Москва, 13 апреля - "Вести.Экономика". Крупнейший в мире экспортер угля – Австралия – близок к тому, чтобы стать лидером в сфере производства и поставок на мировой рынок сжиженного природного газа. Это должно компенсировать "стране оззи" снижение доходов от торговли углем, который, по всем прогнозам, в ближайшие десятилетия будет терять свои позиции в мировой энергетике. О развитии индустрии СПГ в Австралии - в материале журнала "Газпром".
Фото: Сonocophillips
Но австралийская волна СПГ рождается в муках. Ввод всех проектов был сопряжен со срывами графиков и многомиллиардным перерасходом средств на их реализацию. Более того, на рынке Австралии наблюдались многократный рост цен на газ и даже периоды дефицита ресурсов для внутренних потребителей, потребовавшие вмешательства государства.
Союз угля, железа и газа
Австралийский экспорт исторически базируется на двух китах: угле и железной руде. В конце прошлого десятилетия в объемах доминировал уголь, большую часть текущей декады – сырье для выплавки чугуна и стали. Их совокупная доля с 25% в 2007/08 фискальном году (он в Австралии длится с июля по июнь) от экспортных доходов страны выросла до 39% в среднем за последние десять лет. Газ десять лет назад играл незначительную роль, принося в экспортный баланс Зеленого континента всего 3% доходов. Но по итогам фискального года 2017/18 доля газа выросла до 10%, а в физическом выражении увеличилась в 5,2 раза до $24 млрд. Теперь уголь, железо и газ обеспечивают почти половину экспортных доходов Австралии. И при этом за последние десять лет на эти сектора пришлись три четверти прироста выручки от внешних продаж. Но были и тревожные звоночки. В последний кризис 2014–2015 гг. падение цен на сырьевые товары и снижение объемов привело к тому, что австралийская выручка от экспорта угля и железной руды обвалилась на 75%, или на $44 млрд. В то же время долларовые доходы от СПГ за этот же период сократились лишь на 19%.
Австралийская волна СПГ
Первые две линии по сжижению природного газа были построены в Австралии 30 лет назад в рамках проекта North West Shelf. Начальная мощность завода составила 4 млн т. Через три года австралийская Woodside (оператор проекта) ввела еще одну линию, а в 1995 г. за счет мероприятий по оптимизации работы производительность каждой линии была увеличена еще на 0,5 млн т. В первой декаде 2000-х гг. были построены еще две линии, которые с учетом оптимизации могут производить более 9 млн т в год. Кроме того, американская ConocoPhillips с партнерами организовали еще один небольшой проект на северном шельфе Австралии – Darwin LNG на 3,7 млн т. К концу прошлого десятилетия австралийские мощности достигли 20 млн т в год, что позволило стране закрепиться во втором эшелоне крупнейших экспортеров СПГ в компании Индонезии, Малайзии и Нигерии, но далеко позади от лидера – Катара.
Однако с конца 2009 по начало 2012 гг. были приняты инвестиционные решения по семи проектам так называемой австралийской волны сжиженного газа, которая должна была накрыть рынок и к 2015–2017 гг. сделать Австралию лидером по экспорту СПГ. Общая мощность новых заводов должна была превысить 61 млн т. Кроме того, в 2012 г. Woodside запустила проект-предвестник новой волны – Pluto LNG – на 5 млн т, решение по инвестициям в который было принято чуть раньше. Таким образом, после ввода всех линий австралийцы (около 87 млн т в год) должны догнать и перегнать Катар (77 млн т).
Но путь в лидеры индустрии оказался на удивление тернистым, очень проблематичным и для бизнеса, и для репутации операторов и инвесторов проектов, среди которых были практически все крупнейшие нефтегазовые гиганты США и Европы. Следует отметить, что новые проекты можно условно разделить на две группы: на севере и северо-западе строились мощности по сжижению газа, добываемого на шельфе Австралии, а на относительно густонаселенном северо-востоке – СПГ-заводы на ресурсной базе месторождений метана угольных пластов. Это и предопределило характер их основных проблем.
Неконтролируемый рост расходов на западе
Казалось, что опыт уже функционировавших North West Shelf и Darwin LNG должен помочь инициаторам шельфовых проектов. Однако они испытывали большие проблемы со сроками ввода мощностей и особенно с планированием инвестиций. Pluto LNG задержался на два года, а смета в процессе реализации возросла на 25%. Крупнейший из строившихся в рамках этой волны австралийский проект – Gorgon (три линии на 15,6 млн т в год) – задержался более чем на два года, а бюджет взлетел на 46%. Пикантность ситуации придавал тот факт, что оператором и основным акционером выступала американская Chevron, а ее партнерами – американская ExxonMobil и англо-голландская Shell. И этот цвет мировой нефтегазовой индустрии допустили рост затрат на $17 млрд.
Другой проект под руководством Chevron (правда, без основных конкурентов) был спланирован чуть лучше. Его стоимость выросла на 17%, а задержка составила всего год. Не избежал аналогичных проблем и инновационный проект Shell по строительству "первого в мире" плавучего завода по сжижению газа – Prelude LNG. Проект задержался более чем на два года. В результате в Малайзии и Камеруне успели ввести более мелкие плавучие СПГ-заводы. Затраты тоже возросли с $10 млрд до $13 млрд, сделав этот проект самым дорогим в мире в расчете на производительность тонны СПГ (более $3,6 тыс. за тонну). Правда, справедливости ради нужно отметить, что судно также будет отгружать не только 3,6 млн т СПГ, но и 1,3 млн т конденсата и 400 тыс. т СУГ. К тому же Shell планирует через 25 лет, когда запасы этого месторождения будут истощены, использовать судно на каком-то другом проекте.
Фото: ABC News
Впрочем, все эти достижения перекрыл проект Ichthys LNG, который еще не полностью запущен (там строится вторая очередь). При проектной мощности 8,9 млн т в год его капитальные затраты уже превысили $45 млрд, хотя изначально его стоимость оценивалась в $20 млрд. Оператором и основным акционером проекта является японская INPEX, а ее партнером – французская Total. Изначально партнеры делили капитал 70:30, но в конце прошлого года после очередного увеличения капвложений договорились, что французы продадут партнерам 4%, сохранив чуть больше блокирующего пакета.
Меры по ограничению экспорта на востоке
Проекты на восточном побережье стали продуктом пресловутой сланцевой революции. И хотя речь идет не о сланцевых формациях, а о метане угольных пластов, именно развитие технологий направленного бурения и фрекинга позволили повысить эффективность добычи природного газа в традиционных для Австралии угольных бассейнах и экспортировать в сжиженном виде на мировые рынки. Все три завода были запущены в 2015–2016 гг. и не испытывали таких больших проблем с расписанием, как их шельфовые собратья. На востоке задержки исчислялись месяцами, а не годами. Однако избежать значительного перерасхода им все же не удалось. Самые большие проблемы в этом смысле возникли у пионера – Queensland Curtis LNG, который запустил BG, позднее поглощенный Shell. Рост бюджета здесь составил 58%. Проекты Australia Pacific LNG и Gladstone LNG, которые возглавляют австралийские компании (Origin Energy и Santos соответственно), пересматривали программы вложений не так радикально. Стоимость первого возросла на 24%, второго – на 35%. В общей сложности СПГ-проекты на востоке Австралии мощностью около 25 млн т в год обошлись в $70 млрд, хотя изначально на них планировали потратить $51 млрд.
Фото: ABC News
Впрочем, увеличением затрат здесь дело не обошлось. Появление экспортных проектов взвинтило цены на газ на внутреннем рынке. К примеру, AP LNG в год запуска продавала газ для внутренних потребителей по $55 за 1 тыс. куб. м, во втором полугодии 2018 г. цена выросла почти в 2,6 раза (до $140 за 1 тыс. куб. м). Кроме роста цен проявилась существенная угроза дефицита газа на внутреннем рынке. На достаточно густонаселенном восточном побережье возникла конкуренция за ресурсы между внутренним рынком и экспортерами, которые не только сами добывают газ по собственным лицензиям, но и покупают у независимых производителей. И экспортеры были успешнее. Во-первых, им надо было исполнять жесткие контракты под угрозой штрафных санкций. Во-вторых, экспортная цена примерно вдвое выше внутренней. Дефицит заставил вмешаться правительство, которое в 2017 г. приняло специальный законодательный акт, позволяющий вводить ограничения на экспорт в случае угрозы нехватки газа для собственных потребителей. И теперь экспортеры ежегодно подписывают с правительством рамочное соглашение, в котором обязуются в случае появления дефицита на внутреннем рынке в приоритетном порядке снабжать местных потребителей "на разумных условиях". Пока формально ограничения на экспорт не вводились, но СПГ-заводы на востоке пока так и не вышли на проектную мощность. И если Queensland Curtis и AP LNG работают примерно на 90%, то Gladstone последние два года загружена всего на 65–70%.
Уроки Зеленого континента
В 2018 г. Австралия экспортировала около 69 млн т СПГ. Многие эксперты ожидают, что в 2019 г. австралийские проекты могут вплотную приблизиться или даже обойти Катар по объемам поставок, хотя, скорее всего, это произойдет только в последний год декады из-за известных проблем с вводом Ichthys и загрузкой восточных проектов. Но итоги этого рывка в лидеры противоречивы. Изначально ожидалось, что эта грандиозная стройка обойдется в $160 млрд, а итоговый счет превзойдет самые мрачные оценки – более $230 млрд. И даже считающиеся эталоном по контролю за затратами и экономической эффективности компании ничего с этим поделать не смогли. Как правило, основными причинами раздувания смет называют проблемы с квалифицированной рабочей силой, сложные условия (шельф), состав газа (к примеру, на проекте Gorgon пришлось строить инфраструктуру для выделения и обратной закачки в пласт СО2), инновационные технологии. Бывший шеф Chevron Джон Уотсон признал, что компания при принятии инвестиционного решения не уделила должного внимания проектированию и планированию работ. "Мы должны заранее проверять каждый аспект этих проектов, потому что мы оказываемся на их крючке независимо от того, какой контракт мы подписываем", – сказал он.
Андрей Егоров
Подробнее: https://www.vestifinance.ru/articles/117809
Источник: vestifinance.ru.
Рейтинг публикации:
|
