т СПГ в год. Предварительная стоимость первой линии завода составляла 400 млн долл., но сейчас пересматривается. Kitimat LNG Второй канадский проект, получивший разрешение на экспорт, был задуман небольшими производителями газа в Северной Америке – Apache (40%), EOG и Encana (по 30%) – на базе ресурсов сланцевого и трудноизвлекаемого газа в Британской Колумбии. Компании получили разрешение на экспорт 10 млн т СПГ в течение 20 лет. Совладельцы терминала взяли на себя обязательства обеспечивать загрузку его мощностей как минимум на 80% в течение 20 лет действия лицензии. Необходимые объемы поставок составляли 289 млрд кубометров, из них 116 млрд кубометров (5,8 млрд в год) должен был поставить Apache и по 87 млрд кубометров (4,4 млрд в год) – EOG и Encana. Apache прогнозировал, что сможет обеспечивать добычу 8‑13 млрд кубометров в год в Британской Колумбии, EOG – 5‑8 млрд кубометров, а Encana (в Альберте и БК) – 15‑32 млрд кубометров. Для поставок газа на завод партнеры договорились построить газопровод протяженностью 460 км, мощностью 15 млрд кубометров в год и стоимостью 1,1 млрд долл. Стоимость самого завода при этом оценивалась в 5 млрд долл., а вложения в разведку и добычу ресурсов – до 9 млрд долл. Участники проекта планировали самостоятельно продавать СПГ на рынке по долгосрочным контрактам с нефтяной привязкой. Однако в конце 2012 года было объявлено о преобразовании структуры акционеров проекта. К проекту присоединился Chevron, который выкупил у EOG и Encana доли в проекте, продав затем 10% Apache. В свою очередь, Apache продал новому партнеру 50% права разработки перспективной сланцевой залежи Liard, а также долю в сланцевой залежи Horn River (Chevron выкупил доли EOG и Encana в upstream в Британской Колумбии). В соответствии с соглашением Apache останется оператором добычи в рамках совместного предприятия, а Chevron будет отвечать за завод СПГ и маркетинг газа. Именно сложности с поиском покупателей на СПГ в АТР, с помощью которых рассчитывали снизить цены и привязать их не к нефти, а к американским спотовым котировкам, и привели к изменению состава. Еще один фактор – бурение Apache сверхудачной скважины на сланцевой залежи Liard, которая показала очень хороший начальный приток газа 600 тыс. кубометров в сутки, сопоставимый с показателями Haynesville. Месторождения похожи. Значительная. глубина залегания и повышенное пластовое давление. Apache оценил извлекаемые ресурсы в залежи в 1,2 трлн кубометров газа. Впрочем, цена, которую Chevron заплатил за 50% запасов залежи, – 550 млн долл. (или 90 центов за тыс. кубометров ресурсов) – достаточно умеренная, что может свидетельствовать о том, что продавец завысил оценку. Сроки принятия окончательного инвестиционного решения не озвучены. Скорее всего, начало поставок будет перенесено на 1‑2 года. Отметим также, что Chevron является оператором нескольких крупных СПГ-проектов в Австралии, которые ориентированы на азиатский рынок и должны выйти на проектную мощность в 2016‑2017 годах. Поэтому нельзя исключать, что реализация Kitimat LNG притормозится для того, чтобы снизить давление на цены в АТР. LNG Canada Наконец, третий СПГ-проект – LNG Canada, лишь в феврале получивший разрешение на экспорт 24 млн т сжиженного газа в год, реализует консорциум во главе с Shell (40%), которая сразу пошла по пути привлечения в проект крупных покупателей. Партнерами являются корейская Kogas, японская Mitsubishi и китайская PetroChina (по 20%). В то же время источники поставки газа на завод пока не определены. Будут ли партнеры искать варианты для самостоятельного развития добычи или попробуют контрактовать газ на рынке у других производителей, пока не решено. Хотя соглашение с «дочкой» Transcanada, которая должна обеспечить строительство необходимых мощностей по доставке газа из газоносных районов Британской Колумбии и Альберты стоимостью 4 млрд долл., уже подписано. Общая стоимость первой очереди проекта оценивается в 10‑15 млрд долл. без учета вложений в добычу. Каждый участник консорциума сможет распоряжаться своей долей СПГ.
