3.4. Возможности производства и использования спг в России

3.4.1. Выход России на мировой рынок спг

Россия - самая богатая страна по запасам газа и возможностям его добычи - пока не является членом «клуба СПГ». Для России, как и для любой другой газодобывающей страны, желающей наладить производство СПГ, желательно детально проанализировать ситуацию с перспективами роста спроса, оценить сильные и слабые стороны индустрии СПГ. С этой целью может быть использована методика SWOT-анализа [146]. Сильные и слабые стороны, возможности и угрозы индустрии СПГ представлены на рис. 20.

Преимуществами индустрии СПГ, которыми в полной мере может воспользоваться Россия, являются:

• наличие громадных запасов природного газа и возможность «монетизировать» труднодоступные месторождения газа; снижение затрат, как капитальных на сооружение объектов технологической цепочки СПГ, так и эксплуатационных затрат на производство, транспортировку, хранение и распределение газа;

• снижение затрат в мировой индустрии СПГ (на 40% за последние 12 лет) объясняется следующими четырьмя основными причинами: «эффектом масштаба» при укрупнении объектов, усовершенствованием технологии за счет использования более совершенных

газовых турбин и более мощных компрессоров, замены паровых турбин на дизельные двигатели для танкеров, снижения стоимости строительства танкеров-метановозов; • увеличение гибкости поставок за счет дерегулирования рынка.

ПРЕИМУЩЕСТВА	НЕДОСТАТКИ
Возможность «монетизировать» крупные, но труднодоступные месторождения газа. Снижение издержек и рост конкурентоспособности СПГ за счет технологических усовершенствований и «эффекта масштаба». Увеличение гибкости поставок за счет дерегулирования рынка.	Высокие капитальные затраты, долгосрочное строительство. Общественные опасения насчет безопасности проектов СПГ. Чувствительность к налоговым изменениям и внутренним политическим рискам. Ограниченность финансовых ресурсов для реализации крупных проектов СПГ. Ограничение надежности проекта из-за истощения запасов.
ВОЗМОЖНОСТИ	УГРОЗЫ
Появление новых рынков и рост спроса. Диверсификация участников на протяжении технологической цепочки СПГ. Экономическая обоснованность увеличения мощностей заводов по сжижению, размеров танкеров, терминалов. Снижение входного барьера для новых участников. Рост краткосрочных контрактов, сделок «спот» и «своп» Объединение инфраструктуры СПГ с электростанциями комбинированного цикла.	Угрозы терроризма, саботажа, аварий, способные ухудшить общественное мнение относительно проектов СПГ. Возможность возникновения региональных избытков мощности и роста конкуренции СПГ - СПГ. Контрактная нестабильность на протяжении срока жизни проекта СПГ. Опасность увеличения правительствами стран - участников рынка СПГ мер по ужесточению фискальных механизмов.

Рис. 20 Анализ сильных и слабых сторон современной мировой индустрии СПГ (SWOT-анализ)

Возможности новых рынков большинство экспертов оценивают как благоприятные. Компания Royal Dutch Shell - ведущий производитель СПГ - оценивает мощности по производству СПГ к 2012 г. на уровне 470 млрд м . Представители Департамента информации и министерства энергетики США считают, что уже в 2007 г. мощности по производству СПГ достигнут 265 млрд м³, а к 2030 г. потребление СПГ сравняется с потреблением угля [197].

По оценке консалтинговой компании CERA международная торговля СПГ достигнет в 2020 г. почти 500 млрд м³. [198].

По оценке Международного энергетического агентства в период до 2030 г. межрегиональная внешняя торговля СПГ может возрасти в 4 раза и достигнуть 680 млрд м , что покроет почти 75% ожидаемого прироста межрегиональной торговли природным газом. Ожидается, что в 2030 г. более половины фигурирующего на мировом рынке природного газа будет составлять СПГ [199].

В то же время ряд экспертов считает, что на рынке СПГ возможны волны перепроизводства, что естественным образом приведет к снижению цен на СПГ и риску невозврата капиталовложений в дорогостоящие проекты. Более того, имеются мнения, что спрос на СПГ завышен. В частности, так считает руководитель консалтинговой компании Transmar Consult Inc. (г. Хьюстон, шт. Техас, США) Дж. Шевриер. По мнению этой консалтинговой фирмы, которая провела детальное исследование рынка СПГ [197], эксперты организаций, сделавших прогноз, в частности, Международного энергетического агентства, «носили очки с очень розовыми стеклами». По мнению экспертов из Transmar Consult Inc. ведущими потребителями СПГ в перспективе ожидаются США, Китай и Индия, которые располагают альтернативными источниками ресурсов и, в случае удорожания СПГ, могут ориентироваться на уголь, атомную энергетику. В пользу своего прогноза умеренного роста спроса на СПГ эксперты из Transmar Consult Inc. приводят еще и такие факторы, как: задержки в реализации проектов, финансовые ограничения в связи с тем, что инвестиционное сообщество старается ограничить объем капитала, подвергаемого риску.Проблему производства и использования СПГ в России можно разделить на две части: 1) реализация крупномасштабных проектов производства СПГ, имеющих в основном экспортную ориентацию; 2) создание относительно небольших предприятий по сжижению природного газа для решения разнообразных задач развития экономики России. В данном разделе рассмотрены возможности развития индустрии СПГ в России путем реализации ряда крупных проектов.

В связи с тем, что значительные разведанные и особенно прогнозные запасы газа сосредоточены на шельфах омывающих Россию морей и океанов и что сейчас формируются новые крупные, динамично развивающиеся газовые рынки в отдаленных от России регионах, уже в недалеком будущем встанет задача адекватного изменения всей стратегии развития газовой промышленности нашей страны, и в частности активного участия на мировом рынке сжиженного природного газа (СПГ). Уже в ближайшее время Россия реально может стать одним из производителей и экспортеров СПГ. Возможные проекты по производству СПГ приведены на рис. 21.

Лунское газоконденсатное месторождение (Сахалин II)	Штокмановское месторождение (шельф Баренцева моря)	Харасавейское месторождение (п-ов Ямал)
Запасы: 550 млрд м3	Запасы: 3,2 трлн м3	Запасы: 1 трлн м3.
Мощность завода СПГ: 14 млрд м3	Мощность завода СПГ: 25 млрд м3	Мощность завода СПГ: 32 млрд м3.
Суммарные инвестиции: 10 млрд долл.	Суммарные инвестиции: 15-20 млрд долл.	Суммарные инвестиции: 8,9 млрд долл.
Год реализации: 2007 г.	Год реализации: 2010 г.	Год реализации: 2010 г.
Компания-оператор: «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани ЛТД»	Проект реализуется компаниями ОАО «Газпром» и Statoil.	Рентабельность данного проекта находится ниже допустимого уровня.
Заключенные контракты: с компанией Kyushu Electric Power Company Inc. на поставку 0,5 млн т СПГ в год в течение 20 лет. Рынки сбыта: Япония; Китай; Ю. Корея; США (западное побережье)	Рынки сбыта: страны Западной Европы: 10-15% производимого СПГ; США (восточное побережье): 85-90% производимого СПГ.	Рынки сбыта: страны Западной Европы; США (восточное побережье)

Рис. 21. Перспективные проекты создания производства СПГ в России

В 2001 г. наблюдательный совет компании - оператора «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд» утвердил план второго этапа реализации проекта «Сахалин-2», ключевыми моментами которого являются строительство завода по сжижению газа и экспорт СПГ в страны Азии. Однако до загрузки первого танкера сахалинским газом, намеченной на лето 2008 г., необходимо решить ряд вопросов, главный из которых - заручиться гарантиями на покупку СПГ, что в связи с начавшимися преобразованиями на рынках газа в странах АТР и новыми тенденциями в маркетинге СПГ будет непросто.

Для того, чтобы полнее оценить масштаб проекта «Сахалин-2», достаточно сказать, что такая крупная компания, как Shell, считает его крупнейшим газовым проектом за последние 30 лет. В рамках проекта разрабатываются два месторождения - нефтяное Пильтун- Астохское и газоконденсатное Лунское. Суммарные извлекаемые запасы месторождений составляют 140 млн. т нефти и около 550 млрд м³ газа. Оба месторождения расположены на северо-восточном шельфе острова Сахалин, приблизительно в 15 км от берега. Реализация проекта осуществляется на условиях соглашения о разделе продукции, заключенного в 1994 г. оператором проекта компанией «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд».

После недавнего перераспределения акций в связи с уходом американской компании Marathon Oil акционерами «Сахалин Энерджи» остались три компании - англо-голландский концерн Royal Dutch/Shell (55%) и японские Mitsui (25%) и Mitsubishi (20%) в лице своего дочернего предприятия Diamond Gas Sakhalin. Общая сумма инвестиций в проект составляет

258

около 10 млрд. долл. Реализацию проекта Сахалии-2 намечено организовать по схеме соглашения о разделе продукции (СРП). Доходы от реализации продукции, в первую очередь, должны пойти на выплату роялти - 6% от добываемых углеводородов, а затем на компенсацию затрат инвестора. В последующие периоды доходы должны распределяться между Российской стороной и компанией «Сахалин Энерджи» в зависимости от рентабельности проекта. Расчет прибыли ведется по формуле 3.4.

П = {В-(Т + А)}(1-Р),

где П - чистая прибыль фирмы; В - выручка от реализации добытой продукции; Т - текущие затраты, включающие роялти и ряд других сборов и платежей; А - амортизация; Р - ставка налога на прибыль.

Это упрощенная схема, не учитывающая большое число других платежей и налогов, которые в основном учитываются в составе текущих затрат (Т). Она предусматривает «Раздел выручки», которую инвестор использует для покрытия текущих и капитальных затрат, уплаты налогов и получения чистой прибыли. Принципиальная схема расчетов по СРП, которая взята за основу проекта Сахалин-2, приведена на рис. 22.

Рис. 22. Принципиальная схема расчетов в СРП

Газовая концепция проекта предусматривает сжижение газа и его последующую транспортировку танкерами на мировые рынки. Поэтому важнейшим компонентом второго этапа проекта является строительство в районе незамерзающего порта Корсаков на юге острова завода по сжижению природного газа мирового класса, который будет не только первым в Российской Федерации, но и одним из крупнейших в мире. Там же будут сооружены нефтяной и газовый терминалы, к которым через весь остров на расстояние около 800 км будут проведены магистральные нефте- и газопроводы.

Комплекс завода будет включать в себя две технологические линии производительностью 6,6 млрд м³/год СПГ каждая, два резервуара хранения объемом по 100 тыс. м³ и один причал для отгрузки СПГ. Для сжижения газа будет применена разработанная компанией Shell новейшая технология с использованием двойного смешанного хладагента [200, 201].

(3.4)

Производимый на обеих технологических линиях СПГ намечено подавать в резервуары-хранилища и загружать на судно при помощи специального оборудования. СПГ

будет транспортироваться танкерами при атмосферном давлении и при своей атмосферной точке кипения. Выработанный в технологических линиях конденсат будет перекачиваться на расположенный рядом терминал отгрузки нефти.

Причал рассчитывается на прием танкеров вместимостью до 145 тыс. м . Компоновка причала позволит осуществить причаливание и швартовку самых больших судов без ограничений по условиям приливов или погодным условиям. В случае возникновения ледовых условий будет обеспечено ледокольное обслуживание для проводки танкеров через льды и очистки акваторий вокруг причала СПГ. Предполагалось, что добыча газа на Лунском месторождении и отгрузка СПГ начнется в 2006 г., однако реально поставки СПГ потребителям начнутся скорее всего летом 2008 г.

На первый взгляд, принятие решения о форме экспорта газа в пользу СПГ не очевидно хотя бы потому, что расстояние от Сахалина до Японии невелико. Учитывая, что разделяющий два острова пролив Лаперуза местами сужается всего до 43 км и имеет вполне умеренную глубину 50-118 м, морское продолжение транссахалинского магистрального газопровода до острова Хоккайдо не могло не иметь финансовой привлекательности. В проекте «Сахалин-1» предпочтение отдается именно трубопроводному экспорту газа.

Причин, по которым морские перевозки для проекта «Сахалин-2» были предпочтены трубопроводному варианту, несколько:

• «жесткость» газопровода», который мощью своей трубы надолго привязывает поставщика к определенному покупателю. Для того, чтобы реализовать трубопроводный вариант, необходимо было найти такого потребителя, который согласился заключить долгосрочный контракт на поставку газа, извлеченного за весь жизненный цикл месторождений, т.е. закупать ежегодно 14 млрд м на протяжении по крайней мере 25 лет. На данный момент контракты такого рода - все еще большая редкость. Проект СПГ позволяет одновременно ориентироваться сразу на нескольких покупателей на азиатском рынке. Более того, морские перевозки газа допускают изменять географию торговых операций, как на Североазиатском рынке, так и в США и/или на открывающемся рынке СПГ в Индии;

• другая причина состоит в том, что в организационном плане, например, получение земельных отводов и прочих согласований, на строительство завода проще, чем трубопровода, что особенно справедливо для Японии, где наблюдается огромный земельный дефицит.

Повлияла и прошедшая за последние годы оптимизация экономики индустрии СПГ. Дополнительная экономия будет достигаться также за счет масштабности проектируемого завода. Но основной «проектообразующей» причиной остается маркетинговая гибкость СПГ. И это свойство бизнеса СПГ должно помочь акционерам решить проблемы с поиском покупателей для своего товара.

Для реализации второго этапа проекта предполагалось получение значительного внешнего финансирования в размере 12 млрд. долл. Первоначально договоров о кредитах не было, как и договоров о поставках СПГ с покупателями. Компания «Сахалин Энерджи» получила кредиты и заключила договора с покупателями СПГ. Получению контрактов на поставку СПГ руководители проекта придавали огромное значение. Руководство Shell Exploration & Production Services считало, что первоочередной задачей для старта проекта является получение гарантий о покупке газа и заключение финансовых соглашений с кредитными организациями. Основная трудность в получении финансирования состояла в том, чтобы представить гарантии выхода с сжиженным газом на дальневосточный рынок.

Преимущества сахалинского СПГ на рынке АТР состоят в следующем: 1. Географическое преимущество. Страны, на которые ориентируется со своим газом компания, поставляют СПГ из Австралии, с Ближнего Востока и из азиатских стран. Сахалин расположен в 3 раза ближе к Японии и Корее, чем Австралия, и в 5 раз - ближе, чем Ближний Восток. Это означает, что компании-оператору потребуется меньше танкеров для доставки своего товара на рынки, что непосредственно скажется на ценах.

На ценах скажется и сравнительно низкая себестоимость продукции, обеспечиваемая не только масштабами производства, но и прохладным климатом на Сахалине, что имеет большое значение при функционировании криогенной техники.

2. Поставки газа с Сахалина обеспечивают покупателям диверсификацию источников газа по сравнению с другими мощностями, которые готовы предложить их традиционные поставщики. И это сильный аргумент, особенно для осторожных азиатских клиентов.

3. Преимущество компании «Сахалин Энерджи» состоит в силе акционеров, имеющих богатый опыт и квалификацию в специфическом бизнесе СПГ. Комбинация таких компаний, как Shell, одной из родоначальников индустрии СПГ, и других авторитетных японских компаний, которые будут заниматься продвижением сахалинского газа на японском рынке, служит дополнительным аргументом.

Ключевая задача проекта - поиск покупателей газа - сейчас решена более чем на 76%, долгосрочные договоры на покупку сахалинского газа заключены с шестью японскими и одной корейской компанией. Российский газ в объеме 2,2 млрд м³ СПГ в течение 20 лет с момента начала работы завода будет направляться не на азиатский рынок, а на западное побережье Северной Америки. Танкеры с российским газом будут ждать на новом терминале в мексиканском штате Баха Калифорния. Газ предполагается использовать на рынке Мексики, растущий дефицит на котором приходится восполнять из американской Калифорнии по очень высоким ценам. Остальной газ пойдет в США (Калифорния). Суммарный объем по всем заключенным соглашениям на продажу Сахалинского газа составляет более 10 млрд м³ [202].

Кроме уже заключенных контрактов на приобретение сахалинского СПГ, перечисленных ранее, имеется договоренность, что в перспективе компания Tokio Electric Power (TEPCO) - крупнейший потребитель СПГ в Японии - готова приобрести 2,1 млрд м³ (1,5 млн т) в год сжиженного газа. Естественно, что это соглашение достигнуто не без участия японских акционеров компании Sakhalin Energy (55% акций Shell, 45% Mitsui и Mitsubishi).

Другой крупнейший потребитель СПГ компания Osaka Gas также вела переговоры с Sakhalin Energy, которые закончились тем, что Osaka Gas признала компанию Sakhalin Energy приоритетным поставщиком СПГ. Еще одна газовая компания Японии Toho Gas заключила с Sakhalin Energy соглашение о поставках в район г. Нагоя 0,4 млрд м³ (0,3 млн т) СПГ в год начиная с 2010 г. Как показал японский опыт соглашений по продажам СПГ, если такие крупные игроки, как Tokyo Electric и Tokyo Gas заключают договоры с компанией- поставщиком СПГ, то за ними сразу тянутся и менее крупные газовые и энергетические компании Японии [199,203,204].

Потенциальным покупателем сахалинского СПГ является также Южная Корея, где недавно введен третий по счету терминал по приемке СПГ, а также Китай, где китайская компания Sinopec рассматривает Sakhalin Energy как наиболее перспективного поставщика СПГ на предполагаемый к строительству терминал в г.Циндао.

Для сахалинского СПГ в качестве положительного фактора может оказаться такой момент, как «укорачивание» контрактов (постепенный переход от долгосрочных к средне- и краткосрочным контрактам). Учитывая сезонность потребления СПГ в Японии и, особенно, в Южной Корее и, возможно, в Китае, может возникнуть ситуация, когда для таких стран могут потребоваться срочные поставки СПГ, тогда близость сахалинского СПГ может оказаться решающим фактором в заключении контрактов [199].

Обсуждаются перспективы вхождения Газпрома в состав акционеров проекта Сахалин- 2. С этой целью создан совместный управляющий комитет, регулирующий процесс вхождения российского газового монополиста в состав проекта. Вхождение предполагается через продажу Газпрому 25% акций Сахалин-2 в обмен на долю Сахалина-2 в разработке месторождения «Заполярное» (неокомские залежи).

Следует отметить также один, но весьма существенный негативный момент в реализации проекта Сахалин-2, а именно, возникшие у Министерства природных ресурсов

РФ претензии по поводу экологических нарушений, допущенных компанией-оператором проетка (Sahalin Energy).

Из имеющихся российских проектов СПГ (кроме Сахалинского, судьба которого решена и Харасавэйского, перспективы которого не ясны) перспективным является Штокмановский проект [203]. Реализация такого масштабного проекта возможна в случае установления кооперационных и интеграционных связей с потребителями, в первую очередь с энергетическими и газовыми компаниями стран-потребителей, а также с тренснациональными или национальными компаниями, имеющими опыт в реализации крупномасштабных проектов СПГ, включая все звенья производственно-транспортной цепочки: разработки схемы эксплуатации, бурении скважин, добычи газа, строительства подводного газопровода, транспортировки газа на берег, сооружения завода сжижения, транспортировки СПГ, регазификации СПГ и сбыта природного газа. Международная практика свидетельствует, что для реализации подобных крупномасштабных проектов СПГ создаются консорциумы фирм, осуществляющие совместные действия участников с целью оптимизации и реализации всех звеньев проектной цепочки [204].

Газпром уже нашел одного из участников консорциума, а именно, норвежскую нефтегазовую компанию Statoil. По результатам 2003 г. компания Statoil не вошла в первую двадцатку по величине запасов углеводородов (нефти и газа в пересчете на нефтяной эквивалент), по показателю добычи углеводородов, по соотношению запасов и добычи. Однако компания Statoil по показателю капитализации (24 млрд долл.) занимала 16-е место среди мировых нефтегазовых компаний; по стоимости активов (29 млрд долл.) - 12-е место, по соотношению активов и капитализации (1,2) - 6-е место; по соотношению капитализация/запасы (38 долл./т.) - 11-12-е места; по показателю капитализация/добыча (643 долл./т.) - 14-е место; по показателю капитализация/добыча газа (1685 долл./тыс. м³) - 15-е место. В 2003 г. годовая выручка компании Statoil составляла 35 млрд долл. (10-е место); чистая прибыль составила 2,4 млрд долл. - 10-е место; рентабельность как отношение чистой прибыли к объему продаж составила 6,74%, а отношение капитализации к объему продаж - 0,7. Компания Statoil уже на протяжении нескольких последних лет устойчиво входит в число мировых нефтегазовых компаний.

В 2006-2007 гг. компания Statoil осуществляет пуск крупного завода сжижения природного газа и начинает отгрузки СПГ в США. При этом компания Statoil осуществляет весь комплекс работ, начиная с обустройства месторождения Сновит (Белоснежка), прокладки подводного газопровода, добычи газа, его сжижения, транспортировки и заканчивая сбытом продукции на рынке СПГ [205, 206].

Компания Statoil работает на североамериканском рынке почти 15 лет и имеет там собственную маркетинговую группу. Этой компании принадлежит треть мощностей завода по регазификации на терминале Коув Пойнт (штат Мериленд, США). Пока эти мощности загружаются СПГ из Тринидада и Тобаго, но после ввода собственного завода по сжижению Statoil начнет поставлять на этот терминал норвежский СПГ. Компания Statoil выиграла опцион на расширение мощностей завода по регазификации на 7,7 млрд м³, что позволит компании после 2009 г. контролировать мощности по регазификаиции до 10,3 млрд м³. На этот терминал предполагается подавать 2,4 млрд м норвежского СПГ с 2006 г. Остальные мощности потенциально свободны для будущего российского СПГ.

Удачный выбор Газпромом компании Statoil в качестве участника консорциума можно объяснить, во-первых, схожестью условий месторождений Сновит и Штокмановского; во- вторых, наличием у компании Statoil технологии подводной разработки месторождения с направлением многофазной продукции по трубопроводу на берег без разделения компонентов; в-третьих, владением компании Statoil маркетинговой сетью в регионе сбыта; и наконец, в-четвертых, ожидаемым в США (основном регионе сбыта СПГ) ростом спроса и, по мнению экспертов, сохранением на достаточно высоком уровне цен на газ.

Как уже отмечалось, в период с 2006 г. СПГ на терминал Коув-Поинт в США будет поставлять компания Statoil, а Газпром будет поставлять потребителям в Европе эквивалентное количество сетевого природного газа, замещая поставки Statoil'a. В этот период компания Statoil будет участвовать в разработке технологии добычи и транспортировки природного газа Штокмановского месторождения, сооружении завода сжижения и организации транспорта СПГ. Бесплатформенные методы добычи, подводное заканчивание скважин заключается в том, что скважины бурятся с передвижного плавучего средства. Устья скважин и подсоединяемые к ним трубопроводы оборудуются под водой в специальном модуле. Вся система управляется дистанционно. Компания Statoil занимает второе место в мире (после Petroleo Brasileiro) по использованию подобной технологии. Другое направление технических нововведений компании Statoil - транспортировка многофазной продукции по трубопроводу. Еще одно нововведение - использование совместно разработанной компаниями Statoil (Норвегия) и Linde (Германия) технологии энергоэффективного сжижения газа. Следует отметить также разработку компанией Statoil подводных установок по сепарации продукции скважин и обратной закачки С0₂ и попутно добываемой с нефтью и газом воды в пласты, находящиеся под дном моря.

Первая фаза освоения Штокмановского месторождения рассчитана на добычу 22,5 млрд м³/год и производство. С выходом на проектную мощность на месторождении можно будет добывать 67,5 млрд м³/год природного газа. Газпром предполагает сжижение и экспорт 18-20 млрд м³ газа. Начало поставок - 2010-2011 гг., но этот срок может быть достигнут в том случае, если бы формирование консорциума произошло в 2005 г. Кандидатами на участие в консорциуме являются кроме компании Statoil крупнейшие мировые нефтегазовые компании Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Petro Canada и Norsk Hydro.

Компании Statoil и Norsk Hydro владеют технологией бесплатформенной добычи газа, которую они применяют на своих месторождениях в Северном море. Эксперты считают, что бесплатформенный способ добычи сможет удешевить проект на 1 млрд долл., хотя стоимость всего проекта «Штокман» составит не меньше 12 млрд долл., в т.ч. добычной комплекс - 2,9 млрд долл., прокладка подводного газопровода - 1,5 млрд долл., завод сжижения - 4,4 млрд долл., танкерный флот - 3,3 млрд долл. Местом дислокации завода по сжижению могут быть три площадки: поселки Видяево, Печенга и Тарибарка на Кольском полуострове (предпочтение отдается пос. Видяеву) [207, 208].

Проекты по сжижению природного газа не являются новыми для России. СССР еще в середине 60-х годов прошлого столетия планировал строительство предприятий по производству сжиженного природного газа (СПГ) на Дальнем Востоке. Затем в 70-е годы с целью поставок СПГ из Западной Сибири в США был разработан проект «Северная звезда» и проведены основные работы по подготовке котлованов для фундаментов. Однако появление газового пузыря в Соединенных Штатах и советское вторжение в Афганистан остановили этот проект в 80-х годах.

Российско-американские отношения продолжают оставаться весомым элементом, влияющим на политический климат в мире. Характер и содержание этих отношений в корне поменялись, и наши страны больше не рассматривают друг друга в качестве противников. Более того, совокупный потенциал России и США способен стать решающим фактором в обеспечении безопасности и стратегической стабильности в мире. Разумеется, реализовать этот потенциал можно лишь на путях равноправного партнерства и учета взаимных интересов, а также в широком контексте международного сотрудничества.

Выход на американский рынок СПГ уже сегодня является одним из стратегических приоритетов для «Газпрома». Цена на газ в США не связана с ценами на нефть и продукты ее переработки, как в Европе, поэтому экспорт части российского газа в Соединенные Штаты может оказаться привлекательным способом диверсификации ценового риска, который сегодня обусловлен зависимостью ОАО «Газпром» от европейского рынка газа. Считается, что СПГ Штокмана будет не просто конкурентоспособен в США, но даже «вышибет» с рынка местных производителей газа, которые могут функционировать безубыточно при цене газа 180 долл./тыс. м³, в то время как безубыточная поставка СПГ Штокмана может быть обеспечена при цене газа 126 долл./тыс. м³.

По сравнению со всеми остальными претендентами на массированный экспорт СПГ, Россия обладает одним неоспоримым преимуществом: сырьевой базой, размер которой способен обеспечить функционирование очень крупного проекта в течение очень длительного срока.

Перечислив сильнее стороны и возможности проекта «Штокман», остановимся на слабых сторонах и угрозах для проекта.

К одной из основных угроз для проекта является наличие многочисленных конкурентов. На наиболее привлекательный североамериканский рынок СПГ нацелены многие производители. При этом российский проект, кроме надежной сырьевой базы, не обладает другими преимуществами перед конкурентами. Крупные производители (Тринидад и Тобаго, Нигерия, Алжир, Венесуэла) расположены гораздо ближе к терминалам в США, Канаде и Мексике и, следовательно, выигрывают в транспортных издержках по сравнению с российским проектом.

Другой угрозой является ценовая конкурентоспособность СПГ из Тринидада, Венесуэлы, Нигерии, Алжира. Кроме удорожания стоимости транспортировки СПГ для российского проекта следует также назвать увеличение затрат на транспортировку газа от месторождения до берега (550 км.). По расчетам «Севморнефтегаз» для проекта «Штокман» стоимость СПГ фоб завод сжижения составит порядка 84 долл./ тыс. м³. В то же время затраты конкурентов в среднем составят примерно эту же величину, но на терминале в США. Следует отметить как фактор ухудшения ценовой конкурентоспособности тот факт, что в случае реализации проекта «Штокман» текущие издержки и капиталовложения могут оказаться выше, чем по данным предварительного технико-экономического обоснования, как это случилось в проекте «Сновит», где из-за неучёта сложности проекта капиталовложения оказались выше на 30%, чем заранее планировалось.

Еще одной угрозой является неясность с возможными объемами поставок СПГ в США. Безусловно, рост будет и он ожидается немалый. Но при этом следует учесть ряд обстоятельств, а именно, конкуренцию со стороны поставок газа по газопроводам из Канады, Мексики и с Аляски, а также (речь идет именно о российской доле поставок СПГ в США) из- за того, что США, как покупатель газа будет стремиться как можно больше диверсифицировать структуру поставок, не допуская, чтобы доля одного из поставщиков превзошла 15-20% суммарного спроса СПГ. Как покупатель СПГ, США ведут переговоры сразу с несколькими поставщиками, в т.ч. и с Россией. Доля российского СПГ на американском рынке в 2015 г. (не более 15-20% от суммарного спроса) может составить 15­20 млрд. м , хотя возможности российского проекта выше.

Следует отметить, что СПГ был и пока остается замыкающим источником газа на североамериканском газовом рынке. Среди стран-поставщиков СПГ на североамериканский рынок Россия, повидимому, окажется замыкающим поставщиком (из-за относительно более дорогого российского СПГ). Поэтому, если собственная добыча газа в США возрастет, увеличатся поставки газа из Канады, будет реализован проект поставок газа с месторождений Аляски или спрос на газ будет расти медленнее, чем намечено, именно российские поставки СПГ будут сокращены первыми.

Не стоит сбрасывать со счетов такую угрозу, как нестабильность цен на дерегулированном американском рынке, о чем свидетельствуют многочисленные результаты анализа динамики цен. Дело в том, что на американском газовом рынке именно спотовые цены являются определяющими при установлении цен на СПГ, поэтому присущая этому рынку волатильность (изменчивость) цен может привести к скачкам цен. По прогнозам департамента информации Министерства энергетики США цена на СПГ в 2010 г. вряд ли превысит 103 долл./тыс. м³ из-за пуска многочисленных заявленных заводов по сжижению, намеченных на период 2007-2009 гг. Правда, это же ведомство считает, что в период 2011— 2013 гг. цены на СПГ на американском рынке составят 125-140 долл./тыс. м³. Разумеется, это - прогнозы, могут быть отклонения от указанных показателей, но тем не менее нельзя исключать рисков проекта «Штокман» из-за изменчивости цен на американском газовом

рынке.

Возможна еще одна угроза российскому проекту поставок СПГ на американский газовый рынок. Дело в том, что основная часть поставок на этот рынок осуществляется по краткосрочным контрактам (т.е. по контрактам продолжительностью 1-2 года). В 2000 г. 51% импорта СПГ в США осуществлялось по краткосрочным контрактам. В 2001 г. эта доля составила 64%, 2003 г. - 74%, в 2004 г. - уже 87% всех поставок СПГ было организовано по краткосрочным контрактам.

Учитывая то обстоятельство, что стоимость проекта «Штокман» будет весьма внушительной, желательно обеспечить сбыт всего объема СПГ в рамках долгосрочного контракта. Но в США газовый рынок построен на краткосрочных контрактах и спотовой торговле, что для российского проекта создаст серьезную проблему роста риска проекта.

Угрозой можно также считать отсутствие у России собственного танкерного флота для транспортировки СПГ [209]. Практически полностью у российских судовладельческих компаний отсутствует опыт транспортировки СПГ. Но это не такая уж серьезная угроза, хотя известно, что международные требования к функционированию танкеров-метановозов очень жесткие. Этот пробел отечественные судовладельческие компании преодолеют: они быстро учатся. Имеется более серьезная угроза - рост стоимости строительства танкеров и уровня тайм-чартерной ставки. Вообще-то в мировой практике стоимость строительства танкеров до относительно недавнего времени снижалась. Если в 80-е годы стоимость наиболее распространенного танкера-метановоза вместимостью 140 тыс. м составляла 230-250 млн долл., то затем за счет технических усовершенствований стала снижаться и доходила до 170— 180 млн долл. Однако в последние несколько лет стоимость стандартного танкера- метановоза вместимостью 140 тыс. м³ (обычно не ледового класса), за счет роста цены металла поднялась до 200-220 млн долл. Кроме этого следует учесть, что в мировой строительной промышленности сложилась такая ситуация, что портфели заказов ведущих судостроительных фирм полностью сформированы в связи с намечаемым в период 2006­2010 гг. вводом новых установок сжижения газа в Норвегии, Малайзии, Йемене, Анголе, Нигерии, Египте, Венесуэле, Австралии. Верфей, специализирующихся на строительстве танкеров-метановозов, немного и все они полностью загружены. Для российского проекта «Штокман» потребуются танкеры такого же класса, как и для норвежского проекта «Сновит» (такие танкеры строят японские судостроительные компании Mutsui Engineering and Shipbuilding и Kawasaki Heavy Industries). Безусловно эти компании не откажутся построить метановозы для обслуживания проекта «Штокман», но стоимость строительства этих судов будет уже на 15-20 млн долл. выше для каждого танкера, следовательно и стоимость транспортировки российского СПГ буде выше (стоимость морской перевозки СПГ определяется уровнем тайм-чартерной ставки, которая в свою очередь является производной от цены судна, стоимости финансирования и постоянных эксплуатационных расходов). Все это означает, что конкуренты, разместившие свои заказы на строительство танкеров раньше, будут иметь преимущества.

Немаловажным фактором является достаточно высокая капиталоемкость проектов СПГ и, соответственно, проблемы с финансированием этих проектов.

Основное преимущество российских проектов - богатая сырьевая база и возможность создать сверхкрупную мощность (и тем самым за счет «эффекта масштаба» снизить удельные издержки производства) одновременно таит в себе определенную угрозу. Возрастает стоимость проекта и, следовательно, финансовые риски проекта. Возникает необходимость диверсифицировать рынки, поскольку ориентация только на один, хотя и емкий американский рынок создает дополнительные риски сбыта продукции мегаустановки.

Следующим шагом в освоении рынка СПГ является вариант трубопроводно-танкерной схемы вывоза газа с полуострова Ямал. В связи с этим рассматривается вопрос о строительстве в районе мыса Харасавэй морского терминала и завода СПГ мощностью 30 млрд куб.м, с последующим вывозом по Северному морскому пути в страны Западной Европы и АТР.

Постановка вопроса о поставках газа в виде СПГ обусловлена рядом факторов политического и технико-экономического характера, важнейшие из которых следующие:

• высокая конкурентоспособность морского транспорта (по отношению к трубопроводному) при поставках газа на европейский рынок;

• возможность изготовления в заводских условиях установок сжижения и хранилищ СПГ на баржах и поставки их на Харасавэйское месторождение в виде готовых к эксплуатации технологических модулей;

• конверсия оборонных предприятий судостроительного профиля и их готовность к выполнению заказов на поставку блоков сжижения газа и хранилищ СПГ на баржах, а также танкеров арктического плавания;

• сокращение сроков окупаемости проектов СПГ за счет меньшего (по сравнению со строительством газопроводов) стартового капитала и более равномерного распределения капитальных вложений на весь период строительства.

Потенциальные ресурсы и доказанные запасы природного газа на Харасавэйском месторождении (1 трлн м³) достаточны для организации производства 30 млрд м³ СПГ в течение 30 лет. ОАО Газпром в лице своего научного подразделения ВНИИГАЗ, действовавшего совместно с норвежской компанией Kvaerner Moss Technology, выполнили предварительное ТЭО по Ямальскому проекту СПГ. Общие капитальные вложения определены в размере 11,4-12,4 млрд долл. в зависимости от типов используемых метановозов. Стоимость непосредственно завода сжижения - 5,5 млрд долл., хранилищ - 1,8 млрд долл., порта - 0,8 млрд долл. Чистый дисконтированный доход за 15 лет оценен в размере 4,5-5,4 млрд долл. Были выполнены расчеты рентабельности Ямальского проекта СПГ на условиях fob и cif с доставкой потенциальным потребителям (Великобритания, Бельгия). Предполагалось, что цена fob должна быть на уровне 72-108 долл./тыс.м³, а цена cif 86,4-144 долл./тыс.м³. Условно налоговые платежи в расчет не принимались. Результаты расчетов приведены в табл. 3.43. Результаты расчетов, по мнению их автора, позволили сделать вывод о технической возможности и экономической целесообразности реализации идеи освоения Харасавэйского месторождения путем сжижения природного газа и вывоза его танкерами.

Таблица 3.43

Предварительная оценка рентабельности различных вариантов проекта по производству и экспорту СПГ с п-ва

Ямал [210] Вариант проекта	Ед. измерения	FOB(1) 90 долл. / тыс. м3	FOB(2) 108 долл. / тыс. м3	CIF (Норвегия)	CIF (Велико­британия)	CIF (Бельгия)
Мощность	3 тыс. м	1 400 000	1 400 000	1 400 000	1 400 000	1 400 000
Мощность	тонн	1 000 000	1 000 000	1 000 000	1 000 000	1 000 000
Капиталовложения	тыс. долл. США	300 000	300 000	300 000	300 000	300 000
Срок амортизации	лет	13	13	13	13	13
Норма амортизации	%	7,7	7,7	7,7	7,7	7,7
Сумма амортизации	тыс. долл. США	23 076	23 076	23 076	23 076	23 076
Закупочная цена газа	долл. США/тыс. м3	35	35	35	35	35
Затраты на сжижение	долл. США/тыс. м3	21,9	21,9	21,9	21,9	21,9
Затраты на транспортировку	долл. США/тыс. м3	0,0	0,0	18,0	36,0	57,6
Себестоимость	тыс. долл. США	79 637	79 637	104 837	130 037	160 277
Цена СПГ	долл. США	90	108	108	126	144
Валовый доход	тыс. долл. США	126 000	151 200	151 200	176 400	201 600
Балансовая прибыль	тыс. долл. США	46 363	71563	46 363	46 363	41 323

Вариант проекта	Ед. измерения	FOB(1) 90 долл. / тыс. м3	FOB(2) 108 долл. / тыс. м3	CIF (Норвегия)	CIF (Велико­британия)	CIF (Бельгия)
Чистая прибыль + амортизация	тыс. долл. США	69 440	94 640	69 440	69 440	64 400
Ставка дисконта	%	12	12	12	12	12
Срок проекта	Лет	20	20	20	20	20
NPV (чистая те­кущая стоимость)	тыс. долл. США	173 479	336 597	173 479	173479	140 856
IRR (Внутренняя норма рентабель­ности (±0,5%)	%	20	26	20	20	18
Срок окупаемости	лет	9	6,5	9	9	10

Расчеты, выполненные ВНИИГАЗ'ом при участии норвежской компании Kvaerner, показали, что суммарная стоимость Харасавэйского проекта составит 13 млрд долл., но тем не менее это на 4-5 млрд долл. меньше, чем вариант транспортировки газа этого месторождения по газопроводу [202].

Однако имеются и более сдержанные оценки Ямальского проекта [170].

Имеется еще один проект строительства завода по сжижению природного газа в России - в г.Усть-Луга, расположенном на берегу Финского залива в 140 км. к западу от Санкт- Петербурга. Представители Газпрома полагают, что завод будет иметь мощность 4,1-6,9 млрд м³/год, будет стоить 1,3-1,5 млрд долл. и обеспечиваться газом с месторождений Надым-Пур-Тазовской газоносной провинции. Сбыт СПГ будет организован совместным предприятием Газпрома и компании Petro Canada на намечаемом к строительству терминале на восточном побережье Канады в районе Квебека. Вопрос о том, собирается ли консорциум Газпром - Petro Canada заказывать строительство, покупать или брать в аренду танкеры- метановозы для обслуживания проекта, пока не решен.

Из-за высоких барьеров входа на американский рынок, финансовых и технологических сложностей Газпром вынужден страховаться от возможного провала Штокмана. Усть- Лужский проект, будучи относительно недорогим, может принять на себя, как считают некоторые эксперты, удар возможной неудачи в Арктике и позволит «застолбить» СИ! - нишу в Северной Америке, которую Газпрому намерена гарантировать PetroCanada [211].

Представляется, что создание подобного проекта может создать для Газпрома проблему конкуренции с его проектами магистральных газопроводов. Кроме того, следует принять во внимание, что природный газ месторождений Надым-Пур-Тазовского региона предназначен в значительной степени для экспорта, поэтому оценивать его как сырье для сжижения следует по цене экспорта, т.е. минимум по 100-120 долл./тыс. м³. В этом случае СПГ на заводе в Усть-Луге будет неконкурентоспособен.

На основе детального анализа возможностей и угроз для проекта производства СПГ на базе природного газа Штокмановского месторождения можно сделать вывод о том, что есть способы усилить преимущества и смягчить угрозы проекта.

В июне 2003 г. Правление «Газпрома» рассмотрело и одобрило Концепцию производства и поставок сжиженного и сжатого газа на экспортных рынках. Развитие морской транспортировки было объявлено перспективным направлением деятельности компании. Во-первых, морской транспорт самый дешевый, а экономия на транзите с лихвой окупает основные затраты на стадии перевода газа в жидкое состояние. Во-вторых, немаловажным преимуществом экспорта СПГ является независимость проекта от транзитных стран, с которыми достаточно часто возникают проблемы, что прямо влияет на эффективность проектов и надежность газоснабжения. В-третьих, конкурентоспособность СПГ усиливается благодаря очень хорошим экологическим показателям (в процессе сжижения газ практически полностью очищается от вредных и балластных компонентов). Тем самым создается реальная основа для поставок российского природного газа в США. По расчетам специалистов Газпром'а транспортная составляющая при доставке СПГ с арктического побережья России ниже, чем из Персидского залива и других регионов. При этом, что особенно важно в современном мире, поставки из России практически не сопряжены с политическими рисками, что гарантирует США высокую безопасность и надежность поставок СПГ.

В случае многомиллиардных проектов СПГ одним партнером России не обойтись. Это объясняется тем, что тяжелое бремя расходов одной, даже очень крупной, компании может оказаться не по плечу. Помимо упомянутых компаний (Statoil, Petro Canada, Norsk Hydro) переговорный интерес выражают ConocoPhillips, ChevronTexaco, ExxonMobil, Royal Dutch/Shell. Понятно, что иметь дело только с одной из перечисленных компаний накладно и политически, и экономически. Идти на рынок США с европейским партнером - разочаровывать американцев. Остаться же наедине с американской компанией, значит, на корню загубить принцип внутренней конкуренции.

Однако, число партнеров не может превышать трех, поскольку ОАО «Газпром» желает иметь в проекте контрольный пакет. Из американцев, самые большие ожидания на сотрудничество с «Газпромом» имеет компания ConocoPhillips, которая, кроме американского «гражданства» и «родного» рынка сбыта, уже имеет готовое предварительное технико-экономическое обоснование разработки Штокмановского месторождения. Стороны уже подошли к стадии заключения меморандума об исследовании рынка СПГ.

Наоборот, Exxon Mobil включен в «расстрельный список»: в России еще долго будут помнить провал «Сахалина-3», вину за который у нас принято относить на иностранного инвестора. Да и планы самой компании связываются в основном с регионами Африки (западный глубоководный шельф), Ближнего Востока и СНГ, хотя с точки зрения финансового состояния лучшего партнера найти трудно.

Из американских осталась лишь одна ChevronTexaco, не «замеченная» ни в собственных изысканиях по Штокману, ни в публичных «притязаниях» к проекту. Компании, кроме того, могут «припомнить» участие практически во всех нефтегазовых проектах, которые тем или иным образом составляют конкуренцию России. И ее появление в консорциуме, видимо, возможно лишь с «согласия» ConocoPhillips и за счет ее доли.

«Европейская» Shell, находящаяся пока в безрезультатном стратегическом альянсе с «Газпромом» и стремящаяся выйти из корпоративно-ресурсного скандала, также соответствует всем основным финансово-экономическим требованиям «Газпрома», являясь несомненным лидером на мировых рынках сжиженного газа, не говоря уже о наличии так необходимого многолетнего «российского» опыта СПГ в рамках проекта «Сахалин-2». Значительная активизация освоения Салымских месторождений, включая планы капитальных вложений, также должна добавить очки этому претенденту.

Объем торговли, осуществляемой компанией Royal Dutch/Shell, составил в 2003 г. 98 млрд м , или около 60% всей мировой торговли СПГ. Компания является акционером и оператором действующих установок по производству СПГ в Нигерии, Омане, Малайзии, Брунее, Австралии; участником проектов расширения завода в Омане, строительства новых мощностей в Нигерии (проект «Нвандора»), Ираке (проект «Персиан СПГ»), Австралии (проекты «Горгон» и «Санрайз»), а также в России (проект Сахалин-2). Компания Royal Dutch/Shell владеет действующими терминалами Коув Пойнт, Эльба Айленд в США, Уэльва, Бильбао, Картахена, Барселона в Испании; участвует в проектах создания новых терминалов в США, Мексике. Компания Royal Dutch/Shell совместно с компанией Air and Products Co. Inc. владеет лицензией на самую совершенную технологию сжижения газа [212].

Анализируя большое количество проектов производства, аналитики компании Royal Dutch/Shell обращают внимание на следующие моменты: спрос на природный газ, возможности поставок газа по трубопроводу, возможности расширения производства на действующих предприятиях, риски новых проектов, условия поставок, возможности финансирования новых проектов. При исследовании перспективного рынка СПГ компанией Royal Dutch/Shell разработаны две модели развития производства СПГ: 1) модель «трамвайной линии», т.е. последовательной цепочки операций (добыча газа - сжижение газа - хранение СПГ - транспорт СПГ - хранение СПГ в пункте разгрузки - регазификация газа - распределение газа между потребителями; 2) модель агрегатора - участие в отдельных элементах производственной цепочки, в т.ч. в составе пула поставщиков, использование комбинированных поставок (своп-поставки), гибкий учет конъюнктуры рынка.

Модель «трамвайной линии» предполагает небольшое количество проектов долгосрочных поставок фиксированным потребителям. Каждая из производственных цепочек - это жесткая привязка производителя к потребителю. При модели «трамвайной линии» идет последовательное увеличение стоимости по звеньям технологической цепочки. По этой модели можно от фиксированной цены СПГ у потребителя методом net back (обратного счета) перейти к оценке предельной цены исходного природного газа.

Развитие производства СПГ по модели «трамвайной линии» имеет ряд достоинств: эффективно используются активы во всех звеньях цепочки; процесс роста стоимости прозрачен; имеются хорошие перспективы роста. Но имеется ряд недостатков: наличие рисков по всем звеньям производственной цепочки; высокая капиталоемкость проектов; недостаточная гибкость; необходимость чрезвычайно тщательной оценки емкости рынка, позиций в сфере сбыта.

Развитие производства СПГ по модели агрегатора диверсифицирует риски и/или передает часть рисков участникам пула; требуются меньшие капиталовложения; происходит максимальное увеличение стоимости по звеньям цепочки. Но использование этой модели имеет недостатки: возможное возникновение конфликта интересов участников пула и меньшая прозрачность роста стоимости.

На основании накопленного опыта компания Royal Dutch/Shell дает ряд рекомендаций для возможных проектов строительства предприятий по производству СПГ в России.

Во-первых, необходимо быстро решать вопросы, чтобы не упустить возможности занять место на рынке СПГ и соответствующие ниши этого рынка.

Во-вторых, следует ориентироваться на рынки Атлантического бассейна, западного побережья США и стран Северо-Восточной Азии, имея однако в виду, что все эти рынки долгосрочно устойчивые, но весьма конкурентные.

В-третьих, необходимо выбрать коммерческую модель, в которой сбалансированы допустимые риски и распределение расходов и доходов между партнерами; в конечном итоге это может быть гибридная модель в диапазоне между традиционной моделью «трамвайной линии» и моделью агрегатора.

В-четвертых, необходимо определиться с выбором партнера с целью обеспечения ускорения решения проблемы разработки и реализации проекта, доступа на рынки и долгосрочной устойчивости функционирования новой для России подотрасли - индустрии СПГ. Компания Royal Dutch/Shell считает, что она могла бы быть таким партнером для России, обеспечив проведение необходимых маркетинговых расчетов, участие в финансировании проекта, поставки оборудования, управление рыночными рисками, гарантии ежегодных объемов поставок СПГ, согласование формулы цены, обеспечение ожидаемых доходов в долгосрочном периоде.

В Газпроме разработан план мероприятий по вхождению России в сектор мировой торговли СПГ. Этот план включает в себя три этапа: краткосрочный, среднесрочный и долгосрочный [213].

Краткосрочный этап (2005-2006 гг.) предполагает начало поставок СПГ Газпромом на американский рынок. Уже в сентябре 2005 г. Газпром отправил на терминал Коув-Пойнт (шт. Мэриленд, США) партию СПГ, произведенную в Египте и купленную у компании British Gas. В дальнейшем предполагается использовать сделки типа «своп», когда Газпром покупает СПГ у европейской фирмы-производителя и поставляет в США, а в обмен отправляет эквивалентную партию трубопроводного газа. Эту модель еще называют моделью «виртуального» производства СПГ из российского трубопроводного газа.

На среднесрочном этапе (2007-2010 гг.) Газпром планирует перейти к заключению соглашений по приобретению множественных партий СПГ для последующей продажи на американские терминалы, заключения среднесрочных соглашений по приему и регазификации СПГ и созданию там собственной маркетинговой сети. В этот же период начинаются поставки СПГ по проекту Сахалин-2.

Долгосрочная программа развития индустрии СПГ в России базируется на создании полностью интегрированной цепочки в рамках проекта «Штокман».

Экспертами выдвигается еще одна точка зрения на проблему. А может, России вряд ли стоить торопиться с созданием собственной СПГ-промышленности? Заниматься небольшими объемами поставок в США экономического резона нет, большие же объемы с учетом возможных затрат встретят жесткую конкуренцию иных поставщиков, уже имеющих соответствующую и производственную базу, и технологический опыт, и знание рынка [214].

Однако жизнь опровергает мнение скептиков. Газпром уже отправил 2 танкера в США, в апреле 2006 г. пришел первый танкер в Великобританию. Начался процесс «накатывания дорожек» российского СПГ (пока виртуального, поскольку в США и Великобританию поступал СПГ с заводов в Алжире и Египте, а аналогичные объемы российского сетевого газа были поставлены европейским потребителям в качестве компенсации за поставки СПГ [214].