Читайте также:
|
Стадия добычи газа.
Увеличение добычи природного газа достигается за счет роста производительности скважин. При добыче газа на шельфовых месторождениях и в северных регионах используется оборудование высокой степени заводской готовности. При транспортировке газа от месторождения к берегу могут использоваться специальные ингибиторы гидратообразования, благодаря которым улучшаются условия транспортировки. В сумме эти усовершенствования приводят к снижению стоимости исходного газа. Особо следует отметить новые технологии, разрабатываемые для арктических зон газодобычи (гравитационные платформы, термосваи и т.п.).
Стадия сжижения газа.
Главные усилия разработчиков направлены на достижение оптимального уровня термодинамического кпд процесса. Это достигается путем реализации нововведений: регулирование подачи сырья, предварительное охлаждение газа, использование компрессора с прямым газотурбинным приводом, применение пропанового и смешанного холодильных циклов. Оптимальным уровнем мощности технологической линии считается 7-8 млн т/год (9,7-10,8 млрд м3/год). Большое влияние на улучшение работы оборудования стадии сжижения имеют успехи в области производства компрессоров.
Стадия транспортировки СПГ.
Главными направлениями технических нововведений в сооружение танкеров- метановозов нового поколения являются: увеличение грузоподъемности, совершенствование конструкции, повышение экономичности двигателей, создание танкеров с ледокольным подкреплением для плавания в северных морях. При конструировании танкеров-метановозов используются модельные расчеты и реальные испытания.
Стадия регазификации.
Наряду с созданием традиционных заводов регазификации на берегу проектируются способы регазификации на борту танкера, плавающие регазификационные установки, введены в эксплуатацию модульные резервуары, созданные по технологии компании Exxon Mobil Corp.
С учетом нововведений по каждой из стадий технологической цепочки индустрия СПГ имеет беспрецедентные возможности роста.
3.2.8. Мировая система СПГ
В заключении раздела представлена в динамике интегрированная система, являющаяся совокупностью мощностей по сжижению природного газа стран-экспортеров, перечнем стран-импортеров, характеристикой инфраструктуры бизнеса (транспортные системы, метановозы, терминалы, заводы регазификации) и отдельными экономическими
показателями (табл. 3.25).
Таблица 3.25 _____________________________________ Мировая система СПГ____________________________________
|
К 2010 г. в число стран-производителей войдут Египет, Ангола, Намибия, Венесуэла, Норвегия, Россия. Расширится и круг импортеров за счет ряда европейских, южноамериканских стран, Канады и Мексики, Китая, Индии и др. стран.
В 2002 г. число танкеров-метановозов достигло 130; они осуществляли перевозки на 100 транспортных маршрутах и составляли систему из 44 торговых потоков между 13 странами-экспортерами и 12 странами-импортерами.
Суммарные годовые мощности заводов по сжижению в мире в 2002 г. превысили 170 млрд м3 в год. В 2010 г., согласно прогнозу МЭА, они возрастут (млрд м3) более чем до 200, в 2010-2015 гг. - до 250-270, в 2020 г. - до 300-330.
По состоянию на 2002 г. мировые мощности заводов по регазификации оценивались в 160 млрд м3 в год. К 2010-2015 гг. прогнозируется их рост до 260 млрд, к 2020 г. - до 360 млрд м3.
В 2002 г. мировая торговля СПГ составила 150 млрд м3 при общем объеме торговли газом более 580 млрд м3 и добыче 2527 млрд м3. К 2006 г. мощности по производству СПГ составили 217 млрд м3/год, в число производителей вошли Тринидад и Тобаго, Оман, Нигерия, Египет, а в число потребителей Турция, Пуэрто-Рико, Греция, Португалия, Доминиканская Республика, Индия. Доля СПГ в торговле газом, как ожидает МЭА, в 2010 г. составит 28%, 2020 г. - 34-35%, а объемы производства возрастут соответственно до 220250 млрд м3. Следует также отметить, что ряд факторов может повлиять на изменение доли СПГ в мировой торговле газом: рост его использования для покрытия сезонных колебаний спроса будет способствовать увеличению доли СПГ, а расширение производства электроэнергии в местах добычи и использования методов химической переработки природного газа в жидкие продукты - ее уменьшению [173].
В мировой системе СПГ присутствуют серьезные игроки: ведущие нефтегазовые компании-мэйджоры, национальные компании нефтегазового и энергетических секторов экономики [174].
К числу ведущих относятся: • группа компаний Royal Dutch/Shell. Компании группы Shell прямо и косвенно владеют: долей участия (25,6%) в компании Nigeria LNG Limited (NLNG), эксплуатирующей завод СПГ в Нигерии (производительность - 8,0 млрд м3/год с перспективой расширения до 23 млрд м/год СПГ); 30% завода в Омане (производительность - 9,1 млрд м /год), 1/3 регазификационного завода Cove Point в США, в также долями в австралийских,
малайзийских м прочих проектах. Shell также имеет 55% Sakhalin Energy Investment Company Ltd. (проект «Сахалин-2). Для поставок сжиженного газа используется флот СПГ-танкеров, находящийся в собственности Brunei Shell Tankers Sendirian Berhad (Shell принадлежит 50-процентная доля).
• компания Exxon Mobil, которая участвует в проекте по производству СПГ в Катаре мощностью 9 млрд м3/год (доля - 25%), ведет переговоры по реализации проектов СПГ в Йемене (доля участия Exxon Mobil - 14,8%), является оператором крупнейшего в Индонезии месторождения природного газа Арун, с которого газ поставляется на завод СПГ PT Arun.
• BP, которой принадлежит 10% в проекте Adgas в Абу-Даби, 1/6 участия в австралийской компании North West Shelf, 34% в Atlantic LNG в Тринидаде и Тобаго. Компания ведет в Европе строительство СИ! -терминала, интегрированного с электростанцией в Бильбао. А также первого в Китае объекта для импорта СПГ; проект предусматривает строительство СПГ-терминала производительностью 4,5 млрд м3/год и магистрального трубопровода совместно с China National Offshore Oil Corporation (CNOOC).
• компания Sonatrach (алжирская нефтегазовая компания), которой принадлежат четыре завода СПГ с общей годовой производительностью на уровне 30,5 млрд м3 природного газа. Кроме того, Sonatrach владеет компанией Societe Nationale de Transport Maritime des Hydrocarbures et des Products Chimiques (SNTM-HYPROC), которая располагает 16 судами и специализируется на морских переврзках СПГ. - итальянский энергетический концерн ENI, который владеет регазификационным заводом в Панигапья (Лигурия) и единственным в Италии терминалом по приему СПГ (годовая мощность 3,5 млрд м3). ENI также принадлежит четыре СНГ-танкера, 33,34-процентная доля участия в Galf Energia - португальской энергетической компании, занимающейся первичным и вторичным распределением природного газа и работающей во вторичных отраслях нефтяной промышленности. Galf Energia, в свою очередь, совладелец СПГ-терминала Синеш. - японская многопрофильная корпорация Mitsui and Co Ltd. Участвует в четырех действующих проектах по производству СПГ: Abu Dhabi Gas Liquefaction Limited мощностью 6,9 млрд м3/год (Mitsui принадлежит 15% акций), Northwest в Австралии производительностью 10,4 млрд м3/год (8,33%), а также в Qatar Liquefied Gas Company производительностью 10,6 млрд м3/год и Oman LNG, выпускающем 9,1 млрд м3/год СПГ. Mitsui также владеет 25%-ной долей в Sakhalin Energy. Кроме того, компания выкупила блокирующий пакет акций регазификационного терминала в Мексике у Shell.
• японская газовая компания Osaka Gas, импортирующая СПГ из Индонезии, Австралии, Брунея, Малайзии, Катара и Омана. Компания содержит флот из трех СНГ-танкеров.
• французский государственный концерн Gaz de France (GdF), обладающий хорошими позициями на СНГ-рынке, ведь свыше 25% поставок GdF осуществляется в виде сжиженного природного газа. Компания является оператором двух терминалов по регазификации, один из которых находится на южном побережье Франции в Фос-Сюр- Мер (производительность на уровне 4,5 млрд м3/год), другой - в Монтуар-де-Бретань близ Нанта (10 млрд м3). Последний считается крупнейшим в Европе, он может обслуживать танкеры любого водоизмещения. В настоящее время в Монтуар-де-Бретань поставляется СПГ из Алжира и Нигерии. Gaz de France владеет 12% в месторождении Snohvit (Сновит) в Баренцевом море, на базе которого строится завод по производству СПГ. Принимает участие в строительстве в Индии регазификационного терминала производительностью 5 млн т СПГ в год.
• бельгийская торговая компания Tractebel, которая имеет портфель контрактов по продаже СПГ на 10 млрд м3 в год. Основные поставщики - Алжир и Тринидад и Тобаго. В распоряжении компании находятся пять СПГ-танкеров, ведется строительство двух судов для долгосрочного фрахта.
• малайзийская государственная нефтегазовая компания Petronas, владеющая владеет 60% двух СНГ-заводов в Бинтулу (производительность - 11,2 и 10,8 млрд м3/год). Имеет свой
танкерный флот.
3.3. Мировая торговля СПГ
3.3.1. Экспорт и импорт СПГ
Международная торговля СПГ началась с пробных отгрузок СПГ из штата Луизиана (США) в 1954 г. Успех этой сделки положил начало первому международному коммерческому проекту СПГ в 1964 г., в котором приняли участие компании Arzew (Алжир) и British Gas (Великобритания). Этот проект подразумевал поставки 1,13 млрд м3 СПГ в год. Контракт был заключен на 15 лет. Развитие торговли СПГ было продолжено контрактами между Алжиром и Францией в 1965 г. и Аляской и Японией в 1969 г. Экспорт газа увеличился в десять раз за период с 1966 г. по 1980 г., и еще в 3,5 раза в период 1981-1997 гг., поскольку это было выгодно как экспортерам, так и импортерам СПГ. Рост экспорта продолжился в период 1998-2001 гг.
Проекты СПГ имеют комплексный характер и, как правило, объединяют усилия инвесторов, владельцев газа, компаний-потребителей и фирм-операторов. К примеру, в Индонезии собственник недр (государственная компания Pertamina) имеет полный контроль и работает с оператором (Mobil Oil Indonesia) на условиях соглашения о разделе продукции. Pertamina также владеет заводом по сжижению, три оператора ответственны за переработку газа (PT Arun Natural Gas Liquefaction Company, Mobil Oil Indonesia и Japan Indonesia LNG Company). Burmah Gas Transport Limited является подрядчиком в погрузочных операциях на основаниях соглашений о перевозках с компанией Pertamina. Burmah Gas Transport Limited также отвечает за продажу газа конечным потребителям, включая Nippon Steel Corp., Osaka Gas и еще три японские компании, занимающиеся производством электроэнергии.
Примеры участия в проектах СПГ различны и меняются во времени. К примеру, до 1971 г. в Алжире правительство и частные компании имели смешанное участие в проектах СПГ. Но с 1971 г. правительство страны увеличило свою долю в проектах до 100% в производственной части и до 50% в перевозках. В Брунее правительство имело только 10% акций завода по сжижению, позднее оно увеличило свою долю в проекте до 1/3, включая транспорт и сбыт.
Основными экспортерами СПГ являются страны Северной Африки (Алжир, Ливия, Нигерия), Ближнего Востока (Абу-Даби, Катар, Оман), Юго-Восточной Азии (Малайзия, Индонезия, Бруней), а также Австралия, США (Аляска), Тринидад и Тобаго.
Динамика экспорта СПГ представлена в табл. 3.26.
Таблица 3.26 Экспорт СПГ в мире (млрд м3) [6]________________________________
|
Основными импортерами СПГ являются Япония, Франция, Испания, Бельгия, Южная Корея, Тайвань, Пуэрто-Рико, США, Италия, Турция, Греция. Объемы потребления СПГ в
мире приведены в табл. 3.27.
Таблица 3.27 ________________________________ Импорт СПГв мире (млрд м3) [6]_________________________________
|
Структура продаж СПГ по экспортным зонам представлена в табл. 3.28.
Таблица 3.28 ____________________ Структура продаж СПГ по экспортным зонам [6]_________________________
|
Самым крупным экспортером СПГ в мире является Индонезия. Несмотря на экономический кризис 1997-1998 гг., она продолжает строительство и обновление дорогостоящих установок сжижения природного газа. В частности, здесь запущен завод Train H и готовится к пуску проект Tangguh, в строительстве которого участвуют такие компании, как British Gas и Arco. Но судьба этого проекта будет зависеть от успешного поиска покупателей производимой на нем продукции. Отметим, что индонезийские заводы по сжижению СПГ не пострадали во время чудовищного по силе цунами в 2005 г.
В число ведущих поставщиков сжиженного природного газа на рынок Азиатско- Тихоокеанского региона (АТР) входит Малайзия. Крупнейшая нефтегазовая корпорация этой страны - Petronas прочно закрепилась на рынках Японии, Южной Кореи и Тайваня. Достижением компании было соглашение с компанией Metropolis на поставку газа в Индию в течение 20 лет, начиная с 2002 г.
Австралия занимает в АТР особое место, связанное с ее географическим положением, которое негативно влияет на продажу добываемого здесь газа на внутреннем рынке Азиатско-Тихоокеанского региона. Имея запасы газа более чем 1,2 трлн м3 и возможности довести добычу почти до 56 млрд м3, она постоянно сталкивается с проблемой поиска покупателей. Попытка завоевания своего места на китайском и тайваньском рынках встречает серьезную конкуренцию со стороны Индонезии и Малайзии. Выходом из сложившейся ситуации может стать реализация проекта по строительству трубопровода до Папуа - Новой Гвинеи стоимостью 3,5 млрд долл. Пока же основными потребителями СПГ Австралии являются Япония, США, Турция и Испания.
Увеличение потребления СПГ в регионе связано с ухудшающейся экологической обстановкой в странах АТР. Широкое использование нефтепродуктов в Японии создало критическую ситуацию во многих городах, Китай является лидером по ядовитым выбросам, что связано, прежде всего, с высоким процентом использования угля в промышленности. Согласно прогнозам, рост потребления сжиженного газа должен произойти за счет уменьшения использования угля и нефти.
За период 1980-2005 гг. удельный вес региона снизился с 65% до 44,5%.
Африканские страны несколько снизили свою долю в суммарном экспорте СПГ. Стабилизация объемов поставок из Алжира, рост поставок из Нигерии, новые проекты в Египте, Анголе и других африканских странах позволят этой экспортной зоне и в перспективе сохранить не менее четверти в структуре мирового экспорта СПГ.
Промышленность СПГ в ближневосточной экспортной зоне пережила в конце 90-х годов строительный бум. Расширились действующие и были пущены новые установки по производству СПГ. Свою программу в области СПГ осуществляет Йемен [175]. Катарские компании Rasgas и Qatargas намечают строительство новых линий по производству СПГ. Компания Oman LNG, которая недавно ввела две новые линии, намерена соорудить и третью мощностью 3,0 млн т/год (4,1 млрд м3/год). Для ближневосточных продуцентов, которые традиционно реализовали СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе по долгосрочным контрактам с энергетическими компаниями Японии, Южной Кореи и Тайваня, новыми рынками сбыта теперь выступают западноевропейские страны и США, закупающие у них газ на спотовой и краткосрочной основе. Свои планы производства СПГ ближневосточные страны связывали в значительной мере со сбытом в Индию [176, 177]. Однако ситуация с превращением Индии в крупного импортера СПГ пока остается неопределенной. Тормозом для расширения в стране энергетического сектора (в том числе на базе СПГ) явилась неспособность правительства страны разработать действенный ценовой режим. В результате этого по меньшей мере 10 проектов экспорта СПГ в Индию отстают от графика. Тем не менее Йемен, при поддержке французской компании Total AS принял решение о строительстве двух блоков по сжижению природного газа, увязав это с необходимостью продолжить переговоры с Indigas, консорциумом в составе государственной индийской компании Gas Authority of India, частной индийской компанией Tata и французской Total [176]. Доля ближневосточных стран в экспорте СПГ с 8,3% в 1980 г. возросла до 23,0% в 2005 г.
Американская экспортная зона, до недавнего времени представленная заводом на Аляске, пополнилась крупным производством в Тринидаде и Тобаго (Atlantic LNG). На
подходе создание заводов по сжижению природного газа в Венесуэле, Перу.
Таблица 3.29 ________________________ Структура импорта СПГ по географическим зонам [6]_______________________
|
| млрд м |
| Доля СПГ в мировой торговд поиоопным газом. |
| 1990 г. 2001г. 2010 г. 2020 г. |
| !□ Газопроводы ПСИ Г |
Заметно изменилась география торговли СПГ (рис. 17). Перспективы торговли СПГ представлены на рис. 18. Торговля СПГ с распределением по отдельным странам представлена в табл. 3.30-3.32.
Рис. 17. География торговли СПГ
|
МИРОВОЙ СПРОС НА ГАЗ + 2,5% В ГОД
МИРОВАЯ ТОРГОВЛЯ ГАЗОМ +2,5% В ГОД
МИРОВАЯ ТОРГОВЛЯ СПГ 6,7% В ГОД
Рис. 18. Развитие мировой торговли природным газом
Таблица 3.30
Международная торговля СПГ в 1998 г. [6]
________________________________________________________ (млрд м3)
|
| Экспортеры Импортеры | Северная Америка | Африка | Средний Восток | Азия-Океания | Всего импорт | |||||
| США | Алжир | Ливия | Абу- Даби | Катар | Австралия | Бруней | Индонезия | Малайзия | ||
| Турция | - | 3,0 | - | - | 0,6 | - | - | - | - | 3,6 |
| Азия-Океания | ||||||||||
| в т.ч. | ||||||||||
| Япония | 1,8 | - | - | 6,2 | 3,7 | 9,7 | 7,3 | 24,2 | 13,2 | 66,1 |
| Южная Корея | - | - | - | 0,1 | - | - | 0,8 | 9,5 | 3,9 | 14,3 |
| Тайвань | - | - | - | - | - | - | - | 2,4 | 2,3 | 4,7 |
| Всего экспорт | 1,8 | 24, 9 | 0,9 | 7,1 | 4,8 | 9,9 | 8,1 | 36,1 | 19,4 | 113,0 |
| Таблица 3.31 |
Международная торговля СПГ в 2001 г. [6]
________________________________________________________ (млрд м3)
|
Таблица 3.32
Международная торговля СПГ в 2005 г. [6]______________________
|
| Страны- импортеры | Страны-экспортеры | Всего импорт | ||||||||||||
| США | Тринидад и Тобаго | Оман | Катар | ОАЭ | Алжир | Ливия | Нигерия | Египет | Австралия | Бруней | Индонезия | Малай зия | ||
| Ю.Корея | - | - | 5,93 | 8,31 | 0,08 | - | - | - | 0,30 | 1,16 | 0,80 | 7,51 | 6,36 | 30,45 |
| Тайвань | - | - | 0,16 | - | - | - | - | - | - | 0,40 | - | 4,95 | 4,10 | 9,61 |
| Итого | 1,84 | 14,01 | 9,22 | 27,10 | 7,14 | 25,68 | 0,87 | 12,04 | 6,93 | 14,88 | 9,15 | 31,46 | 28,52 | 188,81 |
3.3.2. Азиатский рынок СПГ
На азиатском рынке крупнейшими потребителями СПГ является Япония (более половины суммарного импорта СПГ), а также Ю.Корея и Тайвань. На долю азиатского рынка приходится в настоящее время около 3/4 мировой торговли СПГ, причем в импорте СПГ Япония, Ю. Корея, Тайвань и Индия занимают около 65%, хотя этот показатель имеет тенденцию к снижению. Возникают новые рынки сбыта СПГ в Китае и Индии. Однако этот процесс протекает медленнее, чем предполагалось ранее.
Традиционные продажи СПГ Японии, Южной Корее и Тайваню осуществлялись по 2025-летним контрактам, в соответствии с которыми оговорка «Take or pay» («бери или плати») распространялась на 95% всего законтрактированного количества газа и лишь 5% объема было свободно от них. При согласовании цен с азиатскими покупателями продавцы уточняют общие расходы по доставке, цены на конкурирующие виды топлива и проводят сопоставление с ценами на нефть.
Прогнозы спроса на СПГ на азиатском рынке весьма благоприятны. По оценкам Fesharaki Associates Consulting and Technical Services (FACTS) спрос в четырех странах - потенциальных покупателях СПГ вырастет по сравнению с 2000 г. по базовому (среднему) варианту прогноза на 67% (табл. 3.33) [145].
Таблица 3.33
Прогноз спроса на СПГ на азиатском рынке (млрд м3) [178]_____________________
|
По более поздним прогнозам [145] возможности спроса на СПГ в Азиатско- Тихоокеанском регионе оценены до 2015 г. (табл. 3.34). Здесь разброс значений
прогнозыных показателей выше.
Таблица 3.34
____________ Перспективный спрос на СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе (млрд м3) [145]_____________
|
Согласно прогнозу, подготовленному экспертами японской компании «Tokyo Gas Co Ltd.», объем спроса на СПГ в АТР возрастет к 2015 г. по сравнению с 2001 г. в 1,6-2,3 раза [179].
По действующим в настоящее время и подлежащим продлению контрактам в эти страны в 2010 г. может быть поставлено 120 млрд м3 СПГ. Соответственно дефицит составит 19-46 млрд м3 в год, а к 2015 г. возрастет до 45-105 млрд м3. Однако дефицит может быть полностью покрыт за счет расширения мощностей действующих заводов по производству СПГ и ввода в строй проектируемых как в Азии, так и в Австралии.
Уже в настоящее время ведутся работы по наращиванию мощностей предприятий в Малайзии (11,9 млрд м3 в год), Австралии с использованием местных запасов газа. Рассматриваются возможности увеличения мощности действующих заводов в Омане, Индонезии, Брунее, Катаре, а также строительства новых заводов в Индонезии, Папуа - Новой Гвинее, Австралии, Катаре, Иране, России.
В отдельных публикациях среди новых импортеров на азиатском рынке наряду с вышеупомянутыми называют также Таиланд, Филиппины, Пакистан.
Для расширяющегося азиатского рынка строятся терминалы (табл. 3.19).
Япония преодолела финансовый и экономический кризисы 1997-1998 гг. За период 1998-2000 гг. импорт СПГ возрос на 11,3% и по оценкам экспертов в ближайшие 10 лет увеличится в 1,15 раза [178].
Дерегулирование и либерализация газового и энергетического рынка в Японии, наряду с развитием ядерной энергетики и ужесточением требований к охране окружающей среды определяют современные и перспективные тенденции развития рынка СПГ. Японским импортерам СПГ удалось вернуть цены на этот продукт, которые были в период деятельности долгосрочных контрактов, однако принцип дерегулирования рынка изменяет характер японского рынка СПГ. Рост конкуренции вынудил японские компании, такие как Tokyo Gas Co. Ltd., Osaka Gas Co. Ltd., Tokyo Electric Power Co., имеющих собственный танкерный флот, изменить условия 20-летнего контракта с компанией Malaysian LNG (поставки 10,2 млрд м3 газа) и снизить цены на 5%. Около 20% новых контрактов заключаются на срок 1 год. Японские энергетические и коммунальные компании отказываются теперь заключать традиционные долгосрочные контракты и предлагают по мере их истечения заменить их корзиной кратко-, средне-, долгосрочных контрактов. Предполагают, что подобная практика приведет к снижению цен на СПГ в Японии в 2010 г. на 10%.
Ниже представлен спрос на СПГ по направлениям использования (табл. 3.35).
Таблица 3.35
|
В табл. 3.35 приведен базовый вариант прогноза, сделанного Министерством промышленности и торговли Японии. Согласно этому варианту, темп ежегодного спроса на газ в период 2001-2015 гг. составит 1,32%, в т.ч. в коммерческом секторе и для городских нужд - 1,97%, в электроэнергетике - 1,0%. Однако Министерством разработан также вариант более интенсивного использования природного газа в энергетике; согласно этого варианта темп роста потребления газа составит в период 2001-2015 гг. 1,77% в год, в т.ч. в электроэнергетике 1,67%.
В 2005 г. Япония импортировала около 77 млрд. м СПГ из Австралии, Индонезии, Брунея, Малайзии, Катара, Омана, ОАЭ, Алжира и Тринидада и Тобаго. По оптимистической оценке импорт в 2010 г. составит 86-93 млрд м3, 2015 г. - 91-98 млрд м3. Прирост за 10 лет может составить 10-17 млрд м. Практически на весь прогнозируемый газ готовятся контракты. За исключением заканчивающегося контракта с Индонезией (с завода в Аруне), большинство поставщиков готовы немедленно подписать контракты с японскими газовыми и энергетическими компаниями, но на более короткие сроки, чем раньше (5-15 лет вместо 2025 лет). В Японии продолжается процесс либерализации газового и энергетического рынков. Японские покупатели газа стараются активно влиять на условия контрактов, предъявляя различные ценовые претензии.
Японские энергетические и газовые компании уже заключили контракты с новыми малазийскими заводами Сату и Тига, австралийской компанией Норт Вест Шельф и международным консорциумом, осуществляющим реализацию проекта Сахалин-2. Во вновь заключенных контрактах японские потребители газа стараются добиться большей гибкости в поставках, смягчения жесткого правила «бери и/или плати». Уже сейчас контракты с компанией Сахалин Энерджи заключили компании «Токио Гэс» (1,5 млрд м3), «Токио Электрик» (2,1 млрд м3/год), «Кюсю Электрик» (0,7 млрд м3/год), «Тохо Гэс (0,4 млрд м3/год), «Баха Мексико» (филиал Шелл Истерн Трейдинг) - 2,2 млрд м3/годл, корейская компания «Когаз» (2,1 млрд м3/год). Недавно к ним присоединилась компания «Хиросима Гэс», заключившая контракт на поставку 0,3 млрд м СПГ в течение 20 лет с момента начала поставок [181].
Также преодолены последствия кризиса 1997 г. в Южной Корее. Наряду с традиционными поставками из Индонезии (более половины импорта) и Малайзии (треть импорта), а также из Брунея и Австралии, с сентября 1999 г. началось поступление СПГ из Катара. Контракт на поставку 6,2 млрд м СПГ заключен между компаниями Rasgas и Korea Gas Corp. и рассчитан на 25 лет. Консорциум ряда металлургических компаний Южной Кореи получил согласие правительства страны на заключение долгосрочного контракта на закупку СПГ для технологических и энергетических целей компаний консорциума.
Компания Korea Gas Corp. продолжила эксплуатацию двух действующих терминалов в Пайон-Тэке и Инчхоне и завершила строительство третьего терминала в Тонъяне. Потребление СПГ в Южной Корее, которое практически пополам распределяется между электроэнергетикой и коммунально-бытовым сектором, подвержено сезонным колебаниям: зимой потребление примерно в 3 раза выше, чем летом, и эта диспропорция склоняет корейских потребителей СПГ к осуществлению спотовых сделок. Корейское правительство имеет планы приватизировать компании Korea Gas Corp. и Korea Electric Power Corp., однако приватизационная программа движется медленно, частично потому, что концерны имеют достаточно высокую долю иностранных вложений, а также из-за оппозиции тред-юнионов. Иностранные инвесторы Exxon Mobil (США) и Petronas (Малайзия) могут пойти навстречу и продать свою 15%-ную долю в компании Korea Gas Corp. Либерализация энергетического рынка приводит к усилению конкуренции, поэтому это обстоятельство, наряду с неопределенностью приватизации компаний - потребителей СПГ, делает ситуацию со спросом на СПГ в Ю.Корее весьма расплывчатой.
Так же, как и японские импортеры, южнокорейские покупатели СПГ заинтересованы, во-первых, в большей свободе при выполнении контрактных обязательств по закупке СПГ, в частности, получении права уменьшать объемы закупок и возможности использовать больше времени для оценки фактических потребностей в товаре. Во-вторых, южнокорейские импортеры СПГ стремятся заключать контракты на его поставку с разными сроками исполнения от краткосрочных до долгосрочных, формируя выгодную для них в стратегическом плане «корзину» контрактов. В-третьих, они склонны к внедрению в процесс выработки условий поставки СПГ конкурентных начал, в частности определенных увязок при определении цены на СПГ с ценами на нефтепродукты, уголь, электроэнергию.
Южнокорейским импортерам нередко удается добиться более выгодных условий поставки по сравнению с японскими даже в ходе переговоров с одним и тем же поставщиком.
По обеспечению ресурсами природного газа Южная Корея не отличается от Японии, а по ожидаемым темпам потребления СПГ (4,4% в год в период 2006-2015 гг) обгоняет Японию. В 2005 г. Южная Корея импортировала более 30 млрд м3 СПГ из Индонезии, Малайзии, Катара, Оман, Алжира, Брунея и Австралии. Спрос на СПГ в Южной Корее на
2010 г. оценивается на уровне 35 млрд м, а в 2015 г. - 40 млрд м. В перспективе наряду с традиционными поставками из Индонезии и Малайзии, а также из Брунея и Австралии, возрастут поставки из Катара и Омана. Действует 25-летний контракт между катарской компанией Rasgas и южнокорейской Korea Gas Corp. Консорциум южнокорейских компаний, специализирующийся в металлургической промышленности, получил разрешение правительства страны на заключение контракта по закупке СПГ для технологических и энергетических нужд консорциума. В 2005 г. в дополнение к трем действующим в Пайон- Тэке, Инчхоне и Тонъяне был введен четвертый терминал в Кванъяне.
Дата добавления: 2015-08-21; просмотров: 100 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
| Особливості історичного роману В. Скотта | | | ВВЕДЕНИЕ |