Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Природный газ как важнейший энергоисточник в мировой экономике . 11
1.1 Структурные сдвиги в мировой энергетике на современном этапе. 11
1.2. Рост спроса на газ на формирующемся мировом и региональных газовых рынках 37
1.3. Методика определения экспортного потенциала природного газа и его оценка в современном мире 46
Глава 2. Модели газовых рынков и их влияние на внешнеэкономические интересы России на формирующемся мировом рынке сниженного природного газа 60
2.1. Эволюция моделей газовых рынков и механизмов ценообразования на природный газ 60
2.2 Развитие спотовой торговли сжиженным природным газом и возможности для России 77
2.3. Государственное и наднациональное регулирование газового рынка в странах ЕС и необходимость диверсификации экспорта российского газа 93
Глава 3. Перспективы укрепления внешнеэкономических интересов России на рынках сжиженного природного газа 102
3.1. Обострение конкуренции на формирующемся мировом рынке сжиженного природного газа 102
3.2. Роль российских проектов по сжижению природного газа в укреплении ее внешнеэкономических позиций 122
3.3. Оценка экспортных возможностей России на формирующемся мировом рынке сжиженного природного газа 128
Заключение 169
Список используемой литературы 172
- Рост спроса на газ на формирующемся мировом и региональных газовых рынках
- Эволюция моделей газовых рынков и механизмов ценообразования на природный газ
- Государственное и наднациональное регулирование газового рынка в странах ЕС и необходимость диверсификации экспорта российского газа
- Оценка экспортных возможностей России на формирующемся мировом рынке сжиженного природного газа
Рост спроса на газ на формирующемся мировом и региональных газовых рынках
Согласно прогнозу экспертов МЭА33, ожидается, что в период 2012-2040 годов среднегодовой рост мировой экономики составит 3.3%, который, прежде всего, будет определяться странами Ближнего Востока, Африки и Индии. В свою очередь, этот рост вызовет дальнейшее увеличение спроса на энергоисточники на 1,8%, что несколько ниже, чем в период 2000-2014 годов, когда его значение было 2,3% в год. Снижение мирового потребления энергии может указывать на то, что глобальная энергетика находится в очередной переходной точке. Проведенный экспертами анализ результатов прогноза позволил укрепить предположение о наступлении следующего (четвертого) этапа развития мировой энергетики, который характеризуется снижением роста энергопотребления.34
В период 2015-2035г.г. в мировом энергобалансе ожидается увеличение доли потребления ПГ на 1,4%, в то время как доли других основных углеводородных энергоносителей будут уменьшаться, угля на 5,7%, а нефти на 3,9% (рис.22). Несмотря на опережающий 10,0% рост доли ВИЭ, их значение по-прежнему будет значительно меньше, чем доля 77,2% основных углеводородных энергоресурсов. Суммарная доля нефти и угля в мировом энергопотреблении уменьшится почти на 9,6%, а общая доля ВИЭ и ПГ наоборот увеличится приблизительно на 8,1%. Такие изменения в мировом энергобалансе говорят о замещении в потреблении «вредных» энергоресурсов наиболее чистыми энергоисточниками, включая ПГ.
В период 2015-2035 годов аналогичная тенденция возрастания доли ПГ ожидается в энергобалансе потребления на региональных рынках ПГ (таб. 2). Отметим, что в промышленно развитых странах рост доли ПГ в энергобалансе растут быстрее, чем в развивающихся странах. Это объясняется недостаточностью финансирования структурных изменений в энергетике этих стран и проводимой ими внутренней энергетической политики. Тем не менее, на всех региональных рынках отмечается переход к низкоуглеродистой энергетике, за счет расширения использования ПГ и ВИЭ. Увеличение доли ПГ в энергопотреблении на мировом и региональном уровнях подтверждает возрастание его значения, как доминирующего энергоисточника на период перехода к шестому технологическому укладу (таб.2).
Особенно наглядно прогнозируемый рост использования ПГ проявится в Японии, где в 2011 году произошла крупная авария на атомной станции в Фукусиме. Эта трагедия заставила руководство страны переосмыслить развитие национального энергетического сектора. В результате было подтверждено намерение Японии продолжать переход к низкоуглеродистой энергетике, что отражается в прогнозируемых изменениях структуры потребления энергии в виде роста долей ПГ, ВИЭ, атомных станций, при снижении использования угля и нефти (рис.23).
Следует отметить тот факт, что Япония практически не имеет месторождений углеводородных энергоресурсов. Поэтому ставка на увеличение использования ПГ, при уменьшении потребления других углеводородных ресурсов, не отягощена предпочтениями, обычно проявляющимися у стран в отношении энергоресурсов, добываемых на своей территории. То есть, Япония осуществляет свой выбор исходя из стоимости применяемого энергоресурса «на горелке» и его экологичности, и в этих условиях предпочтение отдается использованию ПГ.
Недостаток в ряде стран инвестиций на переход к низкоуглеродистой энергетике может оказывать сдерживающее влияние на расширение использования в них «чистых» энергоисточников.
Происходящие структурные изменения в мировой энергетике в значительной степени вызваны возрастающей ролью ПГ, опережающий спрос на который вызван относительно низкой ценой и распространенностью его месторождений в мире. Наступление времени, когда потребление ПГ, в конечном счете, обгонит другие наиболее используемые углеводородные виды топлива (уголь и нефть), в настоящее время находит все больше подтверждений, которые уже начали выходить на качественно новый уровень достоверности.
В 2011 году МЭА задался этим вопросом в своем ежегодном специальном отчете, названном "Входим ли мы в золотой век газа?".35 В нем отмечается, что мировой ежегодный спрос на ПГ с 3,3 трлн.м3 в 2011 году увеличится до 5,1 трлн.м3 к 2035 году, то есть возрастет на 1,8 трлн.м3 или почти на 55%.
В прогнозах ФГБУН «ИнЭИ РАН» и АЦ при Правительстве РФ, МЭА, ВР и др., отмечается, что в среднесрочной перспективе спрос на ПГ будет иметь опережающий рост по сравнению с другими основными углеводородными энергоресурсами (таб.3).
Опережающий рост потребления ПГ отмечается также и в самом жестком сценарии прогноза МЭА "450 Scenario", который определяет развитие энергетики в соответствии с поставленной задачей по ограничению глобального повышения температуры до 20C, при концентрации парниковых газов в атмосфере примерно до 450 частей СО2.на миллион.36 Возрастание роли ПГ будет происходить под влиянием ряда тесно связанных между собой факторов, которые разнонаправленно воздействуют на процесс становления ПГ как предпочтительного углеводородного ископаемого энергоресурса. Основные из этих факторов будут отмечены ниже.
Обычно страны предпочитают использовать энергоресурсы, месторождения которых находятся на своих территориях. Например, в Африке целый ряд стран обладают большими запасами угля, нефти и ПГ (таб.4). Согласно прогнозу ВР37, на Африканском континенте к 2035г. (рис.24) ожидается падение потребление угля на 5,3%, при этом доли нефти и ПГ в энергобалансе континента изменятся незначительно. В то же время, преобладающим будет оставаться использование нефти (41%). Если учесть, что запасами нефти обладают 13 стран Африки, а запасами угля и ПГ соответственно 2 и 5 стран, то можно предположить с высокой степенью вероятности, что предпочтение к использованию нефти вызвано ее большей доступностью (распространенностью). Отметим, что меньшая доступность ПГ, кроме не распространённости его месторождений в Африке, также определяется более сложной, по сравнению с нефтью, транспортировкой ПГ к конечному потребителю.
В прогнозе МЭА по изменению энергобаланса Африки можно отметить опережающий рост доли ВИЭ, но их доля пока незначительна.
Из сказанного можно сделать вывод, что этот прогноз показывает тенденцию перехода к низкоуглеродистой энергетике, при замедлении темпов возрастания роли ПГ, как предпочтительного углеводородного энергоисточника, вследствие опоры на использование энергоресурсов, месторождения которых имеют большее распространение (доступность).
Имеется множество факторов, которые могут в меньшей степени, чем уголь, повлиять на прогнозируемую динамику спроса на ПГ. Среди таких факторов необходимо выделить ВИЭ, доля которых в мировом энергобалансе, согласно прогнозам, будет возрастать с большими темпами, чем у других видов энергоисточников. Такое увеличение, в рамках выполнения принятых ограничений по вредным выбросам в атмосферу, не может не отразиться в определённой степени на динамику спроса на ПГ, особенно в секторе производства электроэнергии.
Себестоимость использования ВИЭ на энергии ветра и солнечного излучения снижается быстро, при одновременном постоянном повышении энергетической рентабельности (EROI), то есть, увеличении отношения количества энергии, полученной от использования установки (на ее выходе), к количеству израсходованной ей первичной энергии (на ее входе). На расширение использования ВИЭ большое влияние оказывает сдерживающий географический фактор, то есть размещение энергоустановок в местах, где имеется наличие соответствующих видов используемой первичной энергии, то есть, где значительное время года «дует ветер», «светит солнце», присутствуют периодические приливы/отливы и т.п. Кроме того, увеличение мощностей ВИЭ требует больших капиталовложений, что также сдерживает расширение их использования. Можно предположить, что в дальнейшем действие факторов, сдерживающих рост внедрения ВИЭ, позволит в определенной степени увеличить спрос на ПГ.
Эволюция моделей газовых рынков и механизмов ценообразования на природный газ
Одной из основных причин дезинтеграция региональных рынков СПГ являются высокие затраты на его транспортировку. К крупнейшим региональным рынкам СПГ относятся североамериканский, европейский и рынок АТР.
Процесс формирования единого мирового рынка ПГ начал осуществляться путем предоставления потребителям более гибких условий по выбору поставщиков, расширением диверсификации поставок, совершенствования механизмов ценообразования как на ПГ, так и на услуги по транспортировке и хранению ПГ.
Становление единого мирового рынка ПГ проходит через ряд стадий: начальный рост – интенсивное развитие рынка – зрелый рынок (рис.29).
В настоящее время мировой рынок ПГ находится на этапе интенсивного развития, характеризующийся наличием конкуренции, постепенным снижением цен на ПГ и многообразием договорных инструментов, в основе которых лежит процесс формирования цены, базирующемся на трех основных подходах:
1. «Издержки плюс» («cost-plus») - цена определяется на основе издержек производства и транспортировки ПГ по всей цепочке от месторождения до потребителя, плюс приемлемая норма прибыли. Используется на неконкурентных рынках «физической» энергии, нижним пределом цены для производителя является «инвестиционная» цена.
2. «Нетбэк» («netback») - цена определяется стоимостью замещения ресурса у потребителя. Применяется на конкурентных рынках ПГ. Верхним пределом цены для потребителя является «инвестиционная» цена.
3. Спотовое или биржевое ценообразование: цена соответствующая балансу спрос/предложение на конкурентных рынках ПГ (спот/форвард) и/или «бумажной» (финансовые деривативы, привязанные к фьючерсным контрактам) энергии.
На стадии начального роста функционируют неконкурентные рынки физической энергии. Применяются долгосрочные контракты с формированием цены на основе «издержки плюс» («cost-plus»). Ввиду отсутствия биржевой торговли рынки бумажной энергии невозможны. Определяемый производителями ПГ на этой стадии подход к формированию цены «издержки плюс» для потребителя включал в себя затраты производителя на добычу и транспортировку ПГ до места продажи, а также определенный элемент прибыли (премию). При таком механизме добывающие компании не имеют высокой рентабельности. До 1962 года торговля ПГ в континентальной Европе осуществлялась на базе принципа ценообразования «издержки-плюс».
В период интенсивного роста появляются конкурентные рынки физической энергии. Основа ценообразования в долгосрочных контрактах пополняется подходом «нэтбэк» («netback») от стоимости замещения, который обеспечил повышение рентабельности. Бльшая часть закупок на мировом рынке ПГ осуществляется с применением долгосрочных газовых контрактов, базирующихся на механизме ценообразования «нетбэк». Вместе с тем, необходимо отметить, что доля применения таких контрактов с каждым годом уменьшается, а доля спотовой торговли увеличивается. Рынки бумажной энергии неразвиты.
Прогнозируемый к 2025 году полный переход к зрелому (насыщенному) рынку, который произойдет после достижения пика производства ПГ,52 будет характеризоваться функционированием конкурентных рынков физической и «бумажной» энергии. К применению долгосрочных контрактов добавится спот торговля. Рынки бумажной торговли будут развиты, финансовые инструменты пополняются фьючерсами-опционами на биржевом и внебиржевом рынках. Согласно прогнозу, пик производства ПГ будет достигнут к 2025 году, после чего и произойдет переход мирового рынка ПГ к стадии зрелого рынка.53
Не умаляя значимости решения других проблем, определяющих успешное продвижение к единому мировому рынку, вопрос формирования единого механизма ценообразования на ПГ, в настоящее время, приобрел особую значимость. Беспрецедентные темпы роста, сменившиеся резким падением, который произошёл в середине 2008г, стали причиной сильной волатильности цен на основные ископаемые углеводородные энергоресурсы. Такое колебание стоимости вызвало нестабильность и непредсказуемость в мировой торговле ПГ, особенно по долгосрочным контрактам с нефтяной индексацией (НИ).
Существующий уровень технологий доставки по цепочке от производителя к конечному потребителю вносит в стоимость ПГ значимую часть транспортной составляющей, иногда превышающую половину его стоимости.
Механизмы ценообразования на мировом рынке ПГ условно подразделяются по применяемым моделям организации рынка. В настоящее время основными из них являются:
региональная модель, основанная на вертикальной интеграции газовых компаний и долгосрочных контрактах;
модель с множеством ликвидных торговых площадок - хабов (hub).
Соответствующие этим моделям способы формирования цен имеют следующие отличия.
В долгосрочных контрактах, в цене учитываются особые свойства ПГ как товара. При этом, поставщик и покупатель оговаривают начальную цену и способ ее индексации, а также предусматривают коррекцию цены на ПГ, как правило, в соответствии с изменением стоимости нефти. Система долгосрочных контрактов ограничивает вход на рынок другим поставщикам, тем самым снижая уровень конкуренции.
На ликвидных площадках (хабах) ПГ продается, как обычный товар. Его стоимость определяется текущим соотношением спроса и предложения, что в наибольшей степени соответствует условиям идеального рынка с возможностями свободного входа/выхода для его участников, свободного доступа к товару всех потенциальных потребителей и полную открытость рыночной информации для всех участников.
В настоящее время модели «нетбэк» («netback») соответствуют все региональные рынки ПГ, за исключением рынка Северной Америки. При этом, если на европейском рынке быстрыми темпами растет доля спотовой торговли ПГ, то на азиатских рынках по-прежнему прогнозируется доминирование применения долгосрочных контрактов с тенденцией уменьшения степени НИ. Причиной этому является то, что большая часть СПГ на эти рынки будет поставляться с весьма дорогостоящих проектов Австралии, Восточной Африки и др., Вдобавок к этому, большинство принятых инвестиционных решений по этим проектам предусматривали применение долгосрочных контрактов с НИ. Кроме того, катастрофа в Фукусиме (Японии) в 2011году в сочетании с высокими ценами на нефть оказала влияние на азиатских покупателей, выразившееся в заключении долгосрочных контрактов. Поэтому на азиатских рынках стоимость ПГ остается в жесткой зависимости от цен на нефть.
Модели спотового/биржевого ценообразования соответствуют рынки Северной Америки и Великобритании.
Переход к краткосрочным контрактам как доминирующей форме соглашений между поставщиками и потребителями будет возможным только по завершению формирования базовой газовой инфраструктуры, после окупаемости произведенных ранее капиталовложений в долгосрочные капиталоемкие проекты по добыче и транспортировке ПГ. То есть, когда капиталовложения в новые проекты станут приводить к добавлению очередных альтернативных путей транспортировки и источникам поставок ПГ в дополнение к уже имеющимся составляющим в основной газовой инфраструктуре, за исключением новых районов, где она отсутствует или слабо развита.54
Продолжение применения долгосрочных контрактов позволяет уменьшить риски финансирования крупномасштабных инвестиционных проектов в газовой отрасли, что уменьшает финансовые издержки в их реализации. Отказ от применения долгосрочных контрактов будет возможен тогда, когда будут найдены эффективные механизмы распределения финансовых рисков между всеми участниками газового рынка.
Государственное и наднациональное регулирование газового рынка в странах ЕС и необходимость диверсификации экспорта российского газа
Регулирование в энергетическом секторе Евросоюза призвано обеспечить устойчивость развития, безопасность и надежность поставок энергоресурсов, а также либерализацию энергетических рынков стран региона. При этом достижение поставленных целей должно сопровождаться повышением энергоэффективности, и соответствовать действующим нормам защиты окружающей среды.
Началом преобразованиям энергетического сектора ЕС послужило одобрение в 1996 г. Первой электроэнергетической директивы (рис.45). Через два года была принята Первая газовая директива, которая вместе с Первой электроэнергетической директивой составила Первый энергетический пакет ЕС73, включивший нормативную базу, содержащую минимум общих правил по либерализации европейских рынков электроэнергии и ПГ.
С целью ускорения формирования единого регионального энергетического рынка в 2000г. был принят Второй энергетический пакет ЕС74, заменивший первый, и включивший в себя Вторую электроэнергетическую и Вторую газовую директивы. Этот пакет стал завершением двух нормативов, касающихся условий доступа к сетям электроэнергии и транспортировки ПГ, а также трансграничных поставок.
Затем результаты проведенного в 2005-2006 годах анализа принятых изменений показали, что либерализация европейского рынка ПГ оказалась не столь эффективной, как предполагалось. Рост спотовых продаж на рынке ПГ был недостаточным, доля оптовых продаж оставалась высокой, и по-прежнему доминировали вертикально интегрированные предприятия. Как следствие, ожидаемого снижения уровня цен на ПГ не произошло.
В июле 2009 года Еврокомиссией был одобрен третий энергетический пакет75, который определил ряд норм для внутреннего энергетического рынка Евросоюза. В основу третьего энергетического пакета положили разделение деятельности, предусматривающее дезинтеграцию бизнеса на энергетические компании по добыче и транспортировке энергоносителей с предоставлением доступа к транспортным сетям третьим сторонам. Целью принятия третьего энергетического пакета является решение структурных проблем внутреннего рынка ЕС, а также стимулирование осуществления инвестиций в энергетическую инфраструктуру, укрепление и расширение трансграничной торговли. На ближайшую перспективу третий энергетический пакет станет основой нормативной базы функционирования и дальнейшего формирования рынка ПГ в Европе.
Принятие третьего энергетического пакета является логическим продолжением развития спотового рынка в Европе. Одним из первых результатов последнего изменения стало улучшение конкурентной среды, в виде расширения типов применяемых контрактов за счет организации торгов на создаваемых площадках (хабах), предоставляющих возможность заключать спотовые сделки купли-продажи ПГ на основе конкурентного механизма ценообразования ГГ.
Еще во времена СССР было положено начало успешному сотрудничеству с ЕС в области энергетики. Затем Россия продолжила взаимовыгодные бесперебойные поставки энергоресурсов на рынок Европы, в том числе ПГ компанией Газпром. Но, несмотря на определенную взаимозависимость и продолжительный период успешного энергетического сотрудничества, за последнее время в наших отношениях, касающихся газовой отрасли, накопился ряд проблем, которые обострились далеко не лучшими политическими отношениями. К основным из этих проблем можно отнести следующие:76
ретроспективное распространение структурных предписаний третьего энергетического пакета повлекло лишение прав российского поставщика на свои сетевые активы в ЕС, чем были серьезно нарушены и их инвестиционные права.
доминирующее положение Газпрома на рынках ПГ восьми стран Центральной и Восточной Европы в 2012 году стало причиной возбуждения антимонопольного расследования Комиссией EC по признакам злоупотребления. Одним из ключевых вопросов стало подозрение в применении российским поставщиком несправедливых цен, хотя за более чем сорокалетнюю историю поставок ПГ в ЕС подобных претензий ни разу не предъявлялось. Долгосрочные экспортные контракты Газпрома никогда не подвергались атакам Комиссии ЕС, а имевшиеся по ним вопросы решались исключительно в режиме неформальных взаимоприемлемых урегулирований, что позволяло должным образом учитывать права и законные интересы стран - экспортеров ПГ и исключать риск пересмотра правил игры в одностороннем порядке. Ценовое подозрение Комиссии вызывает по крайней мере удивление, так как в рамках антидемпинговых дел Европейский суд назвал экспортную цену российского ПГ в одном из основных европейских пунктов сбыта "свободной от рыночных искажений". Вдобавок к этому, на уровне ЕС полностью отсутствует практика по делам о несправедливом ценообразовании. За более чем пятидесятилетнее существование конкурентного права ЕС только несколько подобных дел доходили до Суда ЕС, и лишь в одном случае он согласился с обоснованностью позиции Комиссии.
К этим проблемам можно добавить наложение запрета Комиссией на строительство газопровода по дну Черного моря с целью диверсификации путей транспортировки российского ПГ в Европу, и исключения проблемной Украины, как страны транзитера. До настоящего времени эта проблема полностью не урегулирована, хотя ее решение принесло бы выгоды обеим сторонам.
С целью дальнейшего развития своего рынка ПГ в 2014-2016 годах ЕС принял Программные и законодательные инициативы.77, среди которых отметим следующие :
Стратегия энергетической безопасности ЕС
В мае 2014 года Еврокомиссия представила новую Европейскую стратегию энергобезопасности78, в которой вопросы перспективного развития европейской энергетики увязаны с анализом энергетической зависимости отдельных государств. Особое внимание уделено поставкам ПГ из России и тем странам, где они составляют более 50% от общего объема импортируемого ПГ. Решение вопросов укрепления энергетической безопасности рассчитано на долгий период, поэтому они включают краткосрочные и долгосрочные меры.
Одной из основных задач этой стратегии стал поиск решений в случае возникновения проблем по одному из направлений поставок ПГ в ЕС. По сути, предложенная стратегия энергетической безопасности, готовит европейское сообщество к обеспечению функционирования своей экономики в условиях наличия рисков, в том числе полной или частичной остановки поставок ПГ из России, предлагая для компенсации недостающих объемов ПГ меры краткосрочного и долгосрочного характера.
Создание Энергетического союза ЕС.
Документ по созданию Европейского энергетического союза был опубликован Еврокомиссией в феврале 2015 года79. В нем предусматривается выработка консолидированной позиции всех стран ЕС по вопросам энергетики, включая и взаимоотношения с третьими странами. Ключевые положения стратегии вполне укладываются в русло европейской энергетической политики. Создание Энергосоюза призвано помочь ЕС «обрести единый голос во время переговоров с третьими странами».
Стратегия по созданию Энергетического Союза по своему значению уступает только третьему энергетическому проекту. Она отражает стремление Еврокомиссии обрести значительную часть полномочий суверенных членов ЕС с целью проведения своей внешней энергетической политики. Одновременно в этой стратегии определены страны для развития стратегического сотрудничества, среди которых названы Алжир, Турция, Азербайджан, Туркмения, страны Ближнего Востока, Африка, Норвегия, США и Канада, с особенным акцентом на сотрудничество с Украиной.80 В этом документе о России указано только то, что в сфере энергетики, при благоприятных условиях возможен пересмотр с ней отношений, при соблюдении рыночной открытости, справедливой конкуренции и взаимной выгоды.
Пересмотр решения об информационном обмене в рамках межправительственных соглашений в сфере энергетики (IGA Decision 994/2012).
Дорожная карта Энергетического Союза предусматривает пересмотр обмена информацией по межправительственным соглашениям стран ЕС с третьими странами в сфере энергетики, что регламентируется решением Европейского Совета от 25 октября 2012 года81. Это было вызвано тем, что Еврокомиссия получала информацию о межправительственных соглашениях только после их подписания. При выявлении несоответствий двустороннего договора европейскому законодательству, последующее изменение уже подписанного соглашения было затруднительным.
Оценка экспортных возможностей России на формирующемся мировом рынке сжиженного природного газа
Мировой рынок СПГ, с точки зрения объемов поставок, можно подразделить на Европейский, АТР и Американский рынки (рис.66). При этом рынок АТР показывает наибольший рост потребления СПГ.
Увеличение доли на рынке СПГ АТР даст возможность России хеджировать свои риски от возможного снижения поставок в Европу, которая в последнее время проводит жесткую политику снижения зависимости от российских энергоресурсов. Кроме того, развитие производства СПГ позволит осуществлять более мобильные и гибкие поставки российского ПГ на международные рынки вне зависимости от существующей газопроводной инфраструктуры.
При оценке возможностей поставок российского СПГ на рынки Европы и АТР, прежде всего, учитывалась конкурентоспособность его конечной стоимости поставки и уровень неудовлетворенного спроса регионального рынка. В результате проведенного исследования была произведена оценка возможных дополнительных объемов экспортных поставок СПГ на региональные рынки Европы и АТР. Полученная оценка может служить основанием для принятия решений по увеличению и локализации производства СПГ в России.
После завершения строительства ряда СПГ заводов, к 2019 году наиболее крупными производителями СПГ в мире станут Австралия (87 млн.т/год), Катар (78 млн.т/год), США (63 млн.т/год), Малайзия (30 млн.т/год). В это же время с вводом в эксплуатацию завода Ямал СПГ Россия будет производить приблизительно 26 млн.т/год. С учетом динамики регионального спроса (рис.67), транспортных затрат и условий его доставки, при оценке возможностей России по экспортным поставкам СПГ бльший интерес в прогнозируемый период представляют рынки АТР и Европы.
Одним из дополнительных преимуществ российских СПГ проектов является то, что используемые ими пути поставки не проходят через так называемые "узкие места" -Малаккский и Ормузский проливы, которые порой создают трудности, вызываемые перегруженностью этих проходов танкерами, а также находятся в регионах с политической нестабильностью. Кроме того, сравнение безубыточной стоимости СПГ различных поставщиков также позволяет говорить о сильных позициях, занимаемых российскими производителями (рис.68).
Анализ преференций покупателя в выборе поставщиков, будет основан на безубыточных ценах производителей СПГ и транспортных затратах до места поставки.
Иногда, по многим причинам, поставщики СПГ вопрос получения своей прибыли на короткий период времени отодвигают на второй план, например, для входа на рынок, удержания своих покупателей и др., по этим причинам конечная стоимость СПГ в этот период может корректироваться в меньшую сторону.
При проведении анализа краткосрочное снижение цен, а также возможное влияние на них политических факторов в расчет не принимались.
Безубыточная стоимость производства определяет нижнюю границу продажи СПГ. Поэтому предлагаемая покупателю стоимость СПГ включают определенную маржу (премию). Кроме этого, если покупатель не желает брать на себя обязательства по доставке закупаемого СПГ, цена будет включать и затраты на транспортировку до места поставки. В долгосрочных контрактах с нефтяной индексацией (JCC) место поставки фиксируется. В сделках с американскими поставщиками, как правило, используется индексация Henry Hub, и место поставки заранее не фиксируется. Такая «свобода» позволяет использовать гибкость в выборе места поставки закупленного СПГ, и оперативно его менять в зависимости от текущей рыночной динамики цен.
В отличие от «сухого» ПГ, готового к прямому применению, использование закупаемого СПГ требует наличия соответствующей дополнительной инфраструктуры. Поэтому, предполагается, что страны импортеры располагают или будут располагать на момент поставки необходимыми причалами, достаточными хранилищами, мощностями по регазификации и подготовки к потреблению получаемых объемов СПГ.
Преимущество величины безубыточной цены производства СПГ, может быть нивелировано транспортными расходами по его доставке покупателю. Транспортировка СПГ покупателям осуществляется газовозами различного водоизмещения (рис.70). При этом, стоимость транспортировки определяется не только расстоянием, но и в немалой степени типом, полезным объемом и уровнем загрузки используемых газовозов.
Например, планируется, что транспортировка СПГ с ямальского проекта будет осуществляться газовозами ледокольного класса, вследствие чего прогнозируемые расходы по доставке будут больше на 1,0-1,5 долл.США/млн.БТЕ, чем при использовании обычных газовозов. Заметим, что существующее в настоящее время превышение предложений на рынке морских перевозок СПГ вызвало снижение стоимости фрахта танкеров.
Расположение региональных рынков АТР и Европы предоставляет определенные преимущества российским производителям СПГ с точки зрения уровня транспортных затрат. Сравнение конкурентоспособности на этих рынках российских экспортеров и мировых лидеров по поставкам, таких как Катар, США, Австралия и из Восточной Африки, будет произведено на основе безубыточных цен производства СПГ и транспортных затрат до места поставки.
При оценке экспортных возможностей российского СПГ в АТР, рассмотриваются рынки наиболее крупных региональных импортеров Японии, Южной Кореи, Китая, Индии и Тайваня. Ожидается, что в указанных странах в прогнозируемый период не будут вводиться в строй новые СПГ мощности.100
Япония.
Япония не обладает месторождениями ПГ. Вместе с тем, она имеет богатые запасы гидрата метана. В настоящее время его экспериментальную добычу с глубины 1300м осуществляет японская госкомпания Japan Oil Gas & Metals National Corp в Наккайской впадине, в 80км к югу от о.Хонсю. Себестоимость 1 тыс. м3 добываемого газа составляет 400-1200 долл.США. Тем не менее, японские специалисты полны энтузиазма и собираются дальше развивать это перспективное, как они считают, направление. Другого производства нет, поэтому свои потребности в ПГ Япония удовлетворяет за счет импорта СПГ.
Динамика соотношения прогнозируемого спроса на СПГ и законтрактованных его объемов такова, что после 2021 года в Японии спрос начнет превышать контрактные поставки и эта разница будет неуклонно возрастать до 2030 года (рис.71, таб.15). В период 2022-2030 годов общий объем не законтрактованных объемов спроса СПГ достигнет 95 млн.т. (рис.72).
В Японии практически отсутствует собственное производство ПГ, поэтому, в период 2022-2030 годов можно ожидать заключение японскими потребителями новых контрактов на поставку прогнозируемых недостающих объемов СПГ (95 млн.т.), что соответствует среднегодовому дополнительному импорту 11,9 млн.т/год. Вместе с тем, крупнейшие энергетические компании Японии перезаключая свои контракты, допускают возможности продажи излишков импортируемого СПГ, что допускается в рамках осуществления правительством страны мер по превращению Японии в торговый хаб СПГ.
В мае 2016 г. Министерство экономики, торговли и промышленности Японии опубликовало стратегию развития рынка СПГ страны.101 Принятая стратегия, в частности, предусматривает сокращение доли поставок СПГ по долгосрочным контрактам, а также стимулирование перепродаж СПГ в другие страны, что упростит избавление от его возможных излишков. Кроме этого, предполагается прекращение использование НИ в определении стоимости СПГ, что будет подкреплено созданием в Японии к 2020 году международного торгового хаба СПГ.
В связи с этим, вполне вероятно, что большая часть выше отмеченных недостающих объемов СПГ будет приобретаться на создаваемой в Японии международной торговой площадке (хабе). С другой стороны возможности перепродажи излишков импортируемого СПГ на этой же площадке, может увеличить его импорт в Японию.
Основываясь на безубыточной цене производства СПГ и затрат на его транспортировку в Японию, можно оценить безубыточные цены ведущих мировых поставщиков, соответствующие месту поставки (рис.73).