|
 Главы
"Газпрома" и НОВАТЭКа Леонид Михельсон и Алексей Миллер
договорились о принципах реализации газа Южно-Тамбейского
месторождения на Ямале. "Газпром экспорт" будет экспортировать
сжиженный природный газ "Ямал СПГ", возвращая НОВАТЭКу доходы
от продажи газа. НОВАТЭК в партнерстве с иностранными компаниями
построит комплекс по добыче и сжижению газа и сохранит за
собой продажу конденсата.
Комментарий ГУ ИЭС
Данное соглашение нельзя назвать неожиданностью, поскольку
Газпром, в соответствии с федеральным законом №117 "Об
экспорте газа", принятом еще в июле 2006 г., обладает
исключительным правом на экспорт газа "в газообразном
или сжиженном состоянии". Вместе с тем, будет ли этот
закон реализоваться на практике в отношении СПГ, было до
сих пор не совсем ясно, поскольку, во-первых, уже был опыт
вывода из-под его действия экспорта сжиженного углеводородного
газа (СУГ), а с другой стороны, не было прецедента, т.к.
единственный существующий в России завод по производству
СПГ на о-ве Сахалин действует в рамках соглашения о разделе
продукции и не подпадает под указанное ограничение.
В этой связи договоренность Газпрома и НОВАТЭКа носит знаковый
характер и свидетельствует о том, что Газпром планирует
упорно отстаивать свои права на монополизацию канала поставок
СПГ. С другой стороны, принцип возврата доходов от экспортных
продаж сжиженного газа значительно либеральнее и справедливее
модели, существующей на рынке трубопроводного газа, где
вся маржа остается у ОАО "Газпром".
В целом достигнутое соглашение является удачным компромиссом
для обеих сторон и не должно нанести серьезного удара по
притоку частных и, в т.ч. иностранных, инвестиций в российские
проекты по производству СПГ.
Однако, что касается самого ямальского завода, начало работы
которого намечено на 2016 год, то его перспективы по-прежнему
вызывают много вопросов. В частности, не ясны рынки сбыта
и достижимость необходимого уровня рентабельности в случае
неблагоприятной ценовой конъюнктуры.
Изначально, проект был ориентирован на американский рынок,
однако с развитием технологий добычи нетрадиционного газа
данный рынок на среднесрочную перспективу оказался закрыт.
Кроме этого, при большом транспортном плече себестоимость
СПГ с Ямала не смогла бы конкурировать с СПГ из Тринидад
и Тобаго при сложившейся ситуации с избытком предложения
в США.
В том случае, если проект ориентирован на европейский рынок,
то Газпрому придется поставлять газ на побережье Великобритании,
Франции, Италии или Испании, столкнувшись при этом с сильной
конкуренцией поставщиков из Африки и Персидского залива.
При этом средняя себестоимость производства СПГ (включает в себя среднюю стоимость газа на скважине, средние затраты на эксплуатацию газопроводов, средние удельные операционные затраты и амортизацию завода) в Африке
составляет около 28 долл. за 1 тыс. м3, себестоимость производства
СПГ в Персидском заливе - около 19,3 долл. за 1 тыс. м3.
Издержки на добычу газа на Ямале Газпром не раскрывает,
однако оценки экспертов лежат в интервале от 25 до 84 долл.
за 1 тыс. м3 против 6,6 долл. за 1 тыс. м3 в Персидском
заливе и 12-13 долл. за 1 тыс. м3 в Африке, и это без учета
сжижения. Кроме этого, с выходом на рынок Великобритании
дополнительные объемы СПГ Газпрома будут демпинговать цену
на спотовой площадке NBP.
Если предположить, что Газпром и НОВАТЭК рассчитывают на
улучшение условий транспортировки по Северному морскому
пути в результате глобального потепления и ориентируются
на рынок Японии и Южной Кореи, то совершенно неясно, как
они планируют конкурировать со странами Юго-Восточной Азии
и Австралии. Так, Австралия планирует удвоить свою долю
на мировом рынке СПГ при средней себестоимости СПГ - 27,8
долл. за 1 тыс. м3.
Данные факты позволяют предположить, что либо Газпром и
НОВАТЭК исходят из значительно более низкой себестоимости
добычи, чем предполагают аналитики, либо НОВАТЭК пытается
использовать возможности по выходу на экспорт через СПГ,
поскольку ограничения Единой системы газоснабжения не позволяют
увеличить объем реализации газа.
Возможно, проект по строительству СПГ на Ямале нужно отложить
на более дальнюю перспективу с более благоприятной конъюнктурой
и технологическими возможностями, чем на 2016 год, чтобы
получить максимальный доход от реализации газа.
29.03.2010 г.
Старший эксперт-аналитик ГУ ИЭС
Горевалов Станислав
|
