Language:  

Как устроена экономика добычи газа в России и мире: инвестиционный обзор рынка

 
Метки: Инвестиционный обзор | Инвестиции | Газ | Добыча | Россия | Электричество | Сырье
 

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.

Детерминанты спроса

Основные объемы потребления газа приходятся на три сектора: теплоснабжение, электроснабжение и промышленность. Газ является приоритетным топливом для отопления жилых домов – как для частных домовладений, так и для многоквартирных домов. Газ является одним из приоритетных видов топлива для генерации электричества – в этом секторе он конкурирует с углем и мазутом. В промышленности газ также активно используется в качестве топлива (металлургия, целлюлозно-бумажная и пищевая отрасли), а также в качестве сырья для производства продукции – например, при производстве азотных удобрений и в фармацевтике. В разных странах объемы потребления газа по секторам могут быть разными, однако упрощенно можно принять, что на каждый сектор приходится примерно по 30% от общего объема потребления природного газа. Использование природного газа для приготовления пищи и в качестве моторного топлива для транспортных средств в целом незначительно.

Факторы, влияющие на спрос на природный газ, включают погоду (температуру), уровень экономического роста и цены на другие виды топлива. Холодная погода (низкие температуры) увеличивает потребность в отоплении, а жаркая погода (высокие температуры) увеличивает потребность в кондиционировании, что увеличивает потребность электростанций в природном газе. При этом надо понимать, что погодные колебания в основном воздействуют на краткосрочные колебания спроса на газ.

Если говорить о долгосрочном спросе на газ, то он определяется в первую очередь темпами экономического роста и ценовой и неценовой (вред для экологии) конкуренцией с другими видами топлива.

Рост ВВП будет подстегивать потребление газа как в промышленном секторе, так и в качестве источника электроэнергии. Спрос на газ как источник теплоснабжения более стабилен и привязан к демографическим факторам, и в меньшей степени зависит от роста ВВП.

Для газа ценовая конкуренция с другими видами топлива более жесткая, чем для нефти, так как газ используется в первую очередь как источник энергии, в то время как значительные объемы потребления нефти приходятся на производство моторных топлив, где нефть не имеет близких заменителей. Ценовая конкуренция между видами топлива влияет на спрос в промышленном секторе и спрос на газ в качестве источника электроэнергии. Электростанции, а также крупные промышленные потребители газа как источника топлива (металлургические комбинаты, компании целлюлозно-бумажной и пищевой промышленности) могут быстро переключаться между углем, нефтью и газом, выбирая тот вид топлива, который экономически более выгоден в конкретный момент времени. На европейском рынке возможность электроэнергетики и промышленности быстро перейти с газа на уголь выше, чем на азиатском рынке, поэтому эластичность спроса по цене там в среднем выше (поэтому для европейского газового маркера TTF в среднем реже возникают такие ценовые пики, как для азиатского JKM).

Спрос на газ для теплоснабжения домов

На баланс спроса в секторе теплоснабжения могут влиять процессы урбанизации и деурбанизации. В частных домах для отопления газ является приоритетным видом топлива (в развитых странах). В городах для теплоснабжения могут использоваться разные виды топлива, но даже если используется преимущественно газ, то тепло транспортируется по трубам в виде нагретой воды, что сопровождается высоким уровнем потерь (при сжигании газа непосредственно в частном доме потери тепла минимальны). Как результат, газа для производства тепла требуется больше. С другой стороны, объемы отапливаемых помещений в городах могут быть в среднем меньше, чем в частных домах.

Спрос на газ для генерации электроэнергии

На баланс спроса на газ со стороны электростанций могут повлиять следующие факторы:

  • Миграции населения. Переезд населения из более холодных регионов в более теплые снижает спрос на теплоснабжение, но повышает спрос на электроэнергию в качестве источника энергии для кондиционирования. Так как электроэнергия производится из большого числа источников топлива, в то время как для отопления используется преимущественно газ, миграция населения в южные регионы снижает спрос на газ.
  • Переход на комбинированное производства тепла и электроэнергии. Установки комбинированного цикла (Natural gas powered combined cycle generation units, в России используется термин – теплоэлектроцентрали), работающие на природном газе, чрезвычайно энергоэффективны. Современные блоки комбинированного цикла, работающие на природном газе, могут достигать КПД около 60%, тогда как традиционные котельные обычно имеют КПД только около 34%, независимо от источника топлива. Это означает, что использование технологии комбинированного цикла, работающей на природном газе, как для электроснабжения, так и для теплоснабжения, позволяет производить больше электроэнергии на единицу используемого природного газа. Это может стимулировать спрос на газ в качестве источника топлива и снижать спрос на другие виды топлива, но при этом и газа для производства необходимых объемов электроэнергии может потребоваться меньше.

Спрос на газ в промышленном секторе

На баланс спроса на газ в промышленном секторе могут повлиять следующие факторы:

  • Повышение концентрации в различных отраслях (поглощение более мелких компаний более крупными) позволяет промышленным потребителям использовать более эффективные (но более капиталоемкие) технологии, что положительно сказывается на объеме спроса на газ, так как большинство таких технологий основаны на использовании природного газа.
  • Многие промышленные потребители могут создавать собственные мощности по производству электроэнергии, где в качестве источника топлива чаще всего используется именно газ, тем самым повышая спрос на него (в то время как для электрогенерации на крупных электростанциях могут использоваться другие источники топлива).
  • Экологическое регулирование – газ является более экологически чистым источником топлива, чем мазут и уголь, поэтому введение более жесткого экологического регулирования обычно способствует росту спроса на газ.

Детерминанты предложения

Предложение газа определяется его экономически рентабельными запасами в недрах земли, а также близостью таких месторождений к газотранспортной инфраструктуре. До появления технологии сжижения газа это означало высокую стабильность газового предложения в среднесрочной перспективе в конкретных регионах мира – так как они были привязаны инфраструктурой к конкретным поставщикам газа (а те были ограничены запасами на месторождениях и пропускной способностью трубопроводов).

Развитие рынка сниженного газа позволило транспортировать газ на большие расстояния, что делает предложение газа более гибким даже в краткосрочном периоде.

Жизненный цикл

Жизненный цикл газовых месторождений в целом аналогичен нефтяным.

  1. Геологоразведка (exploration & appraisal)
    • Изучение доступных геологических и геофизических данных (Geological studies) – первый этап, на котором обычно изучается вся доступная историческая информация по определенному региону (включая доступную сейсмографическую информацию), после чего принимаются решения о более детальном изучении конкретных месторождений.
    • Разведка (Exploration Seismic Surveys и Exploration Drilling) – сейсморазведка на месторождении с последующим бурением разведочных скважин. Сейсморазведка позволяет оценить географическую зону, в которой могут находиться перспективные запасы. Сейсморазведка является основным способом обнаружения запасов как на суше, так и на море. Результаты сейсморазведки потом необходимо будет подтвердить с помощью разведочного и оценочного бурения.
    • Оценка запасов (Appraisal / Evaluation Wells) – дополнительные скважины обычно необходимы, чтобы подтвердить результаты разведки и более точно определить физико-химические свойства полезного ископаемого. На этом этапе определяется количество запасов, извлечение которых будет экономически рентабельным в текущих условиях и принимается решение о разработке месторождения.
  2. Строительство (development) – после оценки запасов составляется детальный проект, каким образом полезное ископаемое будет извлечено (detailed engineering), возводится вся необходимая инфраструктура для добычи нефти (строятся трубопроводы, административно-бытовые корпусы, подводится электричество). Капитальные расходы, которые несет компания на этом этапе, существенно превышают расходы на этапе геологоразведки, при этом газ ещё не добывается, и компания не получает доходов.
  3. Добыча (production) – на этом этапе компания начинает активно бурить добывающие скважины, при этом также продолжая нести существенные капитальные расходы, но уже получая доход от реализации нефти. Основные процессы на этом этапе более детально разобраны в разделе «Профиль добычи».
  4. Вывод из эксплуатации (decommissioning) – приведение месторождения в состояние, максимально близкое к тому, в котором оно находилось до начала промышленной эксплуатации.

Этап геологоразведки может занимать от 2 до 10 лет, при этом период добычи на средних и крупных месторождениях обычно длится от 20 до 50 лет.

Профиль добычи

Профили добычи на нефтяных (т.е. месторождениях, где основным добываемым активом является нефть, а газ в небольших количествах добывается попутно) и газовым (газ является основным добываемым активом, попутно может добываться газовых конденсат) в целом схожи. В обоих случаях разработка месторождения в первые годы характеризуется высоким капексом на бурение основного фонда скважин, годовые объемы добычи в этот период активно растут, достигают некоторого максимума, после которого следует постепенное снижение объемов добычи.

Но есть и некоторые различия.

Нефтяные месторождения обычно раньше достигают пика, затем добыча держится некоторое время на постоянном уровне («полка добычи»), после чего начинается быстрое снижение. Основные объемы капитальных расходов приходятся на период роста добычи, также существенные капитальные расходы тратятся в периоды «полки добычи», когда проводятся мероприятия по интенсификации объема добываемой из скважин нефти.

Профиль добычи нефти на типичном нефтяном месторождении

Профиль добычи нефти на типичном нефтяном месторождении

Для газовых месторождений в большей степени характерна концентрация капитальных расходов в первые годы отработки месторождения, после чего потребность в капитальных инвестициях обычно падает до нуля (для газовых месторождений, в отличие от нефтяных, мероприятия по интенсификации добычи обычно дают меньший эффект). При этом выход на пик добычи и последующее снижение обычно более плавное (возможны колебания добычи относительно тренда).

Профиль добычи нефти на типичном газовом месторождении

Профиль добычи нефти на типичном газовом месторождении

Краткое описание технологии добычи газа

Газ – это углеводородное полезное ископаемое, залегающее на больших глубинах (3-4 километра, нефть обычно залегает на глубине 2-3 километра) внутри земной породы. Сегодня преобладает версия, что углеводородные полезные ископаемые образовались в результате разложения внутри земной коры древних растений и организмов под действием давления и температуры. Так как на больших глубинах давление и температура выше, органические вещества разложились до более простых веществ (основа природного газа – метан CH4, в то время как нефть – это смесь более сложных высокомолекулярных углеводородов). Как результат, месторождения газа очень часто обнаруживают в непосредственной близости от нефтяных месторождений, но на больших глубинах. Несмотря на то, что в нефтяных месторождениях также содержится газ, и наоборот, обычно всегда существует основное полезное ископаемое – которое содержится в резервуарах в количестве, достаточном для экономически рентабельной добычи.

Традиционные месторождения газа (conventional gas), как и нефти, находятся в проницаемых горных породах (песчаники, известняки или алевролиты), ограниченных со всех сторон непроницаемой горной породой (образуя своеобразные подземные бассейны). Одной из разновидностей нетрадиционных месторождений газа (unconventional gas) являются шельфовые месторождения, где газ находится в пористых малопроницаемых горных породах (то есть он располагается в множестве мелких ячеек, каждая из которых не соединена с соседними ячейками). Также к нетрадиционным месторождениям относятся особенно глубокие месторождения (глубина более 4,5 километров), которые на сегодняшний момент невыгодно осваивать с экономической точки зрения.

Основным способом добычи газа является вертикальное бурение скважин. Процесс бурения в целом аналогичен нефтедобыче – бурение осуществляется с помощью бурильного станка, на котором размещается труба с насаженным на нее долотом. После завершения бурения контуры скважины фиксируются с помощью обсадной трубы, скважина цементируется. Внутрь скважины помещаются насосные трубы, по которым газ непосредственно поднимается на поверхность.

Горизонтальное бурение также широко применяется, так как оно позволяет охватить большие объемы газоносного пласта (и повысить объем добычи) без бурения дополнительных вертикальных скважин (что достаточно дорого с учетом глубины бурения).

Природный газ поднимается на поверхность по насосным трубам за счет естественной энергии – стремления в зону с наименьшим давлением. Когда давление в пласте сильно падает, в эксплуатацию вводится дожимная газокомпрессорная станция (ДКС). Газ, извлеченный из скважины (мокрый газ – wet gas), помимо собственно метана, обычно включает в своем составе попутный газ (NGL – natural gas liquids) и неуглеводородные примеси (сера, гелий, азот, сероводород). Как и в случае с добычей нефти, попутный газ и прочие примеси необходимо отделить от основного полезного ископаемого. Процесс отделения производится на установках комплексной подготовки газа (УКПГ). Очищенный таким образом газ состоит преимущественно из метана (с небольшим количеством этана) и называется сухим, или товарным газом (dry gas, consumer-grade gas, pipeline-quality gas). Основным показателем его качества является точка росы, которая может быть от -20С до -10С градусов в зависимости от местности, по которой будет осуществляться транспортировка – необходимо, чтобы в процессе перемещения по трубе газ не конденсировал и не оказывал негативного влияния на трубопровод. Отделенный на УКПГ попутный газ называется ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов, NGPL – natural gas plant liquids). ШФЛУ представляет собой смесь высокомолекулярных алканов (пропан, бутан, пентан) и не является отдельным товарным продуктом, но используется для производства моторных топлив (т.н. СУГ – сжиженного углеводородного газа или пропан-бутановой смеси).

Процесс доставки газа потребителям, в том числе необходимость хранения газа в подземных хранилищах, не описывается здесь детально, т.к. не относится к сегменту газодобычи (upstream), а относится к сегменту сбыта (downstream).

Технология добычи нефти из сланцевых месторождений (shale gas fields)

Гидравлический разрыв пласта (hydraulic fracturing, также часто называемый просто fracturing) - это процесс, используемый для добычи сланцевого газа. Глубокие скважины бурятся в сланцевых породах с последующим горизонтальным бурением, чтобы получить доступ к большему количеству запасов газа, поскольку запасы сланцев обычно распределяются горизонтально, а не вертикально. Затем жидкости для гидроразрыва, содержащие песок, воду и химические вещества, закачиваются под высоким давлением в пробуренные скважины. После гидроразрыва пласта в малопроницаемой горной породе возникают трещины, позволяя газу, ранее находившемуся в множестве мелких несвязанных между собой ячеек, подняться на поверхность.

Для интенсификации добычи газа также может быть использован метод подкисления (acidizing) - процесс помещения в скважину кислотных компонентов, которые растворяют породу, которая может блокировать поток газа. Этот процесс может быть использован на любых месторождениях, но чаще всего он сопровождает технологию гидроразрыва пласта.

Несмотря на все описанные выше технические мероприятия, процент извлеченного из сланцевой горной породы полезного ископаемого (коэффициент извлечения) существенно ниже, чем для традиционных месторождений – значительная часть газа все равно остается внутри горной породы.

Производство сжиженного природного газа (LNG – liquefied natural gas)

Транспортировать природный газ в его исходной (газообразной) форме – достаточно дорого, так как он занимает большой объем. В тех случаях, когда рядом нет газопровода, транспортировка его любыми другими видами транспорта обычно экономически нерентабельна (поэтому в удаленных местностях обычно для отопления и производства энергии используют более дорогие в расчете на единицу производимой энергии дизель и мазут). При этом в сжижженном виде природный газ занимает в 500-600 раз меньший объем, чем в газообразном, в результате чего в таком виде его можно транспортировать другими видами транспорта (морским, железнодорожным, автомобильным и т.д.).

Чтобы преобразовать природный газ в жидкую форму, его необходимо охладить до -163 градусов по Цельсию. Делается это в несколько этапов с использованием разных хладореагентов (пропан, метан, вода, воздух, азот и т.д.) и требует использования множества сложных технологических процессов, в качестве лицензиаров которых обычно выступают следующие компании: AP-SMR, Optimized Cascade, DMR, PRICO, MFC, GTL. Заводы по сжижению газа обычно строят недалеко от крупных месторождений.

Сжиженный газ почти всегда перевозится специально построенными для этих целей крупногабаритными морскими танкерами от одного порта к другому. Перевозки по суше обычно нецелесообразны, так как на суше сложно поддерживать столь низкую температуру, которая требуется для пребывания природного газа в жидкой форме.

Танкер для перевозки сжиженного природного газа

Танкер для перевозки сжиженного природного газа

Пока метан находится в жидком состоянии, он не горюч и взрывобезопасен. Но для его использования по назначению (то есть сжигания с целью образования тепловой и электрической энергии) в портах доставки его обратно преобразовывают в газовое состояние. Для этого в специальных установках, без доступа кислорода, постепенно увеличивают его температуру, вызывая процесс испарения.

Капитальные расходы

Как и в случае с нефтью, основные первоначальные затраты при добыче газа относятся к инфраструктуре месторождения и несутся на стадии его строительства (development). Например, в России на коммерческую привлекательность газового месторождения очень сильно влияет близость к газотранспортной инфраструктуре Газпрома – строительство связующего газопровода обычно требует существенных вложений, в противном случае газ можно будет реализовывать только местным потребителям.

Среди остальных капитальных расходов преобладают расходы на бурение. Газ обычно залегает глубже, чем нефть (для нефти типичная глубина залегания находится в диапазоне 2-3 километров, в то время как глубина залегания газа может доходить до 4 километров), поэтому расходы на бурение обычно выше (по этой же причине для добычи газа чаще бурят горизонтальные скважины, процесс бурения которых требует использования более дорогого оборудования и труда высококвалифицированных рабочих).

К поддерживающим капитальным затратам можно отнести затраты на интенсификацию добычи, которые проводят по мере снижения добычи газа на месторождении (гидроразрывы, подкисление, использование компрессорных станций). Впрочем, значимость этих операций для газовых месторождений обычно ниже, нежели для нефтяных. Прочие поддерживающие затраты обычно не существенны.

Себестоимость сжиженного природного газа

Основная составляющая себестоимости сжиженного газа – колоссальные капитальные затраты на строительство заводов по сжижению газа и специализированных танкеров для перевозки сжиженного газа.

С учетом существенных капитальных затрат себестоимость сжиженного газа обычно оказывается выше, чем себестоимость трубопроводного газа. Однако в регионах, в которых имеется недостаток трубопроводной инфраструктуры, либо в условиях резкого краткосрочного роста спроса на газ (обычно из-за погодных факторов) в конкретном регионе сжиженный газ является важной альтернативой и находит своего потребителя.

Структура и основные драйверы себестоимости добычи газа

В отличие от нефтяных месторождений, где чаще всего подъем нефти по скважине требует дополнительных затрат энергии, газ поднимается по скважине самостоятельно. Это обычно означает на практике более низкую себестоимость его добычи (несмотря на то, что глубина газовых скважин обычно выше), а также преобладание постоянных расходов в структуре его денежной себестоимости (упрощенно можно использовать соотношение 80/20). Постоянные затраты на добычу газа обычно зависят от фонда имеющихся скважин и в основном состоят из зарплаты производственных рабочих, а также расходов на текущее обслуживание всей добывающей инфраструктуры.

Транспортные расходы

Существуют два основных способа транспортировки газа – по газопроводу или в форме сжиженного газа.

При транспортировке по газопроводу цена на транспортировку зависит от объема транспортируемого топлива и расстояния транспортировки. Вся газотранспортная инфраструктура в России принадлежит Газпрому, который является естественной монополией, тарифы на транспортировку регулируются государством.

При перевозке газа в сжиженной форме транспортный тариф устанавливается владельцем танкера-газовоза, при этом в его стоимости преобладает капитальная составляющая.

Налоги

В России основным налогом для газодобывающих компаний является НДПИ – налог на добычу полезных ископаемых, однако, с учетом невысокой (относительно нефти) рентабельности добычи газа его величина относительно цены газа существенно ниже. Как и в случае с НДПИ на нефть, НДПИ на газ привязан к динамике внутренних и мировых цен на нефть и природный газ, что означает постоянную долю налога относительно выручки добывающего предприятия. Величина налога на добычу газа зависит от наличия в цепочке собственников актива владельца транспортной инфраструктуры, сложности разработки газового месторождения, и наличия газового конденсата в структуре добываемых на газовом месторождении полезных ископаемых.

Вывод актива из эксплуатации (decommissioning costs)

Порядок вывода актива из эксплуатации после завершения добычи определяется законодательством конкретной страны и в целом обычно схож с требованиями для нефтедобытчиков. Для постоянной герметизации скважин в них обычно размещают несколько цементных пробок длиной 100 метров с различными интервалами. Ствол скважины перекрывается на глубине нескольких метров от поверхности земли, оставшиеся ниже обсадные трубы остаются в земной коре, обсадные трубы выше точки герметизации - извлекаются. Схема вывода из эксплуатации скважин на морских месторождениях в целом похожа.

Необходимость удаления трубопроводной инфраструктуры на месторождении определяется соглашением с владельцем земельного участка – в некоторых случаях может потребоваться демонтировать всю транспортную инфраструктуру и привести участок к первоначальному виду. На морских месторождениях трубопровод обычно требуется очистить от углеводородов, промыть морской водой и захоронить таким образом, чтобы он не мешал морским обитателям. Добывающая платформа обычно разбирается или перевозится на новое месторождение. Упрощенно, сумма расходов на вывод газодобывающего актива из эксплуатации обычно прямо пропорциональна имеющемуся фонду скважин. Так как на этапе геологоразведки количество пробуренных скважин обычно невелико, то и стоимость рекультивации месторождения на этом этапе разработки обычно несущественна. После завершения строительства инфраструктуры она существенно возрастает, а дальше растет линейно по мере увеличения эксплуатационного фонда скважин.

Ценообразование и правила перевода цен на газ в единую единицу измерения

Газ дороже, чем нефть, транспортировать и хранить – стоимость газовой логистики выше, при этом цена за единицу содержащейся в нем энергии – ниже (это связано с возможностью использования нефти в качестве моторных топлив, в то время как газ используется преимущественно для тепло- и электроснабжения).

Особенностью ценообразования на газ является высокая волатильность цен. В периоды экстремально низких температур потребители предъявляют повышенный спрос на газ и электричество для отопления жилищ, а в периоды экстремально высоких – на электричество для кондиционирования жилищ, при этом предложение газа не может быть увеличено быстро. Обычно такие ситуации приводят к резкому скачку цен на газ на мировых рынках.

Инфраструктура транспортировки газа есть далеко не везде. Если в Европе все основные потребляющие регионы покрыты газотранспортной сетью, то в Юго-Восточной Азии трубопроводная инфраструктура есть далеко не везде (и даже если есть, не всегда отдельные трубопроводные системы связаны между собой). Поэтому регион является крупнейшим потребителем сниженного газа, который привозят сюда на специально оборудованных кораблях.

Высокие затраты на логистику и недостаток инфраструктуры приводят к тому, что единого мирового рынка цен на газ (в отличие от нефти) не существует. В каждом макрорегионе устанавливается своя цена на природный газ, основанная на балансе спроса и предложения именно в этом регионе. Эта цена может в два и более раз отличаться от цен, сложившихся в других регионах мира. Обычно выделяют три основных газовых рынка, каждый со своим ценообразованием: Henry Hab (США), Japan LNG (Юго-Восточная Азия), Europe (Европа). Для оценки мировых цен на газ обычно используются 4 индекса, описывающие состояние цен на этих рынках:

  • Henry Hab Natural Gas - цены на хабе Henry Hab в Мексиканском заливе США. Цены выражены в долларах США за миллион британских термических единиц. Чтобы перевести их в тысячи метров кубических (стандартная мера объема газа в России), необходимо умножить цену на 35.8
  • Japan Korea Marker (JKM) - цены на сжиженный газ в портах Юго-Восточной Азии. Цены выражены в долларах США за миллион британских термических единиц. Чтобы перевести их в тысячи метров кубических, необходимо умножить цену на 35.8
  • Title Transfer Facility(TTF) - цены на газ в виртуальной торговой точке в Нидерландах. Цены выражены в евро за мегаватт час энергии. Чтобы перевести их в тысячи метров кубических, необходимо последовательно умножить котировку на 10.5 и курс евро по отношению к доллару.
  • National Balancing Point (NBP) - цены на газ в виртуальной торговой точке в Великобритании. Цены выражены в британских пенсах (1 фунт стерлингов равен 100 пенсов) за терм(therm). Чтобы перевести их в тысячи метров кубических, необходимо сначала перевести их в доллары США, а затем разделить на 2.83 и умножить на 1000.
Сравнение динамики мировых цен на газ на разных базисах

Сравнение динамики мировых цен на газ на разных базисах

Цены на этих рынках отличаются, однако наличие возможности перемещать газ из одного региона в другой на LNG танкерах во многих случаях обеспечивает их соноправленное движение. Европа и Азия являются дефицитными по газу регионами, в отличие от США, из-за чего цены на газ в этих регионах в среднем выше мировых. При этом расходы на транспортировку газа из США высокие, из-за чего цены в США обычно не так сильно реагируют на ценовые шоки, происходящие на европейском и азиатском рынках (дефицит газа в Европе/Азии достаточно трудно и дорого закрыть поставками из США). Азиатские и европейские рынки между собой связаны гораздо лучше, и в случае образования дефицита на одном из них (например, вследствие похолодания, ведущего к резкому росту потребления газа) газ начинает перетекать между рынками, цены на связанном рынке меняются в том же направлении. При этом в Европе больше объемы газовых хранилищ и лучшая способность предприятий электроэнергетики и промышленности переходить с потребления газа на уголь, чем в Азии, что ведет к меньшему колебанию цен на европейских маркерах в случае возникновения погодных шоков. Как результат, обычно разница между ценами на азиатском и европейских рынках обеспечивается стоимостью поставки газа из Европы в Азию. Внутри самой Европы цены на хабах TTF и NBP обычно двигаются сонаправленно, что объясняется близостью этих рынков и возможностью легкого перетекания объемов с одного рынка на другой (из-за более удобного географического положения цены на TTF обычно ниже, т.к. и Европа, и Великобритания потребляют больше газа, чем производят, но вести газ до Великобритании от мест добычи требуется на большее расстояние).

Газпром единственным среди российских производителей имеет право реализации газа на экспорт. При этом он традиционно реализует трубопроводный газ по долгосрочным контрактам на европейских и китайском рынках по ценам, привязанным к ценам на нефть. Тем не менее, постепенно наблюдается переход к реализации газа по ценам, привязанным к газовым котировкам, формирующихся на указанных выше ценовых базисах. Так как спрос на газ нестабилен и зависит от погоды, реализация осуществляется на основе принципе «бери или плати» (take-or-pay) – иными словами, потребители должны заплатить за все зарезервированные для них в подземных газовых хранилищах объемы газа, вне зависимости от того, нуждаются ли они в них в конкретной ситуации. Такая схема реализации позволяет гарантировать окупаемость существенных инвестиций в трубопроводную инфраструктуру.

Основные участники

Основным производителем газа в России является Газпром. Заметные объемы газа также добывают Новатэк и Роснефть. Газ в России также могут добывать множество мелких производителей, но они вынуждены продавать газ в трубопроводную систему Газпрома по устанавливаемым им ценам (либо реализовывать на местном рынке в регионе добычи), что зачастую делает экономику подобных месторождений невыгодной. Основным регионом добычи газа в России является Ямало-Ненецкий автономный округ, также существенные объемы газа добываются в Ханты-Мансийском округе. На территории России действуют также два проекта по производству сжиженного газа – Ямал-СПГ и Сахалин-2. В обоих проектах российские газодобывающие компании владеют мажоритарной долей, а иностранные компании – миноритарной, при этом выполняя роль технических консультантов проектов.

Дополнительные источники информации и статистики по добыче газа

EIA - сайт статистического департамента Министерства энергетики США. Сайт содержит информацию о производстве, потреблении и запасам по нефти, газу и основным продуктам нефтепереработки. Приводится как историческая информация, так и информация прогнозного характера. Причем многие данные приводятся не только по США, но и по миру в целом. Также на ежегодной основе департамент публикует Annual Energy Outlook, в котором описывает обоснованный прогноз развития нефтяного рынка на ближайшие десятителетия. Сайт содержит обширный справочный раздел, где в доступной форме объясняются базовые вещи, связанные с экономикой нефтяного рынка.

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.

Комментарии:
Авторизация через:
Здесь пока нет комментариев. Чтобы их оставить, авторизуйтесь вверху страницы или с помощью аккаунта ВКонтакте либо зарегистрируйтесь .
1