Как устроена экономика трубопроводного бизнеса (в сфере нефти и газа) в России и мире: инвестиционный обзор отрасли
Опубликованная ниже статья - это не обзор на конкретную дату и не анализ того, что с компаниями из анализируемой отрасли может произойти в ближайшем будущем. Мы постарались абстрагироваться от текущей конъюнктуры, и попробовали собрать самое главное о том, что влияет на рассматриваемую отрасль в долгосрочном периоде, включая закономерности, которым подчиняются основные составляющие денежного потока участников рынка. Как любая модель, данная статья представляет собой упрощение - сказанное ниже не обязательно будет в точности применимо к любой компании из отрасли. Тем не менее, мы надеемся, что статья будет полезна тем инвесторам и аналитикам, которым необходимо быстро познакомиться с отраслью, чтобы в дальнейшем выводы, сформулированные в статье, дополнить результатами собственного анализа на конкретную дату и для конкретной компании.
Границы рынка
В этой статье речь пойдет только о трубопроводной отрасли с акцентом на отраслью жидких углеводородов. Применительно к транспортировке нефти, важной частью логистики могут являться железные дороги и морские судна, которые здесь не рассматриваются. Логистика газа также включает подземные хранилища, а также инфраструктура для сжижения и перевозки сжиженого газа - эти вопросы также исключены из рассмотрения в данной статье.
Детерминанты спроса
Спрос на услуги трубопроводов в конечном счете определяется спросом на тот продукт, который они транспортируют.
В теории, трубопроводы можно использовать для транспортировки разных видов жидкости и газа (пуская их партиями через трубопровод), но на практике большинство имеющихся трубопроводов заточено под использование конкретного продукта (так как трубопровод изначально строится во взаимосвязи с местами производства и потребления конкретного продукта).
Детерминанты предложения
Пропускная способность трубопровода определяется в момент его создания и обычно выражается как объем на единицу длины (например, баррель / фут). Увеличить пропускную способность трубопровода после завершения его строительства почти невозможно без строительства нового трубопровода. Задача любой трубопроводной компании – обеспечить максимальное использование собственной пропускной способности.
Так как в случае полезных ископаемых трубопроводные сети обычно строятся из мест добычи к местам потребления, то дополнительным ограничением предложения является имеющееся в местах добычи количество полезного ископаемого.
Сезонность
Цикличность в объемах прокачиваемой жидкости или газа обычно напрямую привязана к соответствующим колебаниям в спросе и предложении. Как правило, спрос на нефть стабилен в течение года. Для газа, несмотря на нестабильность спроса (в отопительный сезон спрос выше), добыча и прокачка по трубопроводам стабильна в течение года, а сезонные колебания в спросе нивелируются за счет использования подземных газохранилищ.
Жизненный цикл
Срок полезного использования линейных объектов трубопровода (труб) обычно составляет не менее 50 лет.
Цепочка создания стоимости
Трубопроводная сеть почти всегда состоит из трех основных элементов:
- Сборочные пункты – трубопроводы небольшого диаметра, цель которых – собрать жидкость или газ у большого количества источников (под небольшим давлением)
- Магистральные трубопроводы – трубопроводы максимального диаметра, транспортирующие жидкость или газ на большие расстояния (под максимально давлением)
- Распределительные и сбытовые трубопроводы – трубопроводы небольшого диаметра, доставляющие продукт до конечных потребителей (под небольшим давлением)
Через один трубопровод можно транспортировать разные продукты схожего физического состава. Например, по нефтепродуктопроводам можно последовательными партиями транспортировать дизельное топливо, бензин, керосин и т.д.
Технология производства и капитальные расходы
Упрощенно, капитальные затраты на строительство трубопровода в первую очередь определяются его проектируемой мощностью (пропускной способностью, capacity).
При строительстве трубопровода выбирается тот его диаметр, который обеспечивает необходимую пропускную способность. С ростом диаметра трубопровода его пропускная способность растет квадратично (πr2). Вместе с тем, квадратично растет и давление жидкости на стенки, что требует использования все более и более прочной (толстой) стали.
Как итог, около 80 процентов расходов на строительство магистрального трубопровода – это расходы на сталь. Более того, чем больше его диаметр, тем выше доля расходов на сталь в стоимости строительства.
Остальное приходится на оборудование – в первую очередь насосы (при транспортировке жидкостей) и компрессоры (при транспортировке газов).
Также стоит отметить, что расходы электричества на тонну транспортируемых жидкости или газа (то есть расходы на функционирование насосов и компрессоров) снижаются по мере роста диаметра трубопровода.
Как результат, магистральные трубопроводы почти всегда стараются строить по кратчайшему расстоянию – по прямой. При этом рельеф местности имеет меньшее значение – даже если жидкости или газу придется двигаться в гору или по другой сложной местности, то более дорогие строительно-монтажные работы или дополнительные расходы на электроэнергию обычно не так критичны, нежели дополнительные расходы на сталь.
Капитальные расходы на поддержание работы трубопровода обычно незначительны.
Структура и основные драйверы себестоимости
Трубопроводный транспорт является самым дешевым способом транспортировки жидкостей и газов, зачастую дешевле железнодорожного транспорта в два-три раза. Однако на практике трубопроводы строят преимущественно для нефти и газа, так как для достижения преимущества в себестоимости транспортируемые объемы должны быть достаточно большие, а объемы и места потребления – стабильные, чтобы обеспечить окупаемость масштабных инвестиций в инфраструктуру.
Трубопроводный бизнес – капиталоемкая отрасль, около 50% в структуре себестоимости трубопроводных компаний обычно составляет амортизация.
Остальная часть себестоимости обычно приблизительно поровну распределена между энергетическими расходами и расходами на поддержание работы трубопровода (включая расходы на персонал и запчасти). При этом энергетические расходы обычно носят переменный характер и привязаны к объему транспортируемой нефти или газа. Энергетические расходы на тонну перекачиваемых нефти или газа зависят от рельефа местности (чем больше перепадов высот и чем выше располагается пункт назначения относительно пункта отправления, тем выше расходы) и диаметра трубопровода (по мере роста диаметра энергетические расходы на тонну снижаются). Расходы на поддержание работы трубопровода носят обычно постоянный характер и привязаны в большей степени к мощности трубопровода (его длине и количеству насосных станций), нежели к объему перекачиваемого в конкретном периоде газа или нефти.
Налоги
Основным налогом для трубопроводов является налог на имущество (трубопроводы относятся к объема недвижимого имущества и облагаются налог на имущество в соответствии с НК РФ).
Вывод актива из эксплуатации (decommissioning cost)
Величина расходов на рекультивацию трубопровода зависит от условий, согласованным с владельцами земельных участков, по которым проходит трубопровод. В некоторых случаях может быть предусмотрен демонтаж трубопровода после того, как его работа будет завершена.
Основные участники рынка транспортировки нефти, газа и нефтепродуктов в России и мире
Нефть транспортируется от месторождения до нефтеперерабатывающего завода либо по трубопроводу либо по морю нефтяным танкером, для транспортировки нефтепродуктов до потребителя могут использоваться как нефтепродуктопроводы, так и другие виды транспорта. Газ транспортируется по трубопроводам в неизменном виде от месторождения до потребителя. При этом в транспортировке газа обычно принято выделять магистральные трубопроводы (транспортировка больших объемов на большие расстояния по кратчайшему маршруту) и газораспределение (транспортировка газа внутри конкретного региона большому количеству розничных потребителей, в России этот вид активов называется ГРС - газораспределительные системы). Компании, работающие в трубопроводной отрасли, обычно владеют не только трубопроводами, но и сопутствующей инфраструктурой по перегрузке топлива с одного вида транспорта на другой (экспортные/импортные терминалы, комплексы по сжижению и испарению газа) и хранению (нефтехранилища и подземные хранилища газа).
Крупнейшая в мире трубопроводная инфраструктура находится в США и Канаде. Крупнейшие игроки этого рынка - Enbridge, Energy Transfer, Enterprise Products Partners, TC Energy, Kinder Morgan, Williams Companies, MPLX, ONEOK, Pembina Pipeline, Plains All American Pipeline. Акции всех этих компаний торгуются на бирже. Как правило, любая из этих компаний владеет диверсифицированным набором активов (одна и та же компания может владеть активами в разных регионах Канады и США). При этом у многих из этих компаний есть специализация (по регионам присутствия, по типам транспортируемых продуктов), однако обычно нет жесткой специализации на нефти или газе.
Европа импортирует большую часть потребляемой нефти, поэтому ее трубопроводная инфраструктура привязана к портам поставки нефти (либо к нефтепроводам из экспортирующих стран), там же часто строятся НПЗ. Для транспортировки нефти и нефтепродуктов используется большое количество каналов транспортировки (помимо трубопроводного транспорта - железнодорожный, речной и автомобильный) транспорт, поэтому в некоторых регионах присутствие трубопроводного транспорта ограничено. Специальное регулирование тарифов на транспортировку и доступа к нефтепроводам отсутствует. Трубопроводная инфраструктура в Западной Европе с одной стороны и Центральной и Восточной Европе с другой слабо связаны друг с другом, при этом инфраструктура в Западной Европе в основном привязана к портам, а в Восточной - к нефтепроводной системе "Дружба". Собственниками трубопроводных мощностей и связанной инфраструктуры чаще всего являются консорциумы частных компаний из стран, через территорию которых проводит нефтепровод. Помимо трубопроводов, по которым транспортируется нефть, большие объемы трубопроводных мощностей в Европе приходятся на транспорт нефтепродуктов (в том числе между странами).
Транспортировка газа происходит исключительно по трубопроводам. Поэтому деятельность трубопроводных компаний регулируется специальным законодательством ЕС - доступ третьих лиц к транспортировке газа ограничен. Крупнейшими владельцами газотранспортной инфраструктуры в Европе являются следующие компании: Enagás (Испания), Fluxys (Бельгия), GRTgaz (Франция) и Snam (Италия). Эти компании являются публичными (возможно владение государством миноритарными долями). Данные компании были сформированы на основе соответствующих национальных монополий через механизм приватизации, но сегодня постепенно расширяют свое присутствие, приобретая инфраструктуру (включая хранилища и терминалы СПГ) за пределами своих стран. Газотранспортная инфраструктура внутри Европы объединена в единую разветвленную сеть с широким уровнем покрытия по всей Европе.
Карта газопроводов в Европе по данным Corporate Europe Observatory (кликабельно)
Газотранспортная инфраструктура в Азии ограничена, можно выделить в первую очередь поставки газа в Китай по трубопроводам из России и месторождений Средней Азии. Поэтому значительные объемы поставок газа в Азию приходится на сжиженный газ.
В России вся инфраструктура транспортировки нефти принадлежит Транснефти (принадлежит государству). Данная компания не имеет в своей собственности нефтедобывающих активов, а занимается только транспортировкой. Инфраструктура транспортировки газа по магистральным трубопроводам принадлежит Газпрому (акционерная компания, контроль над которой принадлежит государству), ему же принадлежат газораспределительные активы в большинстве регионов (хотя в некоторых регионах газораспределение может принадлежать другим компаниям). И Транснефть, и Газпром являются естественными монополиями, тариф на транспортировку устанавливается государством, и обычно ежегодно индексируется на уровень инфляции.
Карта нефтяных и газовых трубопроводов в России
Россия имеет разветвленную инфраструктуру по транспортировке нефти и газа. Данная инфраструктура связывает основные регионы добычи нефти с основными направлениями экспорта и потребления (нефтеперерабатывающими заводами). Аналогично газотранспортная инфраструктура связывает основные регионы добычи газа с крупнейшими городами страны и основными экспортными направлениями. Нефтепродуктопроводы практически отсутствуют, транспортировка нефтепродуктов идет преимущественно железнодорожным и автомобильным транспортом.
Прогнозирование выручки и ценообразование
Во многих случаях трубопроводные проекты являются естественными монополиями. Поэтому очень часто тарифы устанавливаются (или регулируются) уполномоченным государственным органом.
Отдельно следует рассказать о системе ценообразования на услуги газопроводов в Европе. Основная цель созданной системы - демонополизация отрасли, при которой не допускается ситуация, чтобы газодобывающие компании контролировали всю цепочку поставок (то есть создавали вертикально интегрированные структуры от месторождения до потребителя). Для этого трубопроводы выделяются в отдельный бизнес и остаются естественной монополией, тарифы на услуги которой по-прежнему контролируются государством (в каждой стране тарифы устанавливает свой регулятор в соответствии с общими принципами, закрепленными в законодательстве Евросоюза). При этом потребителям и производителям газа обеспечивается конкурентный доступ к трубопроводной системе. Иными словами, создается ситуация, когда конкретный потребитель газа (электростанция, промышленное предприятие, муниципалитет и пр.) имеет возможность выбирать среди поставщиков газа (газодобывающих компаний) того, кто предложит наилучшие условия (цену), а не вынужден покупать у той компании, которая владеет трубопроводом.
Европейские трубопроводные компании могут устанавливать три вида тарифов за свои услуги - за провозную способность (capacity charges), за объем транспортируемого продукта (commodity charges) и фиксированную плату (fixed charges). Первые два варианта наиболее популярны. В первом случае покупатель услуг трубопроводной компании покупает своеобразную "подписку" или "абонемент" за пользование трубопроводом - резервирует под себя определенный ежедневный объем транспортировки (не обязательно его использовать полностью, но в случае неиспользования перенести на будущие периоды нельзя). Объемы выкупаются на ежегодной, квартальной или ежемесячной основе, при этом непосредственно перед днем транспортировки поставщик уведомляет трубопроводную компанию, сколько именно груза он планирует переправить через трубопровод. В случае commodity charges оплата идет ровно за тот объем груза, который был транспортирован по трубопроводу. Какую часть годовой мощности через какую схему продавать, определяется национальным регулятором исходя из структуры себестоимости конкретной трубопроводной компании (какая часть ее расходов привязана к мощности, а какая - к объемам транспортировки). Как и в случае с обычными абонементами, при больших и стабильных объемах транспортировки поставщикам выгоднее бронировать провозную способность и платить capacity charges.
Ценообразование в каждой системе устроено по так называемой сетевой схеме (entry-exit). Такая система предполагает наличие нескольких точек входа в страну и нескольких точек выхода. Под отдельной, специфической точкой входа является собственная добыча, а отдельными точками выхода - собственные потребители. Другие точки входа и выхода - это трубопроводы, по которым газ поступает в страну и трубопроводы, по которым выходит из страны. Тариф на транспортировку (как при схеме capacity charges, так и при схеме fixed charges) представляет собой сумму тарифа на входе и выходе из системы. Для каждой точки входа и выхода разрешается (по согласованию регулятора) устанавливать дифференцированные тарифы. Чаще всего, для точек входа, связанных с собственной добычей, и точек выхода, связанных с собственным потреблением, устанавливают пониженные тарифы. Для прочих точек входа и выхода также можно устанавливать разные тарифы - за счет этого достигается либо равномерное наполнение сети газом, либо (если на каком-то направлении спрос превышает предложение) создаются стимулы для трубопроводной компании инвестировать в расширение мощностей.
Из существования отдельных тарифов на вход и на выход вытекает ещё одно важное следствие. Поставщик энергоресурсов не обязан продавать их конкретному покупателю, он может их просто поставить в систему (перепродать газовому трейдеру, в этом случае будет оплачен только тариф на вход). Аналогично, покупатель может взять их не у конкретного поставщика, а у любого трейдера (и оплатить только тариф на выход). Сами трейдеры могут покупать объемы у поставщиков и перенаправлять их потребителям и зарабатывать на разнице (сами физически не имея ни добывающих, ни сбытовых, ни трубопроводных мощностей). В каждой стране создается виртуальная торговая точка, на которой формируется баланс спроса и предложения всеми участниками рынка (включая трейдеров) и равновесная цена. Все реализации происходят в привязке к этой цене - запрещено обуславливать цену реализации конкретным пунктом (отводом трубопровода), через который будет поставлено топливо (за исключением, разумеется, самого тарифа на выход).
Как правило, в сети всегда существует направление, по которому движется основной поток энергоресурсов (точки входа ассоциируется с добычей, точки выхода - с потреблением). Если какой-то из поставщиков желает направить энергоресурс в обратном направлении (backhaul transportation), то для него обычно предусмотрен пониженный тариф. Дело в том, что физически такая доставка не будет осуществлена (то есть затраты не будут понесены), а трубопроводная компания просто обеспечит потребителя, находящегося выше по течению, из объемов, поставляемых другими производителями, а взятые у них объемы заместит объемами, предоставленными поставщиком, располагающимся ниже по течение.
Для самого процесса установки регулятором тарифов существует подробная методика. В ее основе лежит метод "затраты плюс" - тариф устанавливается исходя из экономически обоснованной себестоимости трубопроводной компании плюс некоторая средняя для активов подобного типа норма рентабельности.
В России похожая система существует только на рынке нефти - Транснефть является трубопроводным оператором (midstream), но не имеет добывающих (upstream) и сбытовых (downstream) активов. У Транснефти существует только тарифы за объем транспортируемого продукта (capacity charges отсутствуют), их размер устанавливается Федеральной Монопольной службой. Похожую систему недавно начал создавать Китай - он создал отдельную компанию PipeChina, которая будет владеть только трубопроводными активами, и которая будет обособлена от бизнеса трех крупнейших в стране вертикально-интегрированных нефтяных компаний (тарифы также, как и в случае с Транснефтью, будут устанавливаться монопольно регулятором).
В газовой отрасли в России Газпром является вертикально-интегрированной структурой, которая контролируют все стадии жизненного цикла газа - upstream (добывающие месторождения), middlestream (магистральные газопроводы), downstream (региональные газораспределительные сети). При этом магистральными трубопроводами Газпром владеет монопольно, в секторах upstream и downstream присутствуют другие игроки. Тариф на транспортировку по магистральному трубопроводу для независимых производителей устанавливается Федеральной антимонопольной службой.
Почему одни страны, города или компании добиваются экономического успеха, а другие - вынуждены влачить жалкое существование? Почему экономический рост такой слабый, а неравенство доходов все выше? Как новые технологии могут изменить глобальный экономический ландшафт? Присоединяйтесь к нашей группе ВКонтакте, чтобы получать больше информации о долгосрочных трендах в экономике и бизнесе.
