По итогам 2017 года 23,7% мирового энергопотребления обеспечил природный газ при уровне 23,2% в 2009 году. Для сравнения, доля нефти в мировом энергопотреблении упала за данный период с 35% до 34,2%, тогда как аналогичный показатель для угля сократился с 29,3% до 27,9%. Наряду с возобновляемыми источниками в виде солнечной и ветряной энергии, природный газ является относительно экологичным традиционным источником энергии. Именно поэтому Китай и Индия, в которых наиболее остро стоит вопрос загрязнённости атмосферы, делает ставку на газ. Власти Поднебесной намерены увеличить долю газового энергопотребления с 6,6% в 2017 году до 10% в 2020 году, тогда как Индия планирует довести данный показатель до 15% к 2022 году с 6,2% в 2017 году. Для Китая это означает увеличение текущего потребления газа на 50%, в то время как Индия будет обязана нарастить потребление на 140% от текущих уровней.
Доля энергоносителей в мировом энергопотреблении, %
Источник: BP Statistical Review
Природный газ и СПГ
Структура мирового энергопотребления ощутимо меняется уже несколько лет. С 2009 года ключевыми событиями, оказавшими влияние на изменение её характера, оказали авария 2011 года на АЭС Фукусима в Японии, а также сырьевой кризис 2014-2016 гг. В результате характер потребления энергоресурсов существенно изменился. Доля стран АТР в мировом потреблении газа расширилась с 14,8% в 2009 году до 21,6% в 2017 году, тогда как аналогичный показатель Европы сократился за тот же период с 36,8% до 28%. Обострение внешнеторговых противоречий между странами, в том числе США и Китаем, а также геополитические факторы, в том числе противостояние между США и Россией, должны определить новые тренды на энергетическом рынке.
Доля регионов в потреблении природного газа, % от мирового потребления природного газа
Источник: BP Statistical Review
Традиционно поставки природного газа осуществляют по магистральным трубопроводам, однако существенную роль в текущей трансформации сектора играет сжиженный природный газ (СПГ). СПГ получается путём охлаждения природного газа до -160°. При данной температуре природный газ переходит в жидкое состояние, а его объем уменьшается примерно в 600 раз, что является существенным преимуществом при его хранении и транспортировке. В газообразное состояние СПГ переводится на специальных регазификационных терминалах. Технология сжижения природного газа является относительно новой – производство СПГ в промышленных масштабах впервые налажено в США в 1941 году, тогда как первые зарубежные поставки «жидкого» газа начались только в 1959 году (США направили несколько специальных танкеров в Великобританию и Японию). Другим примером является Австралия – по итогам 2017 года страна являлась вторым в мире экспортёром СПГ после Катара, однако производство СПГ в стране началось только в 1989 году.
Потребность в изменении агрегатного состояния природного газа для транспортировки обусловлена тем, что на расстояниях свыше нескольких тысяч километров строительство терминала по сжижению природного газа, доставка СПГ на специализированных танкерах и постройка регазификационного терминала экономически выгоднее строительства магистрального трубопровода. Именно поэтому в последние годы увеличивается доля природного газа, потребляемого после регазификации. В 2017 году 12% мирового потребления природного газа обеспечил СПГ, тогда как годом ранее показатель находился на отметке 10,8%.
Экспорт и импорт СПГ
Как правило, весь объем СПГ отправляется на экспорт, так как обеспечение природным газом внутри страны производится за счёт более дешёвых магистральных трубопроводов. В 2017 году экспорт СПГ достиг 367,9 млн. тонн нефтяного эквивалента (н.э.), увеличившись на 13,6% г/г. При этом доля СПГ в мировом объеме экспорта природного газа составила 35%. Среди крупнейших экспортёров – Катар, Австралия, Малайзия, Нигерия и Индонезия. В 2017 году эти страны осуществили 69% всех экспортных поставок «жидкого» газа. При этом 68% экспортных поставок направлялись в Японию, Китай, Южную Корею, Индию и Тайвань. Для сравнения, доля экспортных поставок сжиженного природного газа в европейские страны, включая Турцию, в 2017 году составила всего 15%.
Крупнейшие экспортёры и импортёры СПГ, млн. тонн н.э.*
Источник: IGU 2018 World LNG Report, расчёты QBF
* выделено увеличение показателей более чем на 20% г/г
Азиатские страны не только импортируют максимальные объемы «жидкого» газа в абсолютном выражении, но и являются одними из самых зависимых от данного вида газа. Другим словами, весь объем потребляемого в Южной Корее, Тайване и Японии газа обеспечивается импортными поставками СПГ . Высокий относительный спрос на сжиженный природный газ наблюдается в Индии, Испании и ряде других европейских и азиатских стран.
Зависимость местного потребления от импортных поставок СПГ в 2017 году
Источник: IGU 2018 World LNG Report, расчёты QBF
Азиатские страны можно строго разделить на экспортёров и импортёров сжиженного природного газа. Япония, Южная Корея, Китай, Индия и Тайвань являются крупнейшими импортёрами СПГ, в то время как Австралия, Малайзия и Индонезия обеспечивают экспорт СПГ в регионе. В Европу СПГ чаще всего поставляют страны Ближнего Востока, в числе которых Катар, а также Алжир и Нигерия. В первую очередь это следствие географической близости данных стран к европейским партнёрам.
Ключевые направления поставок СПГ, млн. тонн н.э.*
Источник: IGU 2018 World LNG Report, расчёты QBF
* выделены 3 крупнейших импортёра СПГ из каждой страны-экспортёра СПГ
Текущее соотношение сил в отрасли существенно отличается от ситуации в начале 2000-х годов. В частности, в 2000 году на рынке работало только 6 экспортёров, в то время как импортировать сжиженный природный газ могли позволить себе только 8 стран. По итогам 2017 года реализацией СПГ на спотовом рынке занимались 29 стран, тогда как покупателями выступили 33 страны. Подобная географическая диверсификация приводит к качественному изменению структуры поставок. В частности, сокращается доля долгосрочных контрактов на поставку СПГ: в 2017 году средний срок подписанных контрактов на поставку СПГ составил 6,7 лет, тогда как в 2016 году аналогичный показатель составлял 11,5 лет.
По нашему мнению, эти изменения окажут положительное влияние как на продавцов, так и на покупателей СПГ. В частности, они позволят сократить риски по контрактам со странами «третьего мира», которые наращивают поставки СПГ, но часто не имеют кредитных рейтингов международных рейтинговых агентств. С другой стороны, в ближайшие годы будет реализован целый ряд проектов по постройке новых СПГ-терминалов. Условия, предлагаемые новыми игроками, могут быть выгоднее существующих не только за счёт географической близости строящихся терминалов, но и за счёт глобального увеличения предложения на рынке.
СПГ-терминалы
По итогам 2017 года общая мощность функционирующих СПГ-терминалов составляла 451,3 млн. тонн н.э. в год при совокупном объеме экспортных поставок в 2017 году в размере 367,9 млн. тонн н.э. Мощности на 115,5 млн. тонн н.э. в год строились, в то время как на стадии обсуждения находились проекты СПГ-терминалов мощностью 1099 млн. тонн н.э. Как и следовало ожидать, на текущий момент наибольшими мощностями по сжижению природного газа обладают лидирующие экспортёры. Вместе с тем, реализуемые в данный момент в США и России проекты должны изменить расклад сил в отрасли. Судя по предварительным срокам, в ближайшие 5-6 лет Австралия станет крупнейшим владельцем СПГ-терминалов, в то время как Соединённые Штаты и Россия поднимутся в рейтинге с 7 и 10 до 3 и 7 мест соответственно. По предварительным данным к 2024 году общая мощность мировых СПГ-терминалов увеличится на 27,9% и достигнет 566,8 млн. тонн н.э. в год. Аналогичные темпы роста (28,3%) наблюдались и за предыдущий 6-летний период (с 2011 года по 2017 год).
Расположение СПГ-терминалов на конец 2017 года и прогноз на конец 2023 года, млн. тонн н.э.
Источник: IGU 2018 World LNG Report, расчёты QBF
Соединённые Штаты
В перспективе до 2030 года Соединённые Штаты планируют занять I место по производству сжиженного природного газа. Текущая мощность рассматриваемых в США проектов по постройке СПГ-терминалов составляет 421,8 млн. тонн н.э. в год. Для сравнения, в Канаде показатель находится на отметке 320,1 млн. тонн н.э. в год при аналогичном показателе в России в размере 75,4 млн. тонн н.э. в год. В период 2005-2017 гг. окончательные инвестиционные решения по проектам постройки СПГ-терминалов были приняты в отношении терминалов совокупной мощностью не более 320 млн. тонн н.э., то есть со средней скоростью не более чем 24 млн. тонн н.э. в год. В этих условиях оценить реальные сроки полного передела рынка экспорта «жидкого» газа проблематично.
Однако изменения всё же происходят. И существенные. За первые 7 месяцев 2018 года добыча природного газа в США выросла на 10,4% г/г, экспорт расширился на 10,2% г/г. При этом за первые 7 месяцев 2016 года только 8,1% добытого в стране газа направлялось на экспорт, тогда как за аналогичный период 2018 года показатель достиг 11,6%. Соединённые Штаты не просто увеличивают долю экспортируемого природного газа, но и делают ставку на экспорт СПГ. В 2016 году только 8% от экспорта американского газа составлял экспорт СПГ. В 2017 году показатель расширился до 22,3%, тогда как за первые 7 месяцев 2018 года индикатор достиг 29,7% при 32,4% в июле 2018 года. В результате за 7 месяцев 2018 года объем экспортных поставок СПГ из США увеличился на 61,8% г/г, в то время как объем экспортных поставок американского природного газа по трубопроводам сократился на 2,8% г/г. США нарастили поставки в Южную Корею (+220%), Китай (+200%), Индию (+260%), Японию (+100%). Поставки в Азию за тот же период расширились на 180% и достигли 51,8% всех экспортных поставок СПГ из США. При сохранении текущих темпов экспорта совокупный объем поставок «жидкого» газа из Соединённых Штатов в зарубежные страны в 2018 году может достигнуть 23,4 млн. тонн н.э. по сравнению с 16,4 млн. тонн н.э. годом ранее.
Регазификационные терминалы
Постройка СПГ-терминалов – затратный процесс. К примеру, стоимость проекта «Арктик СПГ-2», проектная мощность которого составляет 19,8 млн. тонн в год (25 млн. тонн н.э.), достигнет $25,5 млрд. В данную стоимость входит не только постройка технологических линий для сжижения природного газа, но и подготовка скважин, постройка СПГ-танкеров, а также терминалов по погрузке СПГ. Стоимость регазификационных терминалов существенно меньше – самые дешёвые плавучие регазификационные терминалы могут стоить от $100 млн., в то время как минимальная стоимость наземных регазификационных терминалов составляет около $1 млрд.
По итогам I квартала 2018 года совокупная мощность регазификационных терминалов оценивалась в 1068 млн. тонн н.э. в год, в то время как терминалы на 110 млн. тонн н.э. в год находились на стадии строительства. Таким образом, загрузка регазификационных терминалов в 2017 году не превышала 35% и существенно менялась в зависимости от региона. К примеру, Соединённые Штаты находятся на втором месте по совокупной мощности регазификационных терминалов, однако ни один из них практически не эксплуатируется, тогда как терминалы в Бразилии, Великобритании и Нидерландах работают менее чем на 15% своей мощности. Среди лидеров по использованию регазификационных терминалов – страны Азии. Загруженность регазификационных терминалов в Тайване, Китае и Индии в среднем превышает 70%.
Загруженность регазификационных терминалов в 2017 году, %*
Источник: IGU 2018 World LNG Report, расчёты QBF
* выделены страны с максимальной и минимальной загрузкой регазификационных терминалов
Основными потребителями СПГ в ближайшие 5-6 лет, по нашим оценкам, останутся страны Азии и развитые европейские страны, среди которых Испания, Франция, и Италия. При этом рост экспортных поставок СПГ в абсолютном выражении будет обеспечиваться увеличением спроса на него со стороны Китая, Южной Кореи, Индии и Тайваня. Индийский спрос в силу географического расположения должны удовлетворять Катар и Нигерия, в то время как другими выгодоприобретателями от увеличения спроса на СПГ в азиатском регионе станут Австралия, Малайзия, Индонезия, США и Россия.
Ключевые направления поставок СПГ, млн. тонн н.э.*
Источник: IGU 2018 World LNG Report, расчёты QBF
Развитие отрасли в России
Первый СПГ-терминал в РФ был запущен в 2009 году в п. Пригородное Сахалинской области. По итогам 2017 года проектная мощностью двух линий терминала «Сахалин-2» достигла 10,8 млн. тонн в год (13,5 млн. тонн н.э.). Ориентировочная стоимость реализованного проекта составляет $20 млрд. В декабре 2017 года и августе 2018 года введены в строй две из трёх линий СПГ-терминала «Ямал СПГ», общая проектная мощность которого составила 11 млн. тонн в год (13,8 млн. тонн н.э.). Пуско-наладочные работы на третьей линии начнутся в декабре 2018 года – январе 2019 года. Ввод третьей линии увеличит совокупную мощность второго в России СПГ- терминала в 1,5 раза. Затраты на реализацию совместного проекта ПАО «Новатэк» (50,1%), французской Total (20%), китайской CNPC (20%) и Фонда шелкового пути (9,9%) оцениваются в $27 млрд.
На данный момент реализуется проект «Высоцк СПГ» мощностью 0,66 млн. тонн в год (0,8 млн. тонн н.э.), принадлежащий ПАО «Новатэк», а также «Портовая СПГ» мощностью 2 млн. тонн в год (2,5 млн. тонн н.э.), принадлежащая ПАО «Газпром». В 2021 году ПАО «Газпром» планирует запустить терминал «Балтийская СПГ» мощностью 10 млн. тонн в год (12,5 млн. тонн н.э.), в тот же период должна заработать третья линия терминала «Сахалин-2» мощностью 5,4 млн. тонн в год (6,75 млн. тонн н.э.), Наконец, ПАО «Новатэк» рассматривает возможность строительства «Арктик СПГ-2» совокупной мощностью 18 млн. тонн в год (22,5 млн. тонн н.э.) с запуском первой линии в 2025 году, а также четвёртой линии «Ямал СПГ» мощностью 5,5 млн. тонн (6,9 млн. тонн н.э.) в неопределённой перспективе.
Сроки реализации целого каскада российских проектов во многом будут зависеть от успешности работы терминала «Ямал СПГ». Ключевым пунктом при финансировании российских СПГ проектов является требование отсутствия конкуренции экспортных поставок российского СПГ с российским трубопроводным газом. Как и для большинства экспортёров, главными потребителями перспективного российского «жидкого» газа должны стать азиатские страны. В данной связи в России принят целый ряд мер по увеличению сроков навигации на Северном морском пути. В частности, план развития магистральной инфраструктуры РФ на 2019-2024 гг . предполагает строительство сразу нескольких атомных ледоколов. В случае успешной реализации намеченной программы развития главными российскими выгодоприобретателями станут компании ПАО «Новатэк» и ПАО «Газпром».
Александр Жданов — аналитик QBF
