Примечания:

1) PtArun lng принадлежит государственной нефтяной компании Индонезии Pertamina (55%), американской компании Exxon Mobil (30%), индонезийской jilco (15%);

2. Badak LNG принадлежит Pertamina (55%), индонезийским компаниям JILCO (15%) и VICO (10%), американской компании Unocal (10%) и французской Total (10%);

3. MLNG владеют малайзийская государственная компания Petronas (60%), Royal Dutch/Shell (17,5%), Mitsubishi (17,5%), власти провинции Саравак(5%);

4. NWS принадлежит австралийским компаниям Woodside и ВНР, американской компании Chevron, англо­голландской компании Royal Dutch/Shell, японским компаниям Mitsui и Mitsubishi, причем каждый участник имеет долю 16,66%;

5. 50% - Правительство султаната Бруней, по 25% Royal Dutch/Shell и Mitsubishi;

6. 51% акций ADGAS имеет государственная компания Abu Dhabi National Oil Co., Mitsui (24,5%), BP(16,33%), Total (8,17%);

7. СП Qatar General Petroleum Co. (65%), Exxon Mobil(10%), Mitsui (7,5%), Total(10%);

8. СП Qatar General Petroleum Co. (70%), Exxon Mobil (30%);

9. СП правительства Омана (51 %), Shell (30%), Total (5%), Mitsubishi, Marubeni (no 7%);

10. СПВР(34%), British Gas (26%), Repsol-YPFSA(20%), Cabot LNG (10%), Natural Gas of Trinidad and Tobago (10%).

11. Egyptian LNG (Idku) - Ministry of Petroleum Egypt, BP, Petronas, Gaz de France, Egyptian General Petroleum Corp.

12. Se Gas (Damietta) - Union Fenosa Gas (80%), Egyptian General Petroleum Corp., EGAS (20%)

В период 2003-2005 гг. введены новые мощности по сжижению природного газа. Завершено строительств третьего блока завода в Нигерии мощностью 4,5 млрд м³/год; пущены две технологические линии на заводе в Тринидаде и Тобаго суммарной мощностью 7,4 млрд м³/год; новая технологическая линия на заводе в Бинтулу (Малайзия) мощностью 10,5 млрд м³/год (проект «Tiga»); четвертая установка компании North West Shelf мощностью 5,8 млрд м³/год; третья установка в Катаре компании Rasgas в Рас-Лаффане мощностью 6,6 млрд м³/год. Кроме того проводится модернизация установки в Катаре компанией Qatargas (увеличение мощности на 2,1 млрд м³/год, а также завершено строительство завода по сжижению природного газа в Египте мощностью 6,9 млрд м³/год (проект «Damietta»). Суммарный прирост мощностей в 2002-2005 гг. составил 43,9 млрд м³/год [158].

Среди объявленных проектов, реализация которых намечена на период после 2005 г., следует назвать: создание четвертой и пятой технологических линий на заводе в Нигерии суммарной мощностью 11,6 млрд м³/год; четвертой и пятой линий на заводе в Тринидаде и Тобаго мощностью 8,8 млрд м³/год; строительство заводов по сжижению природного газа в Норвегии мощностью 5,7 млрд м³/год и в Египте мощностью 5,0 млрд м³/год (проект «Idku»). Первая очередь проекта Idku была введена на 15 недель раньше срока в 2005 г.

Кроме этого имеется большое количество потенциальных проектов, среди которых могут быть названы: два проекта в Нигерии (расширение комплекса на о. Бонни и нового комплекса в Западной Нигерии) суммарной мощностью 11,0 млрд м³/год; проект расширения заводов в Дамиетте мощностью 6,9 млрд м³/год и Идку мощностью 5,0 млрд м³/год в Египте; проекты создания новых заводов в Намибии мощностью 6,9 млрд м³/год и Анголе мощностью 9,7 млрд м³/год; проект расширения завода компании NWS в Австралии на 6,9 млрд м³/год; два проекта расширения заводов компании Rasgas и Qatargas в Катаре соответственно на 6,2 и 5,5 млрд м³/год; проекты расширения заводов в Омане на 4,1 млрд м³/год, Брунее на 8,2 млрд м³/год, в Бонтанге (Индонезия) - на 12,4 млрд м³/год; проекты расширения завода в Тринидаде и Тобаго на 6,6 млрд м³/год и создания нового завода в Венесуэле мощностью 5,5 млрд м³/год.

Начиная с конца 90-х годов в специальной литературе появились сообщения о проектах создания крупных заводов по сжижению природного газа. В частности, многократно упоминались австралийские проекты «Gorgon», «Bonaparte», «Bayu-Udan», «Sunrise»; индонезийский проект «Natuna», объявленный вначале как самый крупный проект по производству СПГ (мощность 19,5 млрд м³/год), но затем скорректированный до 6,5 млрд м³/год; американский проект «Alaska North Slope» мощностью 18,2 млрд м³/год; два проекта создания заводов по сжижению газа в Иране на базе месторождения Южный Парс суммарной мощностью 7,8 млрд м³/год; проект создания завода в Йемене мощностью 7,6 млрд м³/год; российский проект создания завода по сжижению на о. Сахалин мощностью 7,8

млрд м³/год.

Рынок сжиженного природного газа (СПГ) будет быстро расширяться. По оценке эксперта консалтинговой фирмы Douglas-Westwood Ltd (Кантербери, Великобритания) Стива Робертсона на развитие мировой индустрии СПГ в период 2003-2007 гг. будут затрачены капиталовложения в объеме 39 млрд долл.

По оценке Международного энергетического агентства суммарное потребление природного газа будет возрастать к 2025 г. среднегодовым темпом 2,8%, что выше, чем темпы роста потребления нефти (1,8% в год) и каменного угля (1,5%). Удельный вес природного газа в структуре топливно-энергетического баланса увеличится с 23% в 2003 г. до 28% в 2025 г. Общий рост спроса на природный газ является одним из наиболее значимых факторов роста индустрии СПГ.

Вторым важным фактором является рост импорта газа. Импорт растет в странах, не имеющих собственных ресурсов газа (Япония, Южная Корея, ряд европейских стран), развивающихся странах, имеющих относительно небольшие запасы газа, но высокие темпы роста его потребления (Китай, Индия), развитых странах, имеющих крупную газодобывающую отрасль, которая прошла пик своего развития (США, Великобритания).

Третьим важным моментом следует считать необходимость монетизации запасов газа труднодоступных месторождений.

Влияние указанных факторов обусловливает ускоренный рост спроса на СПГ.

В период 2005-2008 гг. намечено строительство 25 новых технологических линий по производству СПГ суммарной мощностью 162,1 млрд м³/год. Некоторые из намеченных проектов являются расширением действующих предприятий, другие - это новые объекты.

Прогноз ввода экспортных мощностей составлен на основе анализа оценок консалтиноговых компаний Douglas-Westwood и Wood McKenzie и Gas Technology Institute, причем в перечень вошли только наиболее надежные по возможностям реализации проекты (табл. 3.10).

Таблица 3.10 Наиболее вероятные проекты новых заводов по сжижению №№ п/п	Страна	Компания-оператор	Год пуска	Число линий	Мощность, млрд м3/год
1	Папуа - Новая Гвинея	Tangguh LNG	2008	2	10,5
2	Австралия	North West Shelf	2008	1	5,8
3	Австралия	Darwin LNG	2008	1	5,2
4	Россия	Сахалин - 2	2007, 2008	2	13,5
	Итого Азия			6	35,0
5	Катар	Ras Laffan LNG	2006	2	13,0
6	-»-	Qatargas II	2008	2	21,5
7	-»-	Ras Laffan LNG	2008, 2009	2	21,5
8	Оман	Qalhat LNG	2006	1	5,1
9	Йемен	Yemen LNG	2008	2	8,6
	Итого Бл. Восток			9	69,7
10	Нигерия	Nigeria LNG	2005,2006	2	11,3
11	-»-	-»-	2007	1	5,7
12	-»-	Brass LNG	2009	2	11,0
13	Экваториальная Гвинея	Marathon	2007	1	5,0
14	Ангола	Chevron-Texaco	2009	1	5,5
	Итого Африка			7	38,5
15	Тринидад и Тобаго	Atlantic LNG	2005	1	7,2
16	Перу	Peru LNG	2008	1	6,2
	Итого Америка			2	13,2
17	Норвегия	Snohvit LNG	2007	1	3,7
	Всего			25	162,1

Список проектов, предполагающих обеспечение региона Атлантического бассейна (Восточное побережье США и атлантическое побережье Европы), приведен в табл. 3.11.

Таблица 3.11 Потенциальные поставщики СПГдля района Атлантического побережья [145] Проекты и установки	Мощность, млрд м3/год
Расширяемые установки
Atlantic LNG (установки № 2 и 3)	9,1
Nigerian LNG (№ 3)	4,5
RasLaffani NG(№3)	6,5
Итого	20,1
Возможное расширение
Atlantic LNG (№№ 4 и 5)	8,8
Nigerian LNG (№№ 4 и 5)	10,5
Oman LNG (№3)	4,8
RasLaffanLNG(№4)	6,5
Итого	30,6
Предполагаемые новые проекты
Angola LNG	4,1
Egypt, Damietta	4,1-6,2
Egypt, Union Fenosa	5,5-11,0
Egypt, Idku	4,1-6,2
Egypt, Shell	4,4
Iran LNG	11,0-13,8
Nigeria LNG (новый завод)	4,1-8,2
Venezuela, N.Paria	5,5
Venezuela, Jose	2,9
Norway, Snohvit	5,5
Итого	51,2-67,8
Всего	101,9-118,5

Перечень проектов, намеченных обеспечивать рынок АТР, приведен в табл. 3.12.

Таблица 3.12 Потенциальные поставщики СПГна рынок Азиатско-Тихоокеанского региона и западного побережья США и Мексики [145] Проекты, установки	Мощность, млрд м3/год
Расширение действующих производств
Malaysia Tiga 2003	9,4
North West Shelf, установка № 4	5,8
Ras Laffan (№ 3)	6,5
Bayu Undan	4,1
Qatargas	4,4
Итого	30,2
Возможное расширение
Oman LNG (№3)	4,8
Bontang (установка № 1, фаза J)	8,3
Ras Laffan (№ 4)	6,5
Brunei LNG (№6)	5,5
Qatargas(№4 и №5)	9,7
North West Shelf (№5)	5,8
Итого	40,6
Возможные новые проекты
Gorgon (Австралия)	9,7
Bayu-Undan (Дарвин, Австралия)	6,6
Tangguh	4,8-9,6
Papua-New Guinea	5,5
Сахалин 1 (Россия)	13,2
RasLaffan(№5 и №6)	9,7
Iran, South Pars	13,8
Сахалин 2(Россия)	6,6-13,2
Итого	69,9-81,3
Всего	140,7-152,1

По более поздним сведениям для обеспечения азиатского рынка, а также западного побережья США и Мексики, в качестве потенциальных предполагаются следующие проекты: Tangguh в Индонезии (мощность 9,7 млрд м³/год), North West Shelf № 5 в Австралии (мощность 6,2 млрд м³/год), Bontang № 1, фаза J (мощность 4,1 млрд м³/год), российский проект завода СПГ на о. Сахалин (мощность 11 млрд м³/год), Pacific LNG в Боливии (мощность 9,7 млрд м³/год), Camisea в Перу (мощность 5,5 млрд м³/год), Gorgon и Sunrise в Австралии (мощность соответственно 9,7 и 6,9 млрд м³/год), Yemen LNG в Йемене (мощность 4,1 млрд м³/год), South Pars в Иране (6,9 млрд м³/год) [150].

Следует отметить, что список проектов является чрезвычайно подвижным, поскольку отдельные объявленные проекты замораживаются или вообще аннулируются, у других сдвигаются сроки ввода, появляются новые проекты. Однако ряд упомянутых проектов можно считать в достаточной мере надежными, а сроки их ввода в эксплуатацию реальными, поскольку уже имеются соглашения о покупке СПГ со стороны фирм-потребителей.

В частности, индонезийский проект Tangguh , акционерами которого являются British Petroleum (37,2%), Mitsubishi Corp. (16,3%), Nippon Oil (12,2%), British Gas Group (10,7%), Konematsu Corp. (10,0%), Nissho Iwai Corp. (1,1%), China National Offshore Oil Co. (12,5%), уже имеет контракты на поставку СПГ компании Japan Gas Corp. (Япония), KBR (Ю.Корея), PT Perfafenikki (Индонезия), а также на китайский терминал в пров. Фудзянь. Акционеры проекта ищут дополнительные рынки на Филиппинах, Тайване, а также у других компаний в Японии и Ю.Корее.

Проект Tiga в Бинтулу (Малайзия), уже имеющий 2 установки, в мае 2003 г. пополнился третьей установкой. Суммарная мощность комплекса достигла 11,2 млрд м³/год). Акционерами комплекса Tiga являются: малайзийская национальная нефтегазовая компания Petronas (60%), правительство провинции Саравак (10%), Royal Dutch/Shell Group (15%), Nippon Oil (10%) и Diamonds Gas Netherlands (5%). Покупателями газа согласно заключенным контрактам являются японские компании Tokyo Gas, Osaka Gas (2,2 млрд м³), Tokyo Electric Power (0,7 млрд м³), Tohoku Electric Power (1,2 млрд м³), Japex (0,7 млрд м³), южнокорейская компания Korea Gas (2,8 млрд м³). Суммарный объем заключенных контрактов, большинство из которых долгосрочные, 7,6 млрд м³ (2/3 от мощности проекта).

В Австралии проект North West Shell № 4, имеющий мощность 5,8 млрд м³/год, обеспечен долгосрочными контрактами с японскими компаниями Kyushu Electric (0,7 млрд м³), Tokyo Gas (1,9 млрд м³), Osaka Gas (1,4 млрд м³), Chubu Electric (0,8 млрд м³), Tohoku Electric (0,6 млрд м³), южнокорейской компанией Korea Gas (0,7 млрд м³), а также Shell, компанией, которая взяла на себя обязанность обеспечить потребление продукции будущего завода по производству СПГ. Другой австралийский проект Darwin (называемый также Bayu Undan) мощностью 4,8 млрд м³/год обеспечен контрактами с японскими компаниями Tokyo Electric Power и Tokyo Gas на 17 лет с ежегодной покупкой 4,1 млрд м³ газа. Более того, японские компании - покупатели СПГ приобрели 10% акций проекта.

Египетские проекты Damietta призваны обеспечить СПГ страны Средиземноморья. В состав акционеров входят египетская национальная нефтяная компания EGPC, египетская газовая компания Egas, британская газовая компания BP Group, французская государственная компания Gaz de France и малайзийская государственная нефтегазовая компания Petronas. Продукция завода № 1 по проекту Damietta рассчитана на использование во Франции компанией Gaz de France. Завод № 2, проект которого был объявлен в 2003 г., должен обеспечивать продукцией европейские страны и США.

Нигерийский проект Nigeria LNG включает в свой состав очереди №№ 1 и 2, пущенные в эксплуатацию в 1999 г., очередь № 3, вошедшую в строй в 2002 г., а также очереди №№ 4 и 5, намеченные к вводу в 2005 г. Суммарная мощность проекта - 23,5 млрд м³/год. Акционерами проекта являются нигерийская национальная нефтяная компания NPC (49%), компания Shell Gas BVC (25,6%), французская компания Total LNG Nigeria Ltd (15,0%) и итальянская компания Agip International (10,4%). СПГ с заводов № 1 и 2 закупают компании: ENEL (Италия) - 3,5 млрд м³, Gas Natural (Испания) - 1,6 млрд м³, Transgas (Португалия) - 0,4 млрд м³, Botas (Турция) - 1,2 млрд м³, Gaz de France - 0,5 млрд м³; с завода № 3 - Gas Natural (Испания) - 2,7 млрд м³, Transgas (Португалия) - 1,0 млрд м³; с строящихся заводов № 3 и 4 СПГ будут покупать Transgas (Португалия) - 2,0 млрд м³. ENI (Италия) - 1,5 млрд м³, Shell Western (на американский рынок) - 1,5 млрд м³, Iberdrola (Испания) - 0,5 млрд м³, British Gas и др. - 3,3 млрд м³.

Американская компания Chevron-Texaco еще в 1999 г. объявила о начале реализации проекта по строительству завода по производству СПГ в Анголе. Мощность завода - 5,5 млрд м³/год. Участники проекта - Chevron - Texaco (32% акций), ангольская государственная компания Sonangol (20%), British Petroleum (12%), Total (12%), Exxon (12%), Norsk Hydro (12%). Покупателем должна стать компания Chevron - Техасе Однако, несмотря на солидный состав участников проект пока не реализован.

Американская компания Marathon Oil разработала предварительное технико- экономическое обоснование строительства завода по производству СПГ в Экваториальной Гвинее мощностью 4,8 млрд м³/год. Компания Marathon и британская газовая компания British Gas подписали протокол о намерениях, согласно которому British Gas обязуется покупать 4,7 млрд м³ в год в течение 17 лет.

Крупное строительство намечено в странах Ближнего Востока. В частности, компания Qatargas намерена построить 4^й завод по производству СПГ мощностью 5,5 млрд м³/год. Основной потенциальный покупатель СПГ с этого завода - Испания. Строительство 5^го завода планирует компания Total для обеспечения растущего европейского рынка. Американский нефтяной гигант Exxon Mobil совместно с Qatargas обсуждают план создания еще двух заводов суммарной мощностью 9,7 млрд м³/год для проектируемых новых терминалов в США.

Другая компания по производству СПГ из Катара Ras Laffan LNG (Rasgas) ввела в 2004-2005 гг. два завода мощностью 6,5 млрд м³/год каждый. Сбыт продукции этих заводов осуществляется в Индию, причем на новые терминала Дахэй и Когин предполагается

33

поставлять соответственно 6,9 и 3,5 млрд м в год. Кроме этого, 4,8 млрд м в год покупает итальянская энергетическая компания Edison и 3,5 млрд м³ - корейская компания Korea Gas. Всего в Катаре в 2010 г. предполагается производить 62 млрд м СПГ.

В Омане на разных стадиях разработки находятся 7 проектов создания заводов по производству СПГ. Компания Oman LNG предполагает построить 3 новые установки. Создается новая компания Qalhat LNG, совладельцами которой являются правительство Омана (52% акций) , компания Oman LNG (40%) и компания-потребитель Union Fenosa (8%). Новый завод имеет мощность 5,1 млрд м³/год. Часть СПГ намечено сбывать компании Union Fenosa.

В Западной Европе в 2006 г. начнет функционировать завод по производству СПГ на о. Мелкойя в Норвежском море. Мощность завода 5,8 млрд м³/год, стоимость проекта - 6,3 млрд долл. Газ должен поставляться с месторождения Snohnt (Белоснежка). Кроме СПГ на заводе будут получать сжиженные газы С₃-С₄ и газовый конденсат. Оператором проекта является норвежская государственная компания Statoil, владеющая 22,3% акций. Совладельцами компании являются Total (18,4%), Gaz de France (12%), Norsk Hydro (10%), Amerada Hess (3,3%), RWE-DEA Norge (2,81%), Svenska Petroleum Exploration (1,19%), правительство Норвегии (30%). Часть газа купит испанская компания Iberdrola SA, часть будет поставляться в США на терминал в Коув-Поинт, штат Мэриленд.

В Тринидаде и Тобаго функционируют два завода по производству СПГ, продукция которых идет в Испанию и США; строится завод № 3, обсуждаются проекты новых заводов для обеспечения как традиционных (США, Испания), так и новых рынков (Мексика, Бразилия, страны Карибского бассейна и Центральной Америки).

С 1970 г. обсуждался проект создания завода по производству СПГ в Венесуэле, однако экономическая ситуация в стране не позволяла начать реализацию проекта, хотя за дело планировали взяться компании Shell и Mitsubishi. Из других проектов, пока не подкрепленных договорами о сбыте СПГ, следует указать совместные проекты Иранской национальной нефтяной компании с British Gas и ENEL (NIOC LNG), British Petroleum и индийской компанией Reliance Petroleum Industry (Iran LNG), Total и Petronas (Pars LNG), испанской Repsol и Shell (Persian LNG). Каждый проект предполагает строительство завода мощностью 11,0-12,4 млрд м³/год. Предполагаемые рынки сбыта - Европа, Индия.

В Латинской Америке намечены проекты строительства заводов по производству СПГ в Боливии и Перу.

Среди объявленных проектов (табл. 3.12) наиболее амбициозные программы по строительству установок сжижения природного газа представили Катар и Иран. Но если намерения Катара базируются на уже имеющемся опыте строительства подобных установок, наличии плодотворных связей с потребителями, достаточных финансовых возможностях, умении управлять крупными проектами СПГ, то позиция Ирана пока до конца не прояснена.

В настоящее время осуществляется проект разработки гигантского газового месторождения Южный Парс, но основные объемы природного газа предназначаются для внутреннего потребления. «Ирану нужно решить, хочет ли он экспортировать природный газ в виде СПГ или нет» - задает вопрос президент консалтинговой компании FACTS (Гавайские острова, США) Ф. Фешараки. «Если нет твердых обязательств, то необходимо прекратить все дискуссии на эту тему и быть открытым в своих сомнениях, поскольку правительство не может колебаться и держать своих клиентов в неопределенности» - утверждает опытный эксперт, известный своими прогнозами развития нефтяного и газового рынка Азии.

Иран располагает крупными (кроме Южного Парса) газовыми месторождениями, такими как Лавен-Айленд на шельфе Персидского залива, Балал, Табнак, Хома, Шануль, Гордан. Сформированы совместные предприятия South Pars LNG (National Iranian Oil Co., Total, Petronas); Persian LNG (National Iranian Oil Co., Repsol-YPF, Shell); NIOC LNG (National Iranian Oil Co., BG, ENI, NIGAS), причем первое ориентировано на Азию, а два других - на Европу и, возможно, на Мексику.

Однако, если газовый проект Южный Парс успешно развивается, то остальные проекты СПГ в Иране пока не продвинулись.

На основании данных о возможном расширении действующих производств СПГ и о новых проектах составлена таблица, характеризующая изменение региональной структуры производства СПГ в перспективе (табл. 3.13).

Таблица 3.13 Современное состояние и прогноз региональной структуры мощностей по производству СПГ Регионы, страны	2001 г.		2005 г.		2010 г.
	млрд м3	%	млрд м3	%	млрд м3	%
Африка
Алжир	20,6		26,1		26,1
Ливия	3,4		3,5		3,5
Нигерия	8,1		13,1		41,4
Египет	-		16,8		16,8
Ангола	-		-	-	5,5
Намибия	-		-		5,0
Итого	32,1	20,4	59,5	27,3	98,3	26,1
Северная и Южная Америка
Тринидад и Тобаго	4,5		13,2		26,8
США	1,8		1,8		1,8
Венесуэла	-		-		5,5
Итого	6,3	4,0	15,0	6,9	34,1	9,1
Западная Европа
Норвегия	-	-	-	-	5,6	1,5
Юго-Восточная Азия
Индонезия	40,9		40,9		51,4
Малайзия	21,3		33,1		33,1
Бруней	9,9		9,9		9,9
Австралия	10,4		16,6		27,6

Регионы, страны	2001 г.		2005 г.		2010 г.
	млрд м3	%	млрд м3	%	млрд м3	%
Итого	82,5	52,5	100,5	46,2	122,0	32,4
Ближний Восток
Катар	19,4		24,5		80,5
Абу-Даби	7,9		7,9		7,9
Оман	8,8		10,0		10,0
Йемен	-		-		8,6
Итого	36,1	23,1	42,4	19,6	107,0	28,4
Россия	-	-	-	-	9,5	2,5
Всего	157,0	100,0	217,6	100,0	376,5	100,0

Если принять в качестве гипотезы, что все из указанных выше проектов будут реализованы, то можно ожидать, что доля суммарных мощностей заводов, обслуживающих побережье Атлантического океана (США, Западная Европа) к 2010 г. будет возрастать, хотя и не достигнет доли стран-производителей, обслуживающих азиатский рынок (табл. 3.14).

Таблица 3.14 Прогноз соотношения мощностей по производству СПГ, обслуживающих различные рынки (%) Показатели	2001 г.	2005 г.	2010 г.
Мощности заводов, обслуживающих Атлантическое побережье (заводы Африки, Европы, США, Тринидада и Тобаго, Венесуэлы)	24,4	34,2	40,3
Мощности заводов, обслуживающих азиатский рынок (заводы Индонезии, Малайзии, Брунея, Австралии, ближневосточных стран)	75,6	65,8	59,7

Среди проектов, не упомянутых ранее в литературе, упоминается проект строительства завода СПГ в Кантхо, Вьетнам. Совместное предприятие по строительству завода СПГ наметили создать французская фирма Total (60%) и вьетнамская Vietnam Sea Products (40%).

Имеются сообщения о новых проектах заводов СПГ в Пуэрто-Рико (2 технологические линии суммарной мощностью 7,8 млрд куб.м; пуск в 2004 г.).

Среди стран, выразивших желание участвовать в получении СПГ, можно упомянуть Румынию (совместный с США проект создания терминала по приемке 1,3 млрд куб.м СПГ в Констанце стоимостью 180 млн долл.). Открывается новый терминал по приему СПГ в Мексике (близ г.Сьюдад-Хуарес). Работавший здесь ранее небольшой нефтеперерабатывающий завод мощностью 1,2 млн т/год превращается в пункт обслуживания приема СПГ из г. Одесса, шт. Техас (США). Британская фирма Color Gas Ltd и нидерландская фирма SHV Energy BV заплатили 62 млн долл. за пакет акций бразильской дистрибьютерской компании Supergasbras Distribuidora de Gas SA с целью увеличения поставок СПГ в Бразилию.

Резюмируя вышесказанное, можно констатировать, что СПГ, являясь конкурентным энергоносителем, обладает рядом преимуществ и недостатков. К преимуществам можно отнести то обстоятельство, что транспорт СПГ более гибок по сравнению с трубопроводным транспортом. Прокладка трубопровода жестко закрепляет маршрут транспортировки природного газа, а также его поставщиков и потребителей. Перевозка СПГ метановозами, как правило, осуществляется в рамках комплексного проекта СПГ, где также строго оговариваются условия перевозки, поставщики и потребители. Однако в случае изменения конъюнктуры рынка, транспорт СПГ легче адаптируется к изменяющимся условиям: здесь есть возможность варьировать не только объемы поставок, но и маршруты следования метановозов. Обычно точки экономического баланса смещаются в сторону СПГ при расстояниях свыше 3500 км. Газопроводы сверхбольшой протяженности требуют более высоких вложений, чем проекты СПГ. Начальные капиталовложения в такие трубопроводы могут составить десятки миллиардов долларов. Немаловажной является проблема сохранения их целостности по всей протяженности. При транспортировке природного газа по международным газопроводам большой протяженности часто возникают политические сложности при пересечении территории некоторых стран. Водный транспорт СПГ в значительно меньшей степени зависит от политических осложнений.

К недостаткам проектов СПГ можно отнести их высокую капиталоемкость, длительный срок окупаемости проектов, а также высокие риски, которые обусловлены значительными финансовыми вложениями.

В настоящее время в Европе широко развернулись процессы либерализации газовых рынков. С принятием Европейской Газовой Директивы в начале 1998 г. страны Западной Европы, а также и Россия взяли курс на усиление конкуренции в газовом секторе. Это позволило ограничить монополию производителей, а также снизить цены на газ для конечных потребителей. Положительным примером проведения подобных мероприятий являются газовые рынки США и Великобритании, на которых за счет либерализации цены на газ снизились на 25-30%. Однако у Директивы есть и негативная сторона. Директива приветствует развитие краткосрочных сделок. Долгосрочные контракты, типичные для СПГ, попадают в зону риска.

До середины 1997 г. перспективы развития СПГ казались безграничными. Однако, после азиатского экономического кризиса будущее проектов СПГ уже не представлялось таким безоблачным - производители СПГ вынуждены были бороться за традиционные рынки сбыта, а также искать новые, зачастую менее выгодные и более рискованные маршруты поставок. Страны с высокой платежеспособностью, такие как Япония, Южная Корея и государства Западной Европы, снизили объемы закупок СПГ. Наиболее сильно в условиях кризиса пострадала нарождающаяся спотовая торговля СПГ. Торговля СПГ с немедленной поставкой и оплатой товара стремительно упала в 1997 г. до 1,64 млрд куб.м, достигнув с 1993 г. самого низкого уровня. В 1997 г. доля, приходящаяся на торговлю с оплатой товара на месте, составила 1,5% от общей мировой торговли СПГ (2,3% в 1996 г. и 3,5% в 1995 г.). В целом рынок СПГ испытал существенное превышение предложения над спросом.

Экономические трудности, снижение темпов роста экономики и девальвация валют ряда азиатских стран повлияли на возможности реализации ряда проектов СПГ в азиатском регионе. Особенно заметное воздействие оказала девальвация валют, поскольку контракты на поставку СПГ заключались в долларах США, обесценение местных валют сделало проекты СПГ значительно более дорогими для этих стран.

Многие проекты СПГ оказались под угрозой задержек в их осуществлении или же вовсе аннулирования.

К тому же существовали так называемые «спекулятивные» проекты СПГ. Их «спекулятивность» состоит в том, что они возникают под воздействием сознательно завышенных странами-импортерами прогнозных оценок спроса на газ в будущем. Это делается для того, чтобы подтолкнуть страны-производители к расширению производства, наращиванию мощностей, спровоцировав тем самым перепроизводство и снижение цен на газ. К т.н. спекулятивным эксперты относят проекты Natuna (Индонезия), Alaska North Slope (США), Sucre (Венесуэла), South Pars (Иран), проект в Папуа - Новой Гвинее и ряд других.

Единственной возможностью поддержания конкурентоспособности индустрии СПГ является снижение цен на газ для конечных потребителей, а следовательно снижение издержек производства. Это может быть осуществлено двумя путями: совершенствованием технологии и использованием эффекта масштаба производства. В прошлом строительство заводов СПГ требовало очень высоких затрат. Технологический прогресс в области процесса сжижения, производства оборудования и выбора металлов оказал серьезное влияние на улучшение экономических показателей данной отрасли. Как показала оценка строящихся мощностей и объявленных проектов, трудности периода 1997-1998 гг. были преодолены и в настоящее время перспективы СПГ выглядят достаточно оптимистично.

Наиболее характерной чертой развития индустрии СПГ в начале нового тысячелетия является увеличение доли краткосрочных контрактов и разовых сделок, что безусловно расширяет возможности сбыта СПГ. Немалым фактором повышения спроса на СПГ является наличие потенциальных емких рынков Китая и Индии, рост спроса на СПГ в США из-за резкого повышения цен на местный природный газ.