Созданная промышленная инфраструктура энергетики, а также наличие планов по ее дальнейшему развитию ставят Австралию на одно из видных мест в мировом энергетическом пространстве. Развитие же национального энергопотребления Австралии соответствует наличию собственной топливно-сырьевой базы с учетом некоторого вытеснения угля природным газом, в особенности в производстве электроэнергии.
Какова современная роль этой страны в международном обмене энерго-сырьевыми товарами? Что может ожидать Россия в ближайшей перспективе от Австралии, устремления которой совпадают с соответствующими планами РФ по выходу на рынки АТР? Чтобы ответить на этот вопрос, постараемся сегодня определить ее место на мировом рынке сжиженного природного газа.
До 2015 г. Австралия являлась вторым после Индонезии крупнейшим экспортером СПГ в АТР и третьим (Катар на первом месте) в мире поставщиком этого энергоносителя на мировые рынки. Страна быстрыми темпами увеличивает производственные мощности в добыче газа и производстве СПГ, чему способствует непосредственное технологическое и практическое участие ведущих ТНК в разведке и добыче нефти и природного газа. Развитие проектов экспорта СПГ идет настолько быстрыми темпами, что начинает значительно опережать восполнение национальной топливно-сырьевой базы, что пока не представляет проблемы для реализации ряда проектов, несущих на себе повышенные риски в условиях современной волатильности мировых энергетических рынков.
Проявление тенденции к опережающему росту индекса добычи газа по сравнению с доказанными запасами становится заметным уже с начала ввода в эксплуатацию первого и крупнейшего нефтегазового комплекса на северо-западе страны. Этот комплекс – СП «Северно-западный шельф» (The North West Shelf Joint Venture) является источником добычи нефти, конденсата, но прежде всего природного газа, поставки которого на внутренний рынок были организованы за несколько лет до экспорта СПГ.
Экспорт СПГ начат в 1989 г., и только к середине 2008 г. проект вышел на максимальные мощности производства в объеме 16,3 млн. т СПГ год (после пуска пятой технологической линии).
Участниками проекта СП «Северно-западный шельф» изначально являются такие международные компании, как BP Developments Australia Ltd., Chevron Australia Pty Ltd, японские Mitsubishi и Mitsui, (ранее - Japan Australia LNG (MIMI) Pty Ltd.), Shell Development (Australia) Ltd., BHP Petroleum (North West Shelf) Pty Ltd., а также Woodside Energy Ltd.. Все имеют одинаковые долевые участия – 16,667%. Австралийская компания Woodside выступает оператором завода СПГ.[1]
Помимо упомянутого выше комплекса, продукция СПГ на базе традиционного природного газа производится в рамках еще двух действующих проектов международного характера ‑ Pluto и Darwin. В конце 2014 г. введен в эксплуатацию комплекс по производству СПГ на базе угольного метана в штате Квинсленд, рассчитанный на экспорт СПГ в Китай. По данным коммерческие операции начались в 2014 г., а первые отгрузки СПГ от второй технологической линии ‑ в текущем 2015 г.
В 2014 г. весь экспорт газа в виде СПГ из Австралии оценивается на уровне 31,6 млрд м3, при этом на экспорт СПГ на базе традиционного природного газа приходится 26,1 млрд м3.[1]
По мере создания новых мощностей производства СПГ в Австралии наблюдается возрастание удельных капиталовложений, в частности, на примере проекта Pluto, что обусловлено необходимостью выходить на освоение ресурсов в более сложных геологических условиях. Объекты освоения нетрадиционного газа (угольного метана) по удельным капиталовложениям находятся посередине между старым (NWS) и новым (Pluto) проектами освоения традиционного газа. Капиталовложения в традиционное и новое направление практические вышли на один уровень (по состоянию этих объектов на 2015 г. см. табл. 1).
Новые действующие объекты производства СПГ
Проект Pluto LNG
Объект Pluto LNG расположен в том же бассейне, что и NWS в бассейне Карнарвон (Northern Carnarvon Basin) в 190 км к северо-западу от г. Каррата (Karratha, Западная Австралия). Проект представляет собой СП в составе которого входят австралийская компании Woodside (90%, оператор), Tokyo Gas (5%) и Kansai Electric (5%). Японские компании включились в проект лишь в 2008 г. Компании Tokyo Gas (1,5 млн т/год) и Kansai Electric (1,75 млн т/г) имеют контрактную базу на поставки СПГ сроком на 15 лет, начиная с 2010 г. по 2025 г.
Газ, поступающий с месторождения Pluto и прилегающего к нему месторождения Xena, с низким содержанием двуокиси углерода (менее 2%), что не характерно для газа других залежей в этом бассейне. Начало поставок СПГ по контракту в свое время было перенесено на два года (на 2012 г. вместо 2010 г.) из-за задержек в строительстве парка емкостей для СПГ (Burrup LNG Park). Стоимость проекта по сравнению с первоначальной выросла почти на 25% (с A$12 млрд до A$14.9 млрд) из-за осложнённой геологической обстановки в районе группы месторождений Pluto бассейна Northern Carnarvon Basin.
Извлекаемые газовые ресурсы для этого проекта составляют 141,5 млрд м3, что позволяет рассчитывать на жизненный цикл объекта около 24 лет. Производительность единственной технологической линии ‑ 4,3 млн т СПГ/год.
Проект Darwin LNG
Объект Darwin LNG успешно эксплуатируется с 2006 г. и имеет контракты с японскими компаниями Tokyo Gas и Tepco на поставки 3 млн т СПГ/год вплоть до 2024 г. Строительство комплекса СПГ было начато в середине 2003 г. и официально введено в эксплуатацию в январе 2006 г., т.е. заняло всего 2,5 года. Морское газовое месторождение Bayu-Undan соединено трубопроводной системой протяженностью 502 км с заводом СПГ в районе Wickham Point. Регулярные отгрузки товарной продукции осуществляются раз в неделю. Участниками этого проекта являются ConocoPhillips (57,2%, оператор), австралийская Santos (11,4%), Inpex (11,3%), Eni (11%), Tepco (6%) и Tokyo Gas (3%).
На заводе применяется технология оптимизированной каскадной системы ConocoPhillips Optimised Cascade Process®. Точно такой же процесс применяется на первом в США заводе СПГ на Аляске Kenai LNG.
Таким образом, если суммировать действующие три проекта производства СПГ на базе традиционного газа, то совокупные мощности СПГ на текущий момент (август – сентябрь 2015 г.) составляют около 24 млн т/год или 32 млрд м3/год по сухому газу. С учетом двух объектов производства СПГ из нетрадиционного газа производственные мощности возрастают уже до – 40,2 млн т СПГ/год, 54,7 млрд м3. Это выдвигает в 2015 г. Австралию на первое место в АТР по потенциалу экспорта СПГ в регионе.
Освоение ресурсов нетрадиционного природного газа и связанные с ним действующие объекты
Проект Queensland Curtis LNG (QCLNG)
Проект является одним из трех проектов (QCLNG—8.5 млн т/год; GLNG—7 млн т/год; APLNG—9 млн т/год;) освоения австралийских резервов газа угольных пластов для поставок на экспорт в форме СПГ. Проект вышел на стадию коммерческих операций в 2014 г. Завод СПГ расположен на острове Curtis Island, недалеко от г. Gladstone, штат Квинсленд. Имеет две технологические линии на общую производительность 8,5 млн т/год.
Участниками проекта являются: Т 1 - Группа BG - 50% и CNOOC - 50%; Т 2 BG 97,5% и Tokyo Gas - 2,5%. Проект берет начало на месторождениях бассейна Сурат (Surat на юге штата Квинсленд) и заканчивается в районе завода СПГ на острове Куртис (500 км). Угольный метан подается на завод австралийской компанией Origin Energy и партнером ‑ ConocoPhillips.Окончательное инвестиционное решение было принято в октябре 2010 г. после того, как правительство штата выдало соответствующее разрешение. Первая продукция СПГ получена в декабре 2014 г. на первой технологической линии, вторая линия должна войти в строй в третьем квартале 2015 г.
Проект Gladstone (GLNG) имеет плановый срок начала выпуска продукции СПГ ‑ 2015 г.
Ресурсная база проекта ‑ бассейны Bowen и Surat. Первоначальная плановая производительность – 7,8 млн т/год на двух технологических линиях завода СПГ, расположенного на расстоянии 420 км от газовых площадей Fairview. Экспортный завод СПГ и терминал расположены на острове Curtis Island недалеко от г. Gladstone. В основе технологии сжижения лежит оптимизированный каскадный процесс компании ConocoPhillips, как и в проекте Darwin LNG.
Одна из крупных в Австралия национальных компаний ‑ Santos (30%) является участником совместного предприятия, в состав которого входят малазийская Petronas (27,5%), Total (27,5%) и корейская KOGAS (15%). Окончательное инвестиционное решение было принято партнерами СП в январе 2011 г. после утверждения правительством (октябрь 2010 г.) экологического отчета этого проекта. Работы начаты в мае 2011 г., а первые плановые поставки продукции в 2015 г. Компания Santos подписала контракты на поставки продукции с импортерами – компаниями Total и Petronas еще в 2010 г.
Изначально, контракты предполагают поставки СПГ в равных количествах (по 3,5 млн т/год) в Малайзию и Южную Корею, соответственно в 2014 - 2015 гг. Однако в 2014 г. в Малайзию было отгружено только 0,1 млн т СПГ, а в Южную Корею – 1,2 млн т.
Australia Pacific LNG представляет собой еще один из трех проектов производства СПГ на базе угольного метана (газ угольных пластов). Сырьевой базой являются все те же угольные ресурсы на востоке страны в штате Квинсленд. Проект организован тремя компаниями австралийской Origin (оператор 37,5%) , ТНК ConocoPhillips (37,5%) и китайской компанией Sinopec (25%). Австралийская компания занимается подготовкой добывающей инфраструктуры, а ТНК – инфраструктурой получения, хранения и средств отгрузки СПГ.
Контрактная база этого проекта предполагает начало поставок СПГ в Китай в 2015 г. для компании Sinopec 4,3 млн т/год сроком на 20 лет (т.е. до 2035 г.). Условия поставок не определены. Вторая очередь – с 2016 г. по 2036 г. – поставки СПГ в адрес этой же компании в объеме 3,3 млн т/год на условиях ФОБ.
Нетрадиционные газовые ресурсы (газ угольных пластов) привлекают в Австралию компании из стран АТР, такие как Sinopec, China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), Tokyo Gas, China National Petroleum Corporation (CNPC). Интерес здесь проявляется как к сфере покупки будущих поставок СПГ, так и активов, обеспечивающих соответствующее производство. Очевидно, активный интерес китайских компаний к австралийскому газу угольных пластов во многом обусловлен необходимостью совершенствования опыта вовлечения аналогичных ресурсов в экономический оборот у себя в стране, где имеются большие запасы угольного топлива.
К проектам ближайшего будущего, которые уже находятся на различных стадиях строительства, относятся три объекта – это Gorgon (2016 г.), Ichthys (2017 г.) и Wheatstone (2017 г.).
Проект Gorgon находится на стадии заключительной подготовки к плановой эксплуатации. Проект реализуется в рамках совместного предприятия в составе австралийских подразделений таких компаний, как Chevron (47,3 %), ExxonMobil (25 %), Shell (25 %), Osaka Gas (1.25 %), Tokyo Gas (1 %) и Chubu Electric Power (0.417 %).
По состоянию на июнь 2015 г. проект выполнен на 90%. Заканчивается ввод в эксплуатацию подводной части газосборной системы на месторождении Jansz-Io, активизированы элементы гидро-электроконтроля управления подводными клапанами, что позволит подавать газ на сжижение. Все модули, входящие в систему технологической линии 1 в процессе завершения монтажа. Линии 2 и 3 также находятся в стадии монтажа. Все восемь (для СПГ) и два (для конденсата) рукавов уже смонтированы на причальном комплексе. Проект реализуется на базе месторождения Jansz-Io, находящегося в границах группы месторождений Большой Горгоны (the Greater Gorgon area), которая расположена в 130-220 км к северо-западу от западного побережья Австралии. Завод который размещается на острове Барроу (Barrow Island) и имеет производительность 15,6 млн т СПГ/год, На внешние рынки отгрузка СПГ будет осуществлять по причальной системе протяженностью 2,1 км, а для австралийского рынка – по газопроводу на материковую часть.
По разным причинам экономического и ресурсного характера произошло изменение структуры акционеров за счет уменьшения долевого участия, и даже полного выхода отдельных участников из проектов. В 2004 г. Shell продала свою долю 6,4% stake в проекте Wheatstone LNG партнеру из Кувейта – KUFPEC. На фоне обострения международной конкуренции со стороны проектов поставок СПГ в РФ, США и в Африке некоторые австралийские проекты могут остаться на бумаге.
Тем не менее, к проектам ближайшей перспективы относится проект Wheatstone. Проект Wheatstone предполагает начало экспорта СПГ Японию в 2017 г. (7,57 млн т/г) до2037 г.
Проект Wheatstone Project является совместным предприятием с участием австралийских подразделений таких компаний, как ТНК Chevron (64,14 %), кувейтской Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (KUFPEC) (13,4%), австралийской Woodside Petroleum Limited (13 %), японской Kyushu Electric Power Company (1,46 %), а также PE Wheatstone Pty Ltd, в которой японская компания TEPCO имеет долевое участие (8 %).
В настоящее время состояние проекта находится на уровне 65% его готовности, продолжается завоз оборудования на площадку завода СПГ. Холодильные установки (cold boxes) доставлены для монтажа первой технологической линии. Морской причал оборудуется для отгрузки СПГ. Морская газоперерабатывающая платформа в 225 км от г. Ashburton North, соединена с плавучим жилым комплексом на 440 человек персонала для завершения пуско-наладочных работ.
Подводные трубопроводные системы уложены, установка оборудования продолжается. Окончательное инвестиционное решение было принято в 2011 г. и в декабре того же года начато строительство. Проект Wheatstone Project включает как наземную часть в районе северной стратегической промышленной зоны (Ashburton North Strategic Industrial Area) в 12 км к западу от г. Onslow в районе Pilbara (западная Австралия).
Основной проект включает две технологические линии СПГ общей производительностью 8,9 млн т/год , а также газовую инфраструктуру для подачи топлива на внутренний рынок.
Сырьевая база проекта на 80% обеспечена природным газом месторождений Wheatstone и Iago, которые разрабатываются филиалом Chevron ‑ Chevron Australia при участии австралийских филиалов компаний Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (KUFPEC) и Kyushu Electric Power Company, совместно с PE Wheatstone Pty Ltd (с Tepco – 8%). Остальная часть газа (20 %) будет поставлять от месторождений Julimar и Brunello, которые находятся в эксплуатации филиалами Woodside Petroleum Limited и Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (KUFPEC).
Около 85% долевой продукции компании Chevron зарезервировано за премиальными покупателями СПГ.
Ряд проектов, таких как Pluto, Ichthys, Gorgon, Wheatstone, Gladstone, и Queensland Curtis претерпел пересмотр первоначальных оценок капиталовложений. Так, например, проект Pluto LNG превысил первоначальные инвестиции на 30%. Соответственно, Ichthys LNG, как и проект Pluto, являются одними из самых дорогих проектов СПГ в мире, в расчете на единицу номинальной мощности.
Компания Chevron объявила о повышение долларового бюджета проекта Gorgon LNG (на 46% с момента принятия окончательного инвестиционного решения в 2007 г.) с $37 млрд до $54 млрд.
В сложных инвестиционных условиях в Австралии принимается решение о введении льготного налогового режима. Согласно новому положению льготный режим применения налога Petroleum Resource Rent Tax- PRRT с 2012 г. стал распространяться на такие объекты, как Северо-западный шельф (North West Shelf), проекты освоения сланцевой нефти и метана угольных пластов (shale oil and coal seam gas projects). Налог PRRT вычитается из налогооблагаемой базы компаний и составляет 40% от облагаемой налогом прибыли. Прибыль в свою очередь рассчитывается как доход за вычетом операционных расходов, текущих издержек, расходов на разведку, ликвидацию активов и перенесенных на будущие периоды налогов PRRT.
Место национальных компаний в международном газовом бизнесе
Крупные австралийские компании, как правило, выступают операторами масштабных международных проектов. Так, национальная компания Woodside Petroleum является оператором завода СПГ в двух международных проектах (NWS и Pluto). Более мелкие национальные компании Santos (разведка и добыча), Origin Energy и Beach Energy (добыча и сбыт) поставляют сырье для международных проектов или работают на внутреннем рынке.
Ннефтегазовая компания Woodside Petroleum Ltd – публичная австралийская компания с ограниченной ответственностью, имеющая интересы в разведке и добычи углеводородов как в Австралии, так и за рубежом. Вертикально-интегрированная компания с развитым газовым сектором и производством СПГ. Высокую концентрацию газового бизнеса она сочетает со вспомогательным значением для нее нефтяного производства. В газовом секторе на два крупнейших проекта приходится около 79% поступлений от оперативной деятельности этой компании.
Компания была создана в 1954 г. под наименованием Woodside (Lakes Entrance) Oil Co NL. Название происходит от города Woodside в провинции Виктория, где были начаты первые разведочные работы на нефть. В течение десяти лет исследований на суше и в акватории штата Виктория работы оказались безуспешными. В 1963 г. компания получила лицензию на разведку ресурсов на северо-западном шельфе Австралии, что явилось материальной основой будущего международного проекта North West Shelf, развивающегося и до настоящего времени. В 2014 г. объем экспортной продукции проекта NWS составил 256 партий товара, при этом 18 партий СПГ были реализованы на спотовом рынке. В августе 2015 г. была поставлена юбилейная 4000 партия СПГ для АТР. В нефтяном производстве компания имеет долевые участия от 50% (в месторождении Stybarrow) до 66,7% (блок AC/L5 Laminaria-Corallina) в добыче нефти на пяти месторождениях. Добыча нефти на месторождениях группы Woodside находится в стадии их истощения. На самом крупном из них – Vincent – годовое производство нефти составляет 8,4 млн барр (доля Woodside – 5 млн барр – 60% в соответствии с долевым участием). На всех месторождениях группы компания Woodside выступает оператором, кроме Stybarrow.
В 2014 г. активы компании выросли на 1,3% г/г и составили $24 млрд. Тогда же цена акции на последний торговый день на закрытии биржи составляла A$38,01, капитализация – A$ 31,3 млрд. На конец августа 2015 г. рыночная капитализация компании опустилась в район A$24,7 млрд. при цене одной акции в A$30. По состоянию на 8 августа 2015 г. цена акции опустилась еще ниже – до A$29,68.
Вместо заключения
Около 96% добываемого природного газа в стране приходится на три нефтегазносных бассейна – Gippsland Basin в штате Виктория, Cooper-Eromanga Basin в центральной части Австралии и Carnarvon Basin в Северо-Западной Австралии.
В ближайшей перспективе мощности по производству СПГ в Австралии могут увеличиться на 45,5 млн т СПГ/год (около 62 млрд м3/год). Основная часть новых проектов, которые находятся на финальных этапах реализации (кроме Australia Pacific LNG) создаются под ресурсную базу традиционного природного газа.
Доказанные запасы газа в Австралии в конце прошлого – начале текущего столетия многократно увеличились с 0,52 трлн м3 в 1992 г. до 2,3 трлн м3 – к концу 2004 г. В текущем столетии темпы роста запасов газа замедляются, а в последние два года (2013-14 гг.) остаются на одном уровне и составляют 3,7 трлн м3.
С учетом действующих в 2015 г. проектов производства СПГ новые мощности к 2018 г. создают потребности в традиционном и нетрадиционном природном газе на уровне около 95 млрд м3, при этом на долю традиционных газовых ресурсов приходится основная часть – около 64%.
Источники:
1. BP Statistical Review of World Energy, June 2015.
2. http://www.woodside.com.au/Investors-Media/announcements/Documents/18.02.2015%202014%20Annual%20Repo... Woodside. Annual report 2014.
3. http://www.offshore-technology.com/projects/pluto/
4. APPEA Production Statistics 2014.
5. http://www.industry.gov.au/Energy/EnergyMarkets/GasMarketDevelopment/Pages/default.aspx
6. http://www.slideshare.net/turloughguerin/australian-energy-white-paper-2015
7. Poten & Partners. LNG Contracts Data Base.
8. http://abarrelfull.wikidot.com/queensland-curtis-lng-termin
10. http://products.originenergy.com.au/files/APLNG_Project_Overview.pdf
11. http://www.lngworldnews.com/tag/gorgon-lng/
12. http://www.chevronaustralia.com/our-businesses/wheatstone
13. http://www.hydrocarbons-technology.com/projects/queenslandcurtislng/
14. http://www.slideshare.net/turloughguerin/australian-energy-white-paper-2015
15. Bloomberg
[1] Во второй половине 2014 г. проект NWS отметил 30-летие производственной деятельности в газовом деле (организованы первые газопроводные поставки на внутренний газовый рынок на западе страны) и 25 лет с момента организации на его базе поставок СПГ на мировые рынки. Рост производства СПГ на этом проекте замедляется, поскольку, с одной стороны, производство приблизилось здесь к номинальным мощностям, а с другой – происходит истощение его ресурсной базы.
[2] Данные BP Statistical Review of World Energy, June 2015. Экспорт СПГ на базе традиционного природного газа рассчитан по разности между добычей природного газа и его потреблением в стране. В 2014 г. экспорт СПГ из нетрадиционного газа можно оценивать на уровне около 5,5 млрд м3. Однако это не подтверждается прямыми данными национальной статистики. По показателям национальной статистики – APPEA Production Statistics производство СПГ в 2014 г. составило 27,8 млрд м3, а метана угольных пластов – 6,4 млрд м3, т.е. всего добыча природного газа (традиционного и нетрадиционного) составила свыше 34 млдр м3, что с учетом разного рода затратных статей примерно могло бы соответствовать экспорту СПГ в соответствии с прямыми данными BP -31,6 млрд м3 в 2014 г.
