Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Газовые рынки Северо-Восточной Азии 16
1.1. Характеристика и рыночная ситуация на газовых рынках Азии 16
Глава 2. Энергобаланс на рынке СПГ в АТР 55
2.1 Экспортеры СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе 55
2.2 Американские СПГ-проекты, в реализации которых применяется механизм формирования цены с индексацией к Henry Hub, и рыночная ситуация в США .66
Глава 3. Анализ ценовой конкурентоспособности двух механизмов формирования цены на СПГ с привязкой к JCC и к Henry Hub в АТР .77
3.1. Механизмы формирования цены на газ на мировом и азиатском рынках 77
3.2. Ценовая конкурентоспособность СПГ с привязкой к JCC и к Henry Hub в АТР 96
Заключение 116
Список литературы .119
- Характеристика и рыночная ситуация на газовых рынках Азии
- Экспортеры СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе
- Механизмы формирования цены на газ на мировом и азиатском рынках
- Ценовая конкурентоспособность СПГ с привязкой к JCC и к Henry Hub в АТР
Характеристика и рыночная ситуация на газовых рынках Азии
В настоящей диссертации анализируется уровень развития газового рынка в Азии и ценовая конкурентоспособность СПГ-проектов с двумя главными механизмами формирования цены в данном регионе. Об уровне развития газового рынка можно судить, ориентируясь на степень либерализации рынка. Мы не можем утверждать однозначно, что более либерализованный рынок лучше для национальной экономики или населения, так как рыночная конъюнктура, структура и экономическая политика отличаются от страны к стране. Однако практика показывает, что отличительной чертой развитого рынка является большое количество участников, что, в свою очередь, ведет к большей ликвидности рынка. Более ликвидный рынок может означать более либерализованный рынок. Ситуация, сложившаяся на европейском рынке в 2008-2009 гг., служит хорошим примером для настоящего исследования.
На европейском рынке произошел переизбыток предложения газа из-за снижения спроса после финансового кризиса и поставок катарского СПГ, который наводнил европейский рынок. Изначально планировалось, что СПГ-проекты Катара позволят экспортировать газ на североамериканский рынок. Однако катарский СПГ пришлось перенаправить в Европу, так как американский рынок оказался практически закрыт для импорта из-за успешного развития добычи сланцевого газа в США. Переизбыток предложения газа на европейском рынке привел к снижению цен на европейских газовых хабах. Разница цен на хабах и стоимости долгосрочных контрактов с привязкой к ценам на нефтепродукты стала одной из главных причин перехода от механизма формирования цен с привязкой к ценам на нефтепродукты к механизму формирования цены на основе конкуренции «газ-газ». Оптовые продавцы Европы шли на ценовые риски на внутренних рынках, так как они покупали газ с привязкой к цене на нефть, а продавали по ценам, установленным на хабах, из-за пожеланий покупателей – клиентов, которые запрашивали цены, соответствующие тем, что были установлены на хабах. При этом чаще цены на хабах были ниже, чем долгосрочные цены, индексированные к нефти. Быстрый переход к новому механизму ценообразования на европейском рынке привел к разногласиям между экспортёрами и импортерами природного газа. Связанные с этим вопросы были достаточно подробно описаны в работах Дж.Стерна из Оксфордского института энергетических исследований, где он рассуждает о целесообразности отвязки цены природного газа от цены на нефть. Однако С.Л. Комлев высказывает иное мнение и считает, что нефтяная индексация должна быть сохранена. Теория механизма формирования цены и история развития газового рынка детально проанализированы в трудах А.А. Конопляника, Т.А. Митровой и Р.Диккеля. А.А.Конопляник предметно рассматривает в своих работах стратегию России на этапе перехода к рыночной экономике. В ходе решения вопроса о системе ценообразования, в случае, когда речь шла о долгосрочных газовых контрактах, некоторые компании обращались в арбитражный суд.
Наблюдая за процессом перехода от механизма формирования цены на природный газ на европейском рынке к новому механизму ценообразования на базе «газ-газ», эксперты начали изучение ситуации и на рынке Азии. После катастрофы на Фукусиме в Японии в 2011 г., наряду с быстрым ростом спроса в Китае, цена на газ в Азии достигла своего исторического максимума и составила 15 долл./млн БТЕ в 2012-2014 гг. В этой связи начались активные дискуссии о необходимости создания газовых хабов и отвязки от цены на нефть, так как ожидалось, что цена на хабах будет ниже. В то же время, в 2012 г. было принято окончательное инвестиционное решение по первому американскому СПГ-проекту на континентальной части США и началось строительство терминала. Пионером американских СПГ-проектов является компания Cheniere Energy, которая ввела совершенно новый механизм ценообразования на СПГ и новые бизнес-модели. Она привязала свою цену СПГ, предназначенного на экспорт, к ценам на Henry Hub. Благодаря успешной разработке месторождений сланцевого газа в стране, цена на Henry Hub сохранялась на низком уровне, поэтому из-за разницы в цене между Henry Hub и СПГ на мировом рынке американский СПГ стал привлекательным для покупателей в Азии, которые традиционно платят за СПГ больше, чем другие покупатели. Изменения на азиатском рынке в силу ряда причин стали разворачиваться по сценарию, отличающемуся от сценария развития европейского газового рынка. Во-первых, потому что в Азии нет высоколиквидных газовых хабов, а цена с привязкой к Henry Hub не отражает рыночную ситуацию в Азии, так как сам этот хаб находится на другом континенте. Если бы цена на СПГ с привязкой к Henry Hub была конкурентоспособной по отношению к ценам на СПГ с привязкой к нефти, возможно, в Азии тоже произошел бы переход от нефтяной цены на цену Henry Hub. Но динамика цены на Henry Hub и на нефть отличается и носит разнонаправленный характер, поэтому сложно спрогнозировать, насколько конкурентоспособными окажутся СПГ-проекты, основанные на разных системах ценообразования, и что может произойти на азиатском рынке. Для того чтобы понять причины, от которых зависит конкурентоспособность СПГ-проектов, необходимо провести детальный сравнительный анализ. Одновременно необходимо понимать рыночную ситуацию и специфику рынка АТР в сравнении с рынками других континентов.
Развитие международного энергетического рынка тесно взаимосвязано с экологическими проблемами, в том числе с проблемой изменения климата. Как следствие растет интерес к природному газу, который является наиболее чистым ископаемым видом топлива. В Азии по-прежнему сохраняется высокая доля использования угля в энергетическом секторе, из-за чего имеет место серьезная проблема загрязнения воздуха, обусловленная бурным экономическим ростом и увеличением потребления энергоресурсов. Один из способов решения экологических проблем – это переход на более чистое топливо, то есть природный газ, чем и обусловлен рост спроса на этот вид сырья. В Азии транспортировка природного газа в сжиженном виде была основным способом доставки газа – с того момента, когда Япония первой в этом регионе начала импорт СПГ. Исторически на азиатских рынках сжиженным природным газом торгуют более активно, нежели трубопроводным, что обусловлено как географически (в частности – расстоянием между странами-импортерами и -экспортерами), так и геополитически.
В этой главе, рассматривается состояние энергетических рынков в основных азиатских странах и роль природного газа в странах Северо-Восточной Азии, включая Японию, Китай, Южную Корею и Тайвань, а также другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона, включая Индию и Таиланд, где быстро развивается рынок природного газа.
Традиционно на газовом рынке Азиатско-Тихоокеанского региона СПГ играл важную роль. На трёх из пяти крупнейших рынков газа в Азиатско-Тихоокеанском регионе, а именно в Японии, Республике Корея и на Тайване СПГ покрывает почти 100% потребностей внутреннего потребления газа. Это во многом объясняется отсутствием внутренней добычи и газопроводов, соединяющих их со странами-экспортёрами. Возможности импорта природного газа через трубопровод в Японию, Республику Корея и на Тайвань ограничены из-за географических и геополитических причин. Конкретных договорённостей ни между Россией и Республикой Корея, ни между Россией и Японией пока достигнуто не было, и эти планы остаются лишь проектами в долгосрочной перспективе.
Экспортеры СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе
Азиатско-Тихоокеанский регион примечателен ещё и тем, что, помимо пятёрки крупнейших мировых импортёров СПГ, тут также находятся крупнейшие его экспортёры. Например, Австралия по итогам 2016 г. являлась вторым по объёму поставщиком СПГ в мире. Ожидается, что в 2019 г., после завершения строительства всех экспортных терминалов СПГ, Австралия сможет занять место Катара как крупнейшего мирового экспортёра СПГ. Кроме того, в 2016 г. Малайзия и Индонезия стали третьим и пятым экспортёрами СПГ на мировом рынке соответственно. Также, согласно статистике 2017 г., Россия (проект «Сахалин-2) и Бруней продали более 10 млн тонн и 6 млн тонн СПГ соответственно.66
Страны, располагающие значительными запасами газа, начали развивать инфраструктуру для экспорта СПГ в Азиатско-Тихоокеанский регион. Одним из факторов, ускорившим развитие СПГ в части транспортировки природного газа в АТР, стало значительное расстояние между импортёрами и экспортёрами. В 2016 г. международные поставки газа в АТР через газопровод проводились только из Индонезии в Малайзию (0,6 млрд м3) и Сингапур (8,2 млрд м3), из Мьянмы в Китай (3,9 млрд м3) и Таиланд (8,8 млрд м3), из Средней Азии (Туркменистан, Узбекистан, Казахстан) в Китай (34,1 млрд м3). По данным на 2016 г., потребление природного газа в АТР составило 722,5 млрд м3, а объём импорта СПГ – 241,6 млрд м3.68 В 2016 г. общий объем международных поставок газа через газопровод в АТР насчитывал 53,5 млрд м3, что составило 18% международной торговли и 7,4% торговли природным газом в этом регионе69 . Роль трубопроводного газа в АТР относительно невелика по сравнению с другими континентами. Единственными газопроводами, строящимся в Азиатско-Тихоокеанском регионе, являются газопровод «Сила Сибири» из России в Китай и ТАПИ из Туркменистана в Индию и Пакистан. Остальная часть международной торговли газом в этом регионе в обозримом будущем будет производиться путем купли-продажи СПГ.
Новая волна предложения СПГ: СПГ-проекты в России, Австралии, Северной Америке и Восточной Африке для рынка в АТР
В период 2009-2011 гг. Катар запустил шесть производственных технологических линий для экспорта СПГ, мощность каждой из которых составляет 7,8 млн тонн в год, что в 2011 г. превратило Катар в крупнейшего экспортёра СПГ не только на Ближнем Востоке, но и в мире. После Катара на мировом рынке СПГ ожидается новая волна проектов, ориентированных, главным образом, на рынки
АТР. Новая волна проектов по экспорту СПГ с производственной мощностью более 100 млн тонн в год в России, Австралии и США уже находится в стадии строительства, а многие из них уже запущены70. Проекты в Канаде, Мозамбике и Танзании находятся в стадии планирования, и строительство некоторых из этих проектов должно начаться в ближайшие годы. Среди новых проектов по экспорту СПГ, ориентированных на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона, лидерами являются СПГ-проекты Австралии. Queensland Curtis СПГ – первый СПГ-проект в Австралии после запуска Pluto LNG в 2012 г. – начал экспортировать сжиженный природный газ в начале 2015 г., то есть раньше других СПГ-проектов в США и России. Однако австралийские СПГ-проекты испытывают нехватку предложения газа на внутреннем рынке и демонстрируют перерасход капитальных затрат, что, в свою очередь, повышает цену СПГ-проектов, в целом. Из-за этих сложностей по ряду запланированных австралийских СПГ-проектов, ориентированных на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона, так и не было принято окончательное инвестиционное решение, поскольку рыночная ниша быстро сжимается, и конкуренция среди поставщиков ужесточается.
В то же время, в феврале 2016 года был запущен Sabine Pass СПГ – первый проект по экспорту СПГ в континентальной части Америки. Успех проекта Sabine Pass LNG на мировом рынке газа во многом обусловлен массовым производством сланцевого газа в США – феноменом, получившим название «сланцевая революция». Сланцевая революция возродила американскую газовую промышленность, в которой наблюдалась стагнация производства. Из-за снижения производства нефти и газа в 70-х годах правительство США начало программу «Energy Independence», которая подразумевала вложения в НИОКР со стороны государства и была запущена в 1977 г.
В результате, через 30 лет, а именно – с 2006 г., в США успешно началась добыча сланцевого газа. Увеличение производства сланцевого газа и нефти оказало значительное влияние на мировой нефтегазовый рынок. Успешная разработка сланцевых месторождения привела к переизбытку предложения нефти и природного газа и началу экспорта нефти и СПГ из США72.
СПГ-проекты с применением механизмов формирования цен с индексацией к JCC с последующей целью экспорта в АТР
Традиционно цена на СПГ привязана к ценам на сырую нефть – так, например, как в случае с ценой на импорт нефти, поставляемой в Японию, или на нефть марки «Брент». Американские СПГ-проекты индексируют цены на СПГ для экспорта к Henry Hub. В этом разделе рассмотрены СПГ-проекты, ориентированные на экспорт в АТР, с индексацией к сырой нефти. Вскоре после того, как 1 декабря 2013 г. правительство РФ отменило монопольное право ПАО «Газпрома» на экспорт СПГ, началось строительство завода по производству сжиженного природного газа на полуострове Ямал в Западной Сибири73. Россия стремится диверсифицировать свои экспортные рынки природного газа, и развитие новых СПГ-проектов, а также новых газотранспортных проектов «Сила Сибири» и «Алтай», ориентированных на газовый рынок Китая, представляет собой важный шаг в этом направлении. Министр энергетики Российской Федерации А.В. Новак отметил, что «реализация всего потенциала сегмента СПГ даст нам возможность расширить долю на рынке СПГ с нынешних 4-5% до 15-20%»74.
В абсолютных цифрах это даст увеличение экспорта газа более чем на 100 млрд м3 в год даже без учета роста трубопроводных поставок. Таким образом, Россия станет одним из мировых лидеров по поставкам СПГ75.
Такие факторы, как обострение конкуренции с углём и возобновляемыми источниками энергии, создают менее благоприятную ситуацию для традиционных поставщиков газа – таких как Россия, Норвегия и Алжир – на европейском газовом рынке в долгосрочной перспективе.
Одним из преимуществ СПГ в сравнении с экспортом газа по газопроводам является гарантированный спрос. В то же время, газопровод позволяет продавать газ только ограниченному кругу покупателей. Например, «Ямал СПГ» который был запушен в конце 2017 г., экспортирует газ не только в Европу, но также в Азию и США.
«Газпром» и «Роснефть» имеют планы по строительству заводов по сжижению газа во Владивостоке и на острове Сахалин. Учитывая, что есть проекты, которые не всегда могут выполнять свои обязательства по поставкам, российский Сахалин II СПГ, запущенный в феврале 2009 г., уже зарекомендовал себя в качестве надёжного партнёра. Объём производства в рамках проекта Сахалин II СПГ превзошел установленную проектную мощность, а все обязательства перед клиентами по экспорту СПГ были полностью выполнены.
Если все запланированные российские проекты на Дальнем Востоке будут воплощены в жизнь, то общий объем экспорта СПГ сможет достичь около 1/3 от общего объёма российского экспорта газа. Окончательное решение по строительству заводов в рамках реализации таких российских СПГ-проектов на Дальнем Востоке, как «Сахалин I», расширению «Сахалин II» и «Владивосток СПГ» пока не принято в силу разных причин.
Механизмы формирования цены на газ на мировом и азиатском рынках
Если провести сравнение мировых рынков газа и сырой нефти, то следует отметить, что глобальных цен на газ и мировых газовых хабов, где цены определяются спросом и предложением, не существует. Из-за трудностей с транспортировкой и хранением и огромных затрат на создание инфраструктуры цены на газ различны на газовых рынках каждого региона.
Кроме того, существуют различные механизмы формирования цен на газ в разных регионах и странах. На рынке физического газа существуют три основных механизма формирования цен для международной торговли, применение которых зависит от стадии развития соответствующего энергетического рынка (Рис. 3.1).
(1) кост плюс (издержки плюс) определяемая прямым счётом (суммированием) элементов затрат и приемлемой нормой прибыли в рамках производственно-сбытовой газовой цепочки от устья скважины до пункта сдачи-приёмки газа (цена срочных контрактов: минимальная инвестиционная цена, цена самофинансирования).
(2) нетбэк от стоимости замещения определяемая обратным счётом от цены (с дисконтом) конкурирующего с газом энергоресурса у потребителя («на горелке») к пункту сдачи-приёмки газа (цена срочных контрактов: максимальная инвестиционная цена, обеспечивающая производителю-экспортёру получение максимальной монетизируемой ресурсной ренты); исторически цена газа привязывается (индексируется) к цене сырой нефти (в АТР) или нефтепродуктов (в Европе).
(3) cпотовая цена (разовых сделок) определяемая в рамках конкуренции «газ-газ» на торговых площадках (физических или виртуальных) в тех или иных рыночных зонах (торговая – не инвестиционная – цена, может включаться в качестве механизма ценообразования в срочные контракты в условиях избытка предложения газа на рынке).103
В Европе цены на долгосрочные газовые контракты для международных сделок привязаны либо к ценам на нефтепродукты, либо к ценам на газ на европейских газовых хабах. Цены долгосрочных контрактов СПГ из США индексированы к Henry Hub. В Азиатско-Тихоокеанском регионе существуют три основных механизма формирования цены на газ – цена может базироваться на основе системы
(1) Привязка к JCC: нетбэк от стоимости замещение
(2) Привязка к Henry Hub: кост плюс
(3) Спотовая цена (цена разовых сделок)
В отличие от газового рынка северо-западной Европы, где долгосрочные контракты по поставкам природного газа с привязкой к спотовым ценам появились после 2008 г. и доля индексации цен природного газа к газовым хабам заменила или заменяет долю механизма формирования цен с индексацией к ценам нефтепродуктов, на рынке АТР еще не существует ликвидных международных газовых хабов. В северо-западной Европе цена на природный газ с привязкой к сырой нефти конкурирует с ценами, формирующимися на основе «газ-газ» на хабах. Спотовые сделки по СПГ осуществляются на азиатско-тихоокеанском рынке, однако сделки не проводятся через торговые площадки, такие как газовые хабы104. Сингапур, Токио и Шанхай стремятся стать мировым или региональным хабами, но пока являются лишь кандидатами на роль будущих ликвидных азиатских газовых хабов в мировой торговле газом. Эти планы находятся в зачаточном состоянии, и потребуются значительные усилия и время для образования ликвидных газовых хабов в Азии.
Азиатские рынки демонстрируют неоднородные характеристики по сравнению с европейскими и североамериканскими рынками природного газа. На азиатских рынках газа выше доля долгосрочных контрактов с нефтяной индексацией по сравнению с европейскими рынками, и особенно по сравнению с рынками северо-западной Европы. Три основных азиатских импортёра (Япония, Республика Корея и Тайвань) рассматривают энергетическую безопасность в качестве приоритета относительно других факторов, таких как выгодность цены и гибкость условий контрактов по причине того, что у них нет альтернативы. В 2008 г., европейский рынок природного газа испытал переизбыток предложения. Из-за поступления нового газа из Катара и падения спроса резко увеличилась доля торговли газа, индексированного к европейским газовым хабам. Оптовые продавцы на рынке покупали газ, индексированный к ценам нефтепродуктов. Покупатели оптового газа требовали спотовую цену, которая часто ниже, чем цена долгосрочных контрактов с привязкой к нефтепродуктам. Оптовые продавцы европейского рынка испытывали ценовые риски из-за того, что цена газа при покупке и продаже отличалась, и начали требовать индексации цены природного газа к ценам европейских хабов – в частности, NBP в Великобритании и ТТF в Нидерландах.
После того, как американские экспортёры ввели новый механизм ценообразования, привязав экспортные цены на СПГ к цене на Henry Hub, азиатские импортёры стали рассматривать этот механизм как дополнительный инструмент ценообразования и в качестве диверсификации источника предложения, так как динамика цены на нефть и Henry Hub разнятся, в зависимости от способа снижения цены на СПГ. Рост доли торговли с привязкой к Henry Hub не может считаться приростом доли индексации к ценам на хабах. Цена на Henry Hub не отражает баланс спроса и предложения на азиатских рынках, поэтому и цена на СПГ в АТР с привязкой к Henry Hub определяется ценой на Henry Hub с учетом транспортировки и затрат по сжижению, т.е. она является механизмом ценообразования на основе системы «кост плюс», а не «газ-газ». В принципе, цена американского СПГ отражает капитальные затраты, операционные затраты и фиксированный ежегодный доход.
В то время как долгосрочные контракты по импорту СПГ, заключенные с американскими компаниями, и цены на американский СПГ привязаны к ценам на Henry Hub, цены на большинство долгосрочных СПГ-контрактов в Азиатско-Тихоокеанском регионе индексируются к ценам JCC. В период 2001-2005 гг. функционировал «рынок покупателя», когда конкуренция между продавцами была сильнее из-за старта новых экспортных СПГ-проектов. Таким образом, контракты заключались на условиях, которые были выгодны потребителям. Например, некоторые СПГ-контракты, заключённые в этот период, имели коэффициент «А» ниже 10%. Так, к примеру, цена долгосрочных контрактов «Kogas» с «Сахалин Энерджи» была зафиксирована на уровне 3,5 долл./млн БТЕ, а цена на Йеменский СПГ была зафиксирована на уровне 3,15 долл./ млн БТЕ110.
Индия также достигла выгодных условий в переговорах с Катаром. В это же время был заключен единственный договор, подписанный японскими покупателями. Речь идет о долгосрочном контракте с Оманом. С конца 2005 до 2008 г. функционировал «рынок продавца», когда коэффициент «А» ряда долгосрочных СПГ-контрактов достигал 16%. Таким образом, коэффициент «А» в этот период вырос в 3-4 раза по сравнению с коэффициентом некоторых СПГ-контрактов, подписанных в период 2001-2005 г.111
Уровень коэффициента «А» долгосрочных контрактов не только отражает рыночную ситуацию на нефтяном рынке, но и меняется соответственно рыночной ситуации – при заключении контрактов или в результате переговоров. Однако процесс, в результате которого цены на газ сказываются на уровень коэффициента «А», занимает длительное время. Такой механизм формирования цены предпочитают покупатели, для которых важнее безопасность и стабильность поставок газа, чем цена на него. Монополисты внутреннего рынка – такие, как Kogas – не испытают ценовых рисков, индексируя оптовую цену к импортной цене на газ и валютным курсам. В Японии до либерализации газового рынка в 2017 г. складывалась похожая ситуация: тогда была фактически разрешена региональная монополия на рынке газа, и цена на газ определялась на основе «кост плюс».
Формула СПГ-контрактов в международной торговле в АТР. Привязка к Henry Hub: кост плюс
Ценовая конкурентоспособность СПГ с привязкой к JCC и к Henry Hub в АТР
На конкурентоспособность цены на СПГ в случае применения двух механизмов ценообразования – с индексацией к JCC и Henry Hub – оказывают воздействие несколько факторов. Главными из них являются ценовые уровни и разница цен между стоимостью сырой нефти и нефти, рассчитанной по Henry Hub. Кроме того, баланс спроса и предложения на азиатско-тихоокеанском рынке СПГ также будет играть здесь немаловажную роль. Могут прогнозироваться различные сценарии, где рассматриваются устойчивость и конкурентоспособность каждой из двух систем ценообразования и возможности перехода из одной системы в другую.
В случае дефицита поставок СПГ не следует ожидать, что переход от одной системы ценообразования на газ к другой будет применён. Иными словами, в случае недостаточного предложения на рынке вероятность того, что будет осуществляться переход от механизма формирования цены на СПГ, привязанной к цене на нефть, к механизму формирования цен на СПГ, привязанного к Henry Hub, очень невысока. (На рынке с дефицитной поставкой СПГ продавец, как правило, имеет больший вес. При этом он почти всегда заинтересован в том, чтобы цена была привязана к цене на нефть).
В случае избыточного предложения СПГ могут быть рассмотрены три возможных варианта:
Когда цена на СПГ, индексированный к JCC, ниже, чем цена на СПГ с привязкой к Henry Hub в течение продолжительного периода времени,
Когда цена на СПГ, индексированная к JCC, выше, чем цена на СПГ с индексацией к Henry Hub в течение продолжительного периода времени.
В таком случае замена системы ценообразования на СПГ с привязкой к JCC на механизм формирования цены с индексацией к Henry Hub может произойти с случае, когда у покупателя возникнет соответствующая потребность.
В данной главе были использованы следующие методы сравнительного анализа конкурентоспособности двух механизмов ценообразования на СПГ.
Метод 1
Цена на СПГ с индексацией к Henry Hub в японских портах, рассчитываемая по формуле ценообразования Sabine Pass СПГ, сравнивается с ценами на СПГ в четырёх главных экспортёрах в Японию в 2010-2016 гг. Четыре основных экспортёра были отобраны исходя из объёмов поставок в Японию. Это Катар, Малайзия, Австралия и Россия.
Япония была избрана в качестве примера, поскольку именно она является крупнейшим импортёром СПГ в мире и, таким образом, оказывает значительное влияние на рынок. Цены на Henry Hub прогнозируются на трёх различных уровнях: 2 долл./млн БТЕ, 4 долл./млн БТЕ и 6 долл./ млн БТЕ. Предполагаемый диапазон цены на Henry Hub – от 2 долл./млн БТЕ до 6 долл./ млн БТЕ – основан на ценах на Henry Hub в период 2010-2015 гг. (рис.3.9).
Согласно ежегодному энергетическому прогнозу EIA на 2014 г., цена на Henry Hub колебалась между 4 долл./млн БТЕ в 2030 г. и 8 долл./ млн БТЕ (рис. 3.10). Данные по ценам на импорт СПГ в Японии основываются на таможенных данных Японии130.
Метод 2 Возможные цены на СПГ с индексацией к Henry Hub в японских портах рассчитываются по формуле ценообразования Sabine Pass LNG и сравниваются с ценами на СПГ, зафиксированными в семи основных экспортёрах СПГ в Японию. Разница между методами 1) и 2) состоит в том, что, по методу 1), уровень цены на Henry Hub зафиксирован на уровне 2 долл./млн БТЕ, 4 долл./млн БТЕ и 6 долл./млн БТЕ. В случае применения метода 2) цены на американский СПГ в японских портах сравниваются с ценами на СПГ из основных экспортёров по фактическим ценам, рассчитанным по Henry Hub в период между 2010-2014 гг.
Метод 1. Сравнительный анализ – ценовая конкурентоспособность американского СПГ и СПГ из 4 главных экспортёров в Японию, при фиксированных ценах на Henry Hub и JCC c 2010 по 2014 гг.
На рис. 3.11 показана динамика цен на СПГ из четырёх основных экспортёров СПГ в Японию – России, Катара, Австралии и Малайзии – в период 2010-2014 гг. Цены на СПГ из этих четырёх экспортёров в Японию сравниваются с ценами на СПГ с привязкой к Henry Hub в Японии с фиксированным уровнем цены на Henry Hub в 4 долл./млн БТЕ, 6 долл./млн БТЕ и 8 долл./млн БТЕ. Цены на импортный СПГ состоят из спотовых цен на СПГ, а также цен на СПГ по долгосрочным контрактам, при этом за основу были взяты данные таможенной статистики.
В случае если цена на JCC превышает 100 долл./баррель, СПГ с привязкой к Henry Hub становится более конкурентоспособным по сравнению с СПГ крупных экспортёров в Японию. И даже при высоком уровне цен на Henry Hub в 8 долл./млн БТЕ цена на американский СПГ оказывается ниже, чем у других экспортёров, за исключением российского СПГ в 2011 г. и австралийского СПГ в 2011 и 2013 гг. В 2010 г., когда цена на JCC находилась на отметке 80 долл./баррель, цена на СПГ с привязкой к Henry Hub была ниже, чем у конкурентов. Исключение составил только проект Сахалин II. При этом американский СПГ теряет свои ценовые преимущества только в том случае, если цена на Henry Hub составляет 4 долл./млн БТЕ или ниже.
Метод 2. Сравнительный анализ ценовой конкурентоспособности американского СПГ и СПГ из 7 основных экспортёров в Японию, в ценах с привязкой к Henry Hub и JCC (за период 2010-2016 гг. )
На рис. 3.12 показаны возможные цены на американский СПГ в японских портах, основанные на фактической цене на Henry Hub – в сравнении с ценами из семи главных экспортёров СПГ в Японию в период между 2010-2014 гг.133 Судя по графику на рис.3.12 цена на американский СПГ примерно та же, что и цена на СПГ из Катара, Австралии, Брунея и Малайзии, и выше, чем цена на СПГ из России, Омана и Индонезии (рассматриваются данные за 2010 г., когда цена на JCC составляла 79 долл./баррель и на Henry Hub – 4,4 долл./млн БТЕ).
Американский СПГ в японских терминалах по дешевизне – на четвёртом месте в сравнении с СПГ из семи крупнейших экспортёров (после Омана, Индонезии и России). Разница в цене между американским СПГ и самым дорогим СПГ из Катара не столь велика и составляет 1,6 долл. /млн БТЕ.
Поскольку в 2010 г. цена на JCC взлетела с 79 долл./баррель до более чем 100 долл./баррель, а цена на Henry Hub в 2011-2013 гг. оставалась ниже уровня 2010 г., и в 2014 гг. цена на Henry Hub держалась на уровне 2010 г., то предполагаемая цена на СПГ из США была намного ниже по сравнению с другими крупными экспортёрами. Особенно в 2012 г., когда цены на американский СПГ в АТР остались примерно на 50% ниже, чем цены на СПГ из Катара, Малайзии, Брунея и Индонезии.