Представляются возможными два сценария развития этого рынка. Первый – практически весь газ будет транспортироваться в жидком состоянии, как это и происходит сегодня, второй – существенную долю рынка займет морская транспортировка сжатого газа. По существующим оценкам перевозка газа в сжатом состоянии эффективнее на расстояниях до 2,5 тыс. миль.[116] Правильная оценка вероятности развития рынка по одному из двух сценариев очень важна для разработки долгосрочной стратегии как отечественных судоходных компаний, так и для судостроителей.
Уже сейчас можно прогнозировать, что этот рынок, вне зависимости от развития технологий транспортировки сжатого газа, будет развиваться и одновременно трансформироваться.
Последние годы он все больше становится спотовым условия расчётов, при которых оплата по сделке производится немедленно (в течение 2-х дней), и к 2030 заключение многолетних двусторонних договоров на прямые регулярные поставки станет исключением.
Это приведет к переходу от жестких адресных схем поставок к более гибким и в значительной степени скажется на технологиях производства, транспортировки и регазификации LNG.
Сегодня технологическая цепочка поставки LNG включает в себя прибрежный завод по сжижению газа – танкеры LNG – приемный терминал. Стоимость завода около 4 млрд. долл. при годовом производстве в 4,6 млн. тонн LNG, стандартного танкера емкостью 150 тыс. м3 – 200 млн. долл., приемного терминала на 4 млн. тонн в год – 0,6 млрд. долл.
Ситуация на рынке по состоянию в конце 2009 года такова. Следует полагать, что заказы на строительство танкеров LNG резко снизятся, что особенно сильно ударит по лидерам в строительстве газовозов, корейским верфям «Samsung Heavy Industries Co.» и «Hyundai Heavy Industries Co». Новых заказов не будет, возможно, в течение следующих двух лет – на рынке переизбыток действующего тоннажа при общем снижении спроса. В сделках, совершающихся на различных биржах и на внебиржевом рынке, ставки будут наполовину меньше ставок зимы 2007 г., на суда просто нет спроса.
В период 2015-2030 гг. следует ожидать масштабной промышленной реализации новых технологий производства и хранения LNG на плавучих заводах-хранилищах. Дело в том, что многие газовые шельфовые месторождения невыгодно разрабатывать в силу их удаленности от берега и трудностей со строительством береговых заводов по сжижению газа, а также всей необходимой инфраструктуры – подводных газопроводов, хранилищ LNG, причалов для танкеров и т.д. FLNG – плавучая фабрика-хранилище, решает все эти проблемы.
Второе важное изменение технологических процессов – снабжение танкеров регазификационными установками, что позволяет поставлять газ потребителям, не имеющим дорогостоящих регазификационных терминалов.
Третье направление развития технологий – разработка и использования при строительстве танкеров LNG новых конструктивных схем и материалов.
Базовая технология сжижения и хранения газа на плаву основана на разработках японской компании «Ishikawajima-Harima Heavy Industries» по созданию самонесущей емкостной системы призматической формы (SPB), позволяющей компактно размещать на судне необходимое оборудование. В начале 2007 года компания «Flex LNG Ltd,» разработала проект и подписала письмо о намерении с «Samsung Heavy Industries» (SHI) на строительство двух среднеразмерных LNG танкеров на 90000 м3 каждый, проекта «M-Flex» с призматическими танками SPB. Проект предусматривает возможности комплектации судна целым рядом систем, обеспечивающих:
- сжижение и хранение природного газа;
- регазификацию сжиженного газа и подводное подключение к приемному бую турельного типа;
- повторное сжижении испаряющегося газа;
- перегрузку сжиженного газа по схеме судно-судно.
Все это может быть установлено в любое время – при постройке и после, в зависимости от характера работы. Иными, словами, проект «M-Flex LNG» – многоцелевой танкер LNG, который может использоваться как обычный перевозчик, как плавучее хранилище и регазификатор (FSRU), как фабрика LNG и хранилище (FPSO). Производительность в режиме FPSO – 1 миллион тонн LNG в год. Хотя мощность плавучих заводов проекта M-Flex и составляет всего лишь 20% от мощности среднестатистического завода LNG, расходы на капитальное строительство в перерасчете на тонну в год составляют 1000 долларов для наземных заводов и 450-500 для M-Flex.
Это объясняется тем, что использование плавучего завода LNG, размещенного непосредственно на шельфовых газовом месторождении, исключает необходимость в строительстве транзитных трубопроводов и обширной береговой инфраструктуры, а также позволяет резко сократить издержки по доставке крупногабаритного оборудования к месту строительства.
Кроме того, возникает возможность освоения относительно небольших месторождений газа, поскольку плавучий завод может быть легко перебазирован после его выработки. На сегодня заказано 5 ед. «FPSO» проекта «M-Flex» вместимостью 210000 м3 и разработан проект вместимостью 560000 м3.[117]
Еще более масштабным проектом в этой области является заключенное в июле 2009 г. концерном «Shell» генеральное соглашение с консорциумом корейской «Samsung Heavy Industries Co.» и французской компанией «Technip SA» на проектирование, строительство и монтаж плавучих комплексов по производству LNG в течение 15 лет. В рамках соглашения «Shell» и «Technip-Samsung» подписан контракт на подготовку предпроектной документации для плавучего завода LNG мощностью 3,5 млн. тонн в год. Судно будет работать на шельфовых месторождениях Прелюдия и Концерт (Prelude and Concerto), бассейна Брауз (Browse Basin), расположенных на расстоянии около 200 км от северо-западного побережья Австралии. Судно водоизмещением 600000 тонн будет иметь длину 480 метров при ширине 75 метров, вес всех механизмов и оборудования – 50000 тонн.[118]
Над аналогичным проектом в Тиморском море (южная Индонезия), в частности, работает японская компания «Inpex Holdings Inc.», а австралийская нефтегазовая группа «Santos Ltd.» планирует использовать эту технологию на некоторых австралийских газовых месторождениях, где она организовала совместное предприятие с французским энергохолдингом «GDF Suez SA.».
Использование технологии плавучих заводов может распечатать десятки труднодоступных газовых месторождений, расположенных далеко от берега, что затрудняет их освоение с помощью традиционных методов. До 2030 года ведущие газодобывающие компании планируют построить около 30 ед. LNG-FPSO.[119]
Южнокорейские судостроители являются одними из лучших в мире, они обладают новыми технологиями и путями снижения затрат. Они очень конкурентоспособны в области буровых судов, и собираются принять активное участие в предстоящем тендере.
Южная Корея обладает 4-мя наиболее крупными мировыми судостроительными верфями, и большинство крупных заказов на буровые суда и другие сложные суда для энергетического рынка достаются именно южнокорейским производителям. Однако, количество заказов в этой стране также сокращается ввиду спада мировой судоходной отрасли и прекращения энергетических проектов.
В тоже время руководство компании «Petrobras» активно проводит встречи с ключевыми судостроителями Южной Кореи – верфями «Hyundai Heavy Industries», «Samsung Heavy Industries», «Daewoo Shipbuilding, Marine Engineering» и «STX Shipbuilding» – по вопросам заказа судов на общую сумму $25 - $30 млрд., из которых $15 млрд. составит стоимость буровых судов и полупогружных платформ.[120] Контракты на постройку судов планируется заключить в 2010 году. Контракты с южнокорейскими компаниями на 12 буровых судов компания заключила еще в 2008 году.
Компания «Petrobras» практически отвечает за весь объем производства Бразилии, что составляет 2 млн. баррелей сырой нефти в день и намерена увеличить производство в этой стране до 2,7 млн. баррелей в день к 2013 году путем реализации амбициозного инвестиционного плана на $174,4 млрд.[121]
Перспективы отечественных судоходных компаний и судостроителей в проектах, связанных с транспортировкой LNG, определяются масштабами его производства ОАО «Газпром».
Возможны три сценария развития событий: «пессимистичный», «оптимистичный» и «реалистичный».
«Пессимистичный» сценарий возможен при бурном развитии добычи газа из глинистых сланцевых пород и гидрата метана. Однако необходимо учитывать, что США и Япония кратно сокращают объемы импорта природного газа. Рынок LNG рушится со всеми вытекающими для отечественных компаний последствиями.
«Оптимистичный» сценарий – реализуются планы ОАО «Газпром», предусматривающие к 2020 году объемы производства – 80-90 млн. тонн в год. В этом случае объемы перевозок LNG судами ОАО «Совкомфлот» увеличатся многократно, а загрузка мощностей российских судостроителей будет обеспечена на много лет вперед. Однако этот сценарий представляется маловероятным.
Во-первых, если расчеты на добычу газа из глинистых сланцевых пород сбудутся, хотя бы частично, цена на LNG упадет и добыча газа на арктическом шельфе станет не рентабельной.
Во-вторых, объем инвестиций для реализации планов Газпрома превышает 250 млрд. долларов, а время дешевых денег прошло.
В-третьих, применение упомянутых новых технологий, позволяющих разрабатывать удаленные от берега месторождения, снизит интерес потенциальных инвесторов к разработке наших менее рентабельных арктических месторождений.
«Реалистичный» сценарий таков:
- Сахалин и Камчатка. Предполагается устойчивое развитие с выходом на объемы на уровне 20 млн. тонн к 2030 году. Часть добытого газа, возможно, будет вывозиться в сжатом состоянии.
- ЯНАО. Перспективы неопределенные, поскольку нет принципиального решения, подкрепленного практическими действиями, о приоритетности морского маршрута вывоза добытых нефти и газа морским путем. Более того, уже реализуется сухопутный маршрут для крупнейшего газоконденсатного Бованенковского месторождения. С другой стороны, запасы углеводородов Ямала столь велики, что возможно использование и обоих маршрутов. Вопрос только – кому этот газ поставлять? Европа пытается диверсифицировать поставки газа, рынок США носит исключительно спотовый характер, в страны АТР возить очень далеко.
- Штокман. Сложность разработки месторождения, ведущая к постоянному сдвигу сроков освоения, а также объективная необходимость заполнения «Северного потока» позволяет предположить, что с этого месторождения LNG появится за пределами 2030 года.
- Якутия и Восточная Сибирь. Разработка континентальных месторождений с последующим строительством завода LNG в Владивостоке мощностью 15-16 млн.тонн представляется реальной.
Транспортировка сжатого газа (CNG) [122] является достаточно прогрессивным способом. Отсутствует необходимость в масштабных капитальных вложениях в заводы по сжижению газа и регазификационные приемные терминалы, ниже и единичная стоимость судов для перевозки CNG, что особенно важно на спотовом сегменте рынка морских поставок природного газа. Однако недостаток – меньшие единичные объемы перевозимого газа.
Морская транспортировка природного газа в сжатом виде является реальной альтернативой транспортировке газа в сжиженном состоянии на расстоянии до 2000 км. Преимущество заключается в схеме поставок.
Уже в среднесрочной перспективе можно предполагать, что CNG займет рынок перевозок по Средиземному и Карибскому морям. В долгосрочной перспективе соотношение рынков LNG и CNG в значительной мере будет зависеть от прогресса технологий формирования грузовых танков и применяемых для этого материалов на судах обоих типов.
Для России наиболее интересны поставки CNG с месторождений Сахалина и Камчатки в Корею, Японию, Китай, как основные, а также в Европу, как резервные. Если прислушиваться к мнению российских экспертов, то транспортировка CNG целесообразна при разработке относительно небольших месторождений с объемом годовой поставки 3-4 млрд.м3.
Для российского судостроения танкеры CNG могли бы явиться интересной и перспективной нишей мирового рынка транспортных судов. Поскольку их проектирование и строительство только начинается, и у России пока еще нет такого технологического отставания, как по танкерам LNG. Однако возможность освоения этой ниши значительно зависит от степени развития бизнеса по перевозкам CNG именно российскими судовладельцами.