Под газовой вуалью

Рубрика:

Прогноз

 

Авторы

Пшеничников Сергей, Генеральный директор компании IT Energy Analytics

Монахова Елена, Генеральный директор ЗАО "Тейдер"

 

 

    Технико-экономические показатели тепловых электростанций (ТЭС) находятся в зависимости от изменения стоимости энергоресурсов, и поэтому их моделирование требует исследования входного потока - стоимости топлива.
    Как мы уже упоминали в предыдущих публикациях1, топливная составляющая занимает 65-70% в себестоимости генерации ТЭС, причем основным видом топлива для российских тепловых станций ОГК/ТГК является газ - 75%.
    Разыгравшийся в начале года скандал с Украиной заставил всю Европу долго и подробно обсуждать газовую тему.
    От чего зависит цена газа? Какова формула расчета этой цены? Каковы ценовые прогнозы в данном сегменте на 2009 г.?
    Почти месяц российские и зарубежные СМИ активно искали ответы на эти вопросы. Добавим к ним свои вопросы и попробуем ответить на все сразу.

 

    По следам "секретной" формулы
    Украинский инцидент в начале 2009 г. еще раз продемонстрировал, что формульный подход к расчетам цен на энергоносители становится актуальным. Его стараются придерживаться в контрактах как с европейскими странами, так и с государствами ближнего зарубежья. Для каждого случая формула своя, но прослеживаются и общие принципы.
    Традиционно цена газа определяется по соотношению с ценами на продукты-заменители (мазут, бензин) в предыдущем периоде. При этом согласно нашим исследованиям их стоимость изменяется практически синхронно с ценами на нефть.
    В контракте с Украиной цена газа вычисляется по формуле:

    Pn = 0,5 P0 (G/G0 + M/M0),
    где G и G0 - цены на бензин (средние за квартал); M и M0 - цены на мазут (средние за квартал).

    Цену на бензин можно приближенно рассчитать через цену нефти следующим образом:

    G = 4 + 0,0381 Ч B,
    где B - цена за баррель нефти.

    В таблице 1 приведены результаты расчетов газовых цен по вышеуказанной формуле с использованием сценарного подхода (при разных ценах на нефть).
    По причине запаздывания и ввиду усреднения цен на заменители за расчетный период волатильность цены на газ ниже, чем цен на нефть и нефтепродукты. Кроме того, алгоритмы расчетов газовой цены в долгосрочных контрактах (которые иной раз заключаются на десятки лет) и на краткосрочном рынке различаются.
    Если же цены на энергоносители представить в единой системе измерений (долл./ГДж), то окажется, что в настоящее время довольно близки цены 1 ГДж энергии, получаемого из:

  • российского газа в Германии;
  • индонезийского сжиженного природного газа в Японии.
    Вывод 1: для расчета цены сухого газа может быть использована цена СПГ, если сравнивать стоимость их энергетического эквивалента.
    Немаловажной компонентой газовых расчетов является стоимость транспортировки сухого газа. В контракте с Украиной стоимость транзита через территорию этой страны в 2010 г. (без льгот) 1000 куб. м газа на расстояние 100 км вычисляется по приближенной формуле (если "выпрямить" контрактный алгоритм):

 

    2,04 + 0,0025 Ч P,
    где P - текущая цена 1000 куб. м газа (в долл.).

    На следующие годы предусмотрена поправка на инфляцию первого слагаемого. Учитывая, что расстояние транзита через Украину примерно 1200 км, получаем стоимость транспортировки 1000 куб. м газа (в долл.):

    25,3 + 0,03 Ч P.

    Длина газопровода Уренгой - Помары - Ужгород равна 4451 км. По этой же формуле стоимость транспортировки газа:

    90,8 + 0,111 Ч P.

    Если принять P = 450 долл., то транспортные расходы на газопроводе Уренгой - Помары - Ужгород составят около 140 долл., или менее трети рыночной цены газа.
    Для получения более "рельефной" картины сопоставим указанные расходы со стоимостью транспортировки сжиженного природного газа (СПГ). По данным компании "Совкомфлот", стоимость транспортировки СПГ и сухого газа на расстояние, равное длине газопровода Уренгой - Помары - Ужгород (4 451 км, или 2 403 морские мили), примерно одинакова. Стоимость транспортировки СПГ также составляет около трети его рыночной цены.
    Очевидно, что в интересах России обосновать как можно более высокую цену на газ для Европы. Есть ли здесь резервы? Похоже, есть. Если заменителем сухого газа считать не мазут, а СПГ (что вполне обоснованно с технологической точки зрения), то цена сухого газа в Европе должна быть примерно равна цене сжиженного природного газа (461 долл. за 1000 куб. м в начале февраля 2009 г.) с учетом равной стоимости транспортировки сухого газа на газопроводе Уренгой - Помары - Ужгород и стоимости транспортировки СПГ на расстояние, соответствующее длине этого газопровода.
    Вывод 2. Для расчета цены сухого газа может быть использована цена СПГ, если сравнивать стоимость их транспортировки.
    Можно ли заменить природный газ?
    Возможности замещения природного газа другими видами топлива:

  • для отопления: замена сравнительно недорога, объемы определяются количеством выделяемой при сжигании энергии; КПД практически не соотносится с видом топлива;
  • для производства электроэнергии: зависит от применяемого оборудования. В целом замена возможна, хотя обычно КПД газовых электростанций значительно выше, чем станций, работающих на мазуте или, тем более, на угле. Если принять коэффициент замещения 1,2, то для замены 1 ГДж энергии газа потребуется 1,2 ГДж энергии других энергоносителей, например: 1 000 куб. м газа замещается 1,2 Ч 6,3 = 7,56 баррелями нефтепродуктов);
  • для бытовых нужд: замена почти невозможна, повсеместное отключение газовых плит и установка электрических рискуют стать весьма медленным и конфликтным процессом;
  • для промышленности: зависит от технологии.
    Не следует забывать, что природный газ является самым экологически чистым видом топлива, поскольку в нем содержится наибольшая массовая доля водорода (по сравнению с другими видами энергоносителей) и при сжигании выделяется наименьшее количество CO2, основного парникового газа. В сегодняшней Европе это - весомый аргумент за природный газ.
    Существуют и другие ограничения. По данным "BP Statistical Review of World Energy June 2008", в странах Евросоюза в прошлом году ежедневно потреблялось 14,8 млн баррелей нефти при мощности нефтеперерабатывающих заводов - 15,59 млн баррелей в день. Это означает, что увеличить производство заменителей природного газа в Европе можно лишь примерно на 0,8 млн баррелей в день. Дальнейшее увеличение потребует расширения нефтеперерабатывающих мощностей, приведет к росту спроса на нефть и, соответственно, ее цены.
    Следовательно, в ближайшие годы природный газ останется оптимальным видом топлива в странах Европы и в России. Вместе с тем пропорция сухого/сжиженного газа может измениться.

 

    Не упустить возможности
    По оценкам экспертов, природный газ (как сжиженный, так и в обычном состоянии) покрывает четвертую часть мирового энергопотребления. При этом доля поставок СПГ к настоящему времени достигла 27% в общем объеме продаж газа в мире.
    Ситуацию на европейском рынке СПГ характеризуют следующие цифры: поставки сжиженного газа в Европу в 2006 г. составили 56,57 млрд куб. м, что равно примерно 10% объема продаж сухого газа на европейском рынке в том же 2006 г. (574,37 млрд куб. м). Наибольший вклад в указанные поставки внесли Алжир, Нигерия и Египет (рис. 1).
    Динамика потребления СПГ в Европе представлена на рисунке 2 и в таблице 2. В 2009 г., по прогнозам Energy Information Administration, этот показатель возрастет до 64 млрд куб. м.
    На Мировом нефтяном конгрессе в Мадриде летом 2008 г. говорилось о том, что ежегодный рост рынка сжиженного природного газа ожидается на уровне 8% в течение ближайших 12 лет.
    Согласно же исследованию аналитиков PricewaterhouseCoopers, проведенному в 2007 г., уже в ближайшие три года в структуре мирового экспорта-импорта природного газа произойдут существенные изменения в связи с ростом операций в сегменте СПГ. Так, к 2010 г. на долю сжиженного газа придется до 40% всех газовых поставок. Надо признать, сегодня эти оценки кажутся излишне оптимистичными вследствие кризиса, приостановившего потоки инвестиций.
    Аналитики PwC предполагают, что мировой рынок сжиженного газа будут способны контролировать Россия, Катар, Алжир, Малайзия и Индонезия.
    Приведенные цифры убедительно доказывают: рынок СПГ - перспективный и стабильно растущий, вызывающий и создающий оптимистичные ожидания. Готова ли транспортная инфраструктура для его обслуживания?
    Наличие сети заводов по сжижению "голубого топлива" позволяет вне зависимости от существующих газопроводов отправлять газ на специальных танкерах туда, где за него предлагают наибольшую цену.
    В таблицах 4 и 5 представлена динамика пропускной способности работающих и строящихся терминалов в Европе (пунктов сдачи и приемки СПГ). На сегодняшний день действующие в этой зоне терминалы загружены лишь наполовину (табл. 6), что говорит о возможности их использования в более интенсивном режиме при возрастании потока СПГ. Кроме того, по данным King & Spalding, в ближайшие годы планируется построить в Европе еще 23 терминала. Развитие технологий транспортировки СПГ станет ключевым фактором роста этого рынка в недалеком будущем.
    Пристальное внимание к поставкам СПГ профильных компаний и отраслевых аналитиков говорит о высокой вероятности изменения экономической модели газового рынка в недалекой перспективе. На смену традиционной системе отношений, основанной на долгосрочных контрактах (сегодня это 80% всего объема купли/продажи сжиженного газа) приходят более гибкие формы - краткосрочные, а сам рынок становится распределенным и динамичным.
    Немаловажен еще один фактор: если сухой газ - монопольный продукт (им распоряжается тот, кто имеет "доступ к трубе"), то СПГ - биржевой товар, позволяющий странам, использующим данный вид топлива, повысить свою экономическую безопасность. И от России требуются активные действия, чтобы успеть занять максимальную долю перспективного рынка: в спринтерском режиме государственной поддержки необходимо наращивать мощности по производству СПГ.