3.2.3. Затраты в технологической цепи спг

Любая технологическая цепочка СПГ имеет специфические экономические характеристики. В частности, затраты на операции по сжижению и транспорту газа существенно зависят от следующих параметров:

• условия местности, где будет установлен завод по сжижению. Если рассматривать два завода, один из которых находится в индустриально развитой стране с развитой инфраструктурой, а другой в развивающейся стране, то будут выявлены расхождения в объеме инвестирования порядка 10%;

мощность завода. Экономия на масштабе связана с мощностью завода. Например,разница в объеме инвестирования между заводами с мощностью 5 и 10 млрд. куб.м/год позволяет снизить удельные капиталовложения на 25-30%;

• фактор загрузки мощностей. Значительный удельный вес постоянных затрат для всех звеньев цепи (сжижение - транспорт - регазификация) обуславливает чувствительность затрат к уровню использования оборудования;

• расстояние между терминалом загрузки и получения СПГ. Стоимость транспортировки СПГ практически линейно зависит от расстояния;

• выгоды, связанные с возможностью финансирования по привилегированной ставке. Значительный объем инвестиций и их перевод в амортизационные отчисления (возмещение инвестированного капитала) прямо коррелированы с реальной финансовой ставкой; издержки производства существенно зависят от этого параметра;

• налогообложение. Налогообложение может существенно увеличить цену продукции. Изменение налоговой ставки с 35% до 50% может увеличить цену СПГ более чем на 20%.

Принципиальные параметры для определения издержек производства СПГ и их распределения по стадиям переработки и транспортировки таковы: стоимость газа 16,5 долл./тыс. м³; норма амортизации - 8%; длительность инвестирования - 4 года; норма использования мощностей - 50% в первый год, 80% во второй, 100% в последующие; срок эксплуатации - 20 лет. Распределение издержек по стадиям производства представлено в табл. 3.2.

Таблица 3.2 Структура издержек по стадиям производства СПГ Стадии	долл./тыс. м3	%
Сжижение, включая стоимость газа	48,5	54,4
Транспорт	30,7	34,5
Регазификация	9,9	11,1
Всего	89,1	100

На основании анализа ряда проектов по производству и транспортировке СПГ можно сделать вывод, что рентабельность таких проектов достигается при цене реализации СПГ у потребителя не ниже 110 долл./тыс. м³.

Имеются и другие оценки структуры издержек производства СПГ (%): добыча и поставка газа на завод сжижения - 12; сжижение - 58; транспортировка - 13; регазификация - 17. Повидимому в данном случае речь идет о поставках СПГ на короткое расстояние [148].

По мере наращивания мощностей издержки производства СПГ снижаются, о чем свидетельствует рис. 16 [148]. При этом мощность одной технологической линии в 70-е годы составляла 1,5 млрд м³/год, в 80-е годы - 3,0 млрд м³/год в 90-е годы - 3,6-4,7 млрд м³/год (после реконструкции 5,4-5,8 млрд. м³). Мощность одной технологической линии в новых проектах 6,2-7,6 млрд. м³/год.

0% —

¹ 1970 1978 1985 1993 1995 1998 2000

Рис. 16. Снижение издержек производства СПГ 198

Как правило, технико-экономические показатели по различным предприятиям по производству СПГ приводятся для данного конкретного предприятия. Сопоставление технико-экономических показателей выполнено в [149].

Рассмотрены следующие предприятия: компаний Oman LNG LLS в Калхате (Оман), Nigeria LNG Ltd в Бонни-Айленд (Нигерия), Qatar Liquefied Gas Co (Qatargas) в Рас-Лаффане (Катар), RasLaffan LNG Co. Ltd (Rasgas) в Рас-Лаффане (Катар), Atlantic LNG Co. в Тринидаде и Тобаго. Сопоставительный расчет был выполнен для условий Катара. В состав капитальных затрат была включена стоимость природоохранных объектов. Учитывалась разница в составе исходного природного газа. Затраты на вспомогательное оборудование, в сооружение хранилищ и терминалы были приведены к сопоставимому виду. Принимались во внимание специфические особенности каждого предприятия по использованию уже имеющейся производственной инфраструктуры, извлечению углеводородов Сз—С4, серы. Сопоставительные данные приведены в табл. 3.3.

Таблица 3.3

Сопоставительные технико-экономические показатели по отдельным предприятиям по производству СПГ [149] Показатели	Oman LNG	Nigeria LNG	Qatargas	Rasqas	Atlantic LNG
Мощность, млн т/год	6,9	6,1	6,4	4,8	2,9
Число технологических линий	2	2	2	2	1
Год объявления о проекте	1995	1993	1995	1992	1995
Год начала эксплуатации	Февраль 2000	Сентябрь 1999	Июнь 1999	Декабрь 1998	Март 1999
Применяемая схема	APCI	APCI	APCI	APCI	Cascade
Удельные капиталовложения, долл./т	200	300	400	250	280
Эмиссия С02, т/т СПГ	0,25	0,30	0,32	0,32	0,35

Структура капиталовложений на перечисленных выше предприятиях по производству СПГ такова (%): технологические установки - 38-42; вспомогательные установки - 14-20; хранилища - 11-19; прочие объекты, включая портовые сооружения - 22-25.

Выбор мощности установок диктуется рядом специфических причин, главными из которых можно считать: повторение уже имеющихся установок, величина спроса на СПГ, наличие действующих в этом пункте мощностей. При этом выбор мощности предприятия на уровне 3-4 млн.т/год определяется желанием продублировать мощность уже имеющейся установки и ограничениями на сбыт СПГ; выбор мощности на уровне 5 млн.т/год обосновывается более высоким спросом на СПГ и уменьшением удельных капиталовложений; выбор мощности 8 млн.т/год и выше диктуется большим потенциальным объемом продаж и низкими удельными капитальными затратами [150].

Заметным при росте мощностей установок является также снижение прямых эксплуатационных затрат: если прямые затраты для установки мощностью 3 млн.т/год принять за 100%, то для установки мощностью 4 млн.т/год они будут ниже на 5%, 5 млн.т/год - на 10%, 6 млн.т/год - на 15%, 7 млн.т/год - на 25%, 8 млн.т/год - на 34% [150].

Нужно отметить значительное влияние стоимости транспорта СПГ: она примерно в 6 раз превышает стоимость транспорта нефтяного сырья. Теоретически можно сравнить стоимость транспорта газа по трубопроводу со стоимостью транспорта СПГ, представленных в одинаковых количествах для потребителя. По этому критерию, СПГ не будет рентабелен, пока расстояние между терминалами не превысит 3000-5000 км. На практике, решения по вопросу транспорта газа принимаются в соответствии с техническими или геополитическими соображениями.

Суммарные капитальные затраты при реализации типичных проектов СПГ приведены в табл. 3.4.

Приведенные цифры являются средними. Более детальные данные по конкретным проектам могут отличаться как от нижних, так и верхних показателей указанного интервала. Наряду с величиной мощности завода на стоимость СПГ оказывает влияние также расстояние транспортировки СПГ. По данным одного из проектов (мощность 6,9 млрд м³/год) инвестиции в стадию добычи газа составили 1 млрд долл., завод по сжижению - 1,25 млрд долл., 5 танкеров-метановозов - 0,9 млрд долл, приемный терминал и

199

регазификационный завод - 0,6 млрд долл., итого - 3,75 млрд долл. Средневзвешенная норма рентабельности проекта составила 13,7% [151].

Таблица 3.4

Элементы системы переработки и транспорта	Мощность
	5 млрд м3/год	10 млрд м3/год
Завод по сжижению	1400-2000	2000-2800
Метановозы (объем 130000 м3)	5 по 200-250	10 по 200-250
Терминалы и завод по регазификации	200-250	350-410
Всего	2600-3500	4350-5710

Ведущими компаниями, осуществляющими проектирование и строительство заводов по сжижению природного газа являются Bechtel Corp. (США), Chiyoda Corp. of Japan (Япония), JGC Corp. (Япония) и KBR (США). В последнее время к ним присоединилась компания Linde (Германия), реализующая норвежский проект Сновит [152]. Эти компании называют «клубом СПГ». Как правило, именно эти компании и их команды специалистов и менеджеров способны осуществить крупный проект СПГ. Именно эти компании выбираются инвесторами для строительства объектов мирового класса при ассигновании сумм, превышающих 5 млрд долл. Эти компании спроектировали и построили за последние 5 лет (2001-2005 гг.) порядка 10 объектов, часть из которых в новых местах, выполнив многочисленные технологические исследования, технико-экономические и коммерческие расчеты.

Маршруты следования СПГ отличаются расстояниями. Данные о протяженности отдельных маршрутов по доставке СПГ потребителю приведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5

Приме	рное расстояние доставки СПГ потребителю
Экспортер	Импортер	Расстояние, км.
США, Аляска	Япония	5250
Бруней	Япония	3840
Алжир	Франция	640
Алжир	Бостон, США	5600
Абу-Даби	Япония	11000
Индонезия	Япония	5900
Зап.Австралия	Япония	8000

Ниже приведены результаты расчетов стоимости СПГ у потребителя в зависимости от мощности завода сжижения и дальности расстояния транспортировки. За основу взяты данные по проектам среднего (мощность 7,8 млрд м³/год), крупного (15,6 млрд м³/год) и сверхкрупного (23,4 млрд м³) заводов по сжижению газа при расстояниях доставки в 2000, 6000 и 12000 км (табл. 3.6) [153].

Таблица 3.6 Показатели стоимости СПГ в зависимости от размера проекта и дальности доставки [153] Показатели	Мощность по СПГ, млрд м3
	7,8				15,6				23,4
	Расстояние доставки, км				Расстояние доставки, км				Расстояние доставки, км
	2000	6000	12000	2000		6000	12000	2000		6000	12000
Инвестиции, млрд долл.	4,70	5,48	6,60	7,78		9,34	11,59	10,48		12,82	16,19
Добыча и транспортировка газа	1,00	1,00	1,00	1,62		1,62	1,62	2,16		2,16	2,16
Завод по сжижению	2,20	2,20	2,20	3,57		3,57	3,57	4,75		4,75	4,75
Танкеры	0,40	1,18	2,30	0,80		2,36	4,61	1,20		3,54	6,91
Завод регазификации	1,10	1,10	1,10	1,79		1,79	1,79	2,37		2,37	2,37
Ежегодные затраты, млрд долл.	1,089	1,244	1,468	1,869		2,176	2,620	2,575		3,034	3,697
в т.ч.
Фиксированные	0,705	0,822	0,991	1,167		1,401	1,739	1,571		1,922	2,429
Стоимость газа	0,192	0,192	0,192	0,385		0,385	0,385	0,577		0,577	0,577
Ежегодные эксплуатационные затраты	0,192	0,230	0,285	0,317		0,390	0,496	0,427		0,535	0,691

Показатели	Мощность по СПГ, млрд м3
	7,8				15,6				23,4
	Расстояние доставки, км				Расстояние доставки, км				Расстояние доставки, км
	2000	6000	12000	2000		6000	12000	2000		6000	12000
из них:
Добыча и транспортировка газа	0,040	0,040	0,040	0,065		0,065	0,065	0,086		0,086	0,086
Сжижение	0,088	0,088	0,088	0,143		0,143	0,143	0,190		0,190	0,190
Эксплуатация танкеров	0,018	0,053	0,104	0,036		0,106	0,208	0,054		0,159	0,311
Горючее для танкеров	0,002	0,005	0,009	0,002		0,005	0,009	0,002		0,005	0,009
Регазификация	0,044	0,044	0,044	0,071		0,071	0,071	0,095		0,095	0,095
Цена СПГ у потребителя, долл./тыс. м3	105,6	122,4	147,8	90,8		107,3	132,0	83,2		99,7	124,1

Обобщение результатов расчетов зависимости стоимости СПГ от мощности завода и расстояния транспортировки приведено в табл. 3.7.

Таблица 3.7

Зависимость отдельных показателей СПГ в зависимости от величины проекта и расстояния транспортировки

(%)|153|

Показатели	Мощность по СПГ, млрд м3/год			Расстояние транспортировки СПГ, км
	7,8	15,6	23,4
Удельные капитальные вложения	100	82,7	75,0	2000
	100	85,0	78,0	6000
	100	87,8	81,7	12000
Цена СПГ у потребителя	100	85,9	78,8	2000
	100	87,6	81,4	6000
	100	89,3	83,9	12000

Как показывают расчеты, при увеличении мощности завода по производству СПГ удельные капиталовложения и цены снижаются, но степень снижения этих показателей ослабляется по мере увеличения расстояния доставки СПГ потребителю.

Рентабельность проектов по производству СПГ зависит от размера капиталовложений и стоимости исходного попутного газа. При росте стоимости проекта в 5 раз, его рентабельность может снизиться с 25% до 7,5%. При росте цены газа с 10 до 45 долл./тыс.м³ рентабельность снижается с 22% до 7%.

Существенное улучшение технико-экономических показателей производства СПГ определяют высокие темпы роста этого сектора энергетического рынка. По расчетам экспертов капиталовложения в реализацию проектов, намеченных к вводу в период 2003­2007 гг., составят 39,5 млрд. долл. Распределение этих капиталовложений по стадиям технологической цепочки производства, транспортировки и потребления СПГ приведены в табл. 3.8 [154].

Таблица 3.8 Капиталовложения в реализацию проектов СПГ (млрд долл.) [154] Стадии технологической цепочки	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.	2007 г.	Итого
Заводы по сжижению	2,1	3,0	5,0	5,5	5,5	21,1
Танкеры	3,6	2,5	2,0	2,5	1,5	12,1
Терминалы	0,8	0,5	1,0	2,0	2,0	6,3
Итого	6,5	6,0	8,0	10,0	9,0	39,5

В период 2006-2010 гг. в стадии реализации будут находиться 35 активных проектов СПГ, оцениваемые суммой в 50 млрд долл. В эту сумму, естественно, войдет часть инвестиций, приведенных выше. Большинство проектов осуществляются консорциумами компаний, среди которых самыми активными являются: BP, Chevron-Texaco, Conoco-Phillips, Газпром [155, 156].