Австралийское правительство отступило от жесткого требования резервировать 20% добычи газа для внутреннего рынка. Вместо фиксированной доли размер резерва теперь будет определять Австралийский регулятор энергетики (AER) — в пределах до одной пятой части добычи каждого экспортера природного газа. Запуск программы также перенесен на полгода — с 1 июля 2027 года на 1 января 2028 года. Существующие экспортные контракты под новые правила не попадают. Законопроект будет внесен в парламент до конца года, сообщает агентство Reuters.
Стратегическая задача обновленной политики — создать на газовом рынке восточного побережья Австралии стабильный избыток предложения в размере 110% от прогнозируемого спроса. Этот регион испытывает хронический дефицит ресурсов на протяжении почти десяти лет. Ситуация резко усугубилась из-за падения объемов добычи на шельфовых проектах в штате Виктория. В результате возникла парадоксальная ситуация: некоторые крупные производители сжиженного природного газа (СПГ) на восточном побережье вынуждены выкупать объемы газа, предназначенные для внутреннего рынка страны, чтобы гарантированно выполнить собственные экспортные обязательства перед зарубежными клиентами.
Министр энергетики Австралии Крис Боуэн заявил, что реформа обеспечит «более доступные цены на газ и постоянное умеренное избыточное предложение на внутреннем рынке».
Региональные различия новой схемы
- Восточное побережье (Квинсленд). Обязательства затронут три крупнейших экспортных СПГ-проекта — APLNG (оператор — Origin Energy), QCLNG (оператор — Shell) и Gladstone LNG (оператор — Santos). Они должны будут удерживать для внутренних нужд до 20% газа, однако точный объем будет ежегодно калиброваться Австралийским энергетическим регулятором на основе прогнозов спроса.
- Западная Австралия. Для региона сохраняется историческая норма резервирования на уровне 15% от объема добычи. Местный газовый рынок изолирован и физически не связан с восточными штатами страны.
- Северная территория. Проекты региона фактически выведены из-под жестких обязательств. Фиксированный 20%-й резерв здесь многократно превысил бы локальное потребление, а существующий газопровод на восток обладает слишком малой пропускной способностью для перенаправления излишков.
Министр ресурсов страны Мадлен Кинг подчеркнула, что обязательства по поставкам будут приведены в соответствие с физическими размерами и потребностями конкретных региональных рынков. Новый механизм вступит в силу с 1 января 2028 года.
Реакция отрасли
Ассоциация австралийских производителей энергии (AEP) приветствовала переход к более гибкому регулированию, однако выразила опасения по поводу планов властей создать искусственный профицит на восточном побережье. По мнению представителей отрасли, принудительное перенасыщение локального рынка приведет к падению цен и ухудшит инвестиционные сигналы, что в долгосрочной перспективе может отпугнуть капитал от разведки и разработки новых месторождений.
Генеральный директор австралийской компании Santos Кевин Галлахер предложил следовать модели Западной Австралии, где экспортеры обязаны предлагать газ локальным покупателям на коммерческих условиях, но не поставлять по жестким квотам.
«Это позволит сохранить структуру резервирования, но даст рынку, а не произвольным прогнозам, сбалансировать спрос и предложение», — сказал он.
Santos — единственный из трех крупнейших восточно‑австралийских экспортеров, кто не поставляет значительные объемы газа на внутренний рынок; APLNG и QCLNG, напротив, имеют избыток сверх долгосрочных контрактов и направляют газ местным потребителям.
Аналитик Института Граттана Тони Вуд назвал обновленную схему «не кардинальным изменением, но гораздо более ясной». Он также отметил, что схема Западной Австралии работает на многолетней основе — производители поставляют 15% продукции в течение всего срока проекта, а не ежегодно, что разумнее для долгосрочного планирования.
Австралийский независимый производитель газа Amplitude Energy, развивающий свои проекты в партнерстве с частной инвестиционной компанией OG Energy, ранее заявлял, что первоначальная квота правительства сделает его собственные добычные проекты нерентабельными. Однако после публикации проекта официальный представитель Amplitude Energy отметил, что обновленная региональная схема «более работоспособна, чем опасались». В компании подчеркнули, что механизм будет эффективным при важном условии — если новые правила позволят крупным экспортерам СПГ совместно инвестировать в геологоразведку вместе с локальными поставщиками газа.
