Комитет по энергетической политике
и энергоэффективности
f
Новости Все новости
Оценка конкурентоспособности СПГ-проектов в условиях нестабильного рынка

Оценка конкурентоспособности СПГ-проектов в условиях нестабильного рынка

Газовая промышленность играет большую роль в мировой экономике. В связи c энергетическим переходом и современными экологическими и климатическими требованиями ожидается сокращение использования ископаемых видов топлива. Природный газ за счет своей плотности энергии и экологических качеств является ископаемым топливом, которое соответствует современным требованиям для промышленных, энергетических нужд и для использования в качестве моторного топлива.

ОРИЕНТИРЫ ЭС-2035

В начале апреля 2020 года Правительством Российской Федерации была утверждена Энергетическая стратегия РФ на период до 2035 года. В стратегии обозначены задачи газовой отрасли, в число которых входят:

совершенствование внутреннего рынка газа и эффективное удовлетворение внутреннего спроса на газ;

гибкое реагирование на динамику мирового рынка газа;

развитие производства и потребления СПГ, вхождение Российской Федерации в среднесрочной перспективе в число мировых лидеров по его производству и экспорту;

развитие производства и увеличение объема потребления газомоторного топлива (ГМТ), в том числе с использованием СПГ.

Сжиженный природный газ выступает в качестве эффективного способа решения всех обозначенных задач.

Для развития отрасли СПГ предусмотрен комплекс ключевых мер, состоящий из законодательных, нормативных, инфраструктурных, технологических элементов:

обеспечение законодательных и нормативно-правовых условий, включая меры налогового и таможенно-тарифного стимулирования, экономически эффективного и сбалансированного развития производства, транспортировки, хранения, продажи и использования СПГ в рамках общего развития газовой отрасли;

дальнейшая либерализация экспорта СПГ при одновременном создании механизма контроля и исключения нарушающей экономические интересы Российской Федерации конкуренции на внешних рынках природного газа, транспортируемого по трубопроводам, и СПГ;

модернизация и строительство вспомогательной инфраструктуры (портовой, транспортной, электроэнергетической и др.) на принципах государственно-частного партнерства;

создание на полуострове Ямал и Гыданском полуострове СПГ-кластера;

создание в Арктической зоне Российской Федерации специализированных центров (хабов) по перевалке, хранению и торговле СПГ, реализация проектов строительства терминалов на Камчатке и в Мурманске;

развитие производства малотоннажного СПГ и формирование на его основе внутреннего рынка СПГ как инструмента обеспечения энергетической безопасности территорий, отдаленных от ЕСГ.

РОССИЙСКИЕ ПЕРСПЕКТИВЫ

В качестве количественных ориентиров для СПГ-отрасли установлен объем производства в диапазоне 80-140 млн тонн к 2035 году.

В ряде публикаций в предыдущие годы был определен целевой уровень для российской отрасли в 140 млн тонн, который подтверждается высказываниями министра энергетики РФ Александра Новака и председателя правления ПАО "НОВАТЭК" Леонида Михельсона. Однако данные показатели впервые вошли в стратегические документы страны.

В результате роль СПГ-отрасли в газовой промышленности России должна существенно вырасти: с 4,2 % в 2018 году до 22,4 % в 2035-м (см. "Изменение роли СПГ в газовой отрасли РФ").

С учетом реализуемых и заявленных проектов в период до 2035 года действительно имеется возможность производства до 158 млн тонн СПГ в год в различных регионах страны. По географическому принципу их можно разделить по бассейнам океанов, по которым осуществляется поставка СПГ потребителю (см. "Структура российских СПГ-проектов по бассейнам").

СПГ выступает в качестве существенного элемента российского экспорта энергетических ресурсов. Это касается как малотоннажного (до 80 тыс. т / год) и среднетоннажного (до 2 млн т / год) сегментов, так и масштабных проектов в Арктике, на Балтике и в Азии.

Если посмотреть на структуру владельцев проектов СПГ, то, без сомнения, компания НОВАТЭК является основным драйвером развития. Однако максимального значения (60 %) доля НОВАТЭКа в установленных мощностях по производству СПГ в России достигла в 2018 году. В последующие годы его доля не будет расти, а будет колебаться в диапазоне 50-60 %.

С учетом проектов, реализуемых на условиях СРП, в период до 2035 года более 75 % от планируемого производства СПГ в России будет экспортироваться по исключениям из ФЗ "Об экспорте газ" без участия "Газпрома". Таким образом, этот закон фактически потерял свое значение и роль для "максимизации газовой ренты" России (см. "Структура СПГ-проектов по компаниям"). Совершенно неслучайно, что либерализация экспорта СПГ является одним из элементов энергетической стратегии России до 2035 года, позволяющим в полной мере раскрыть потенциал СПГ-производства в России.

РАЗНЫЕ МОДЕЛИ - РАЗНЫЕ ИЗДЕРЖКИ

Мировой рынок СПГ в течение 2020 года вышел в фазу превышения производства над потреблением. Подобное состояние с учетом ввода новых мощностей по сжижению может сохраниться в течение нескольких лет. Эпидемия COVID-19 привела к снижению экономической активности и спроса на энергоносители. В результате в 2020-2021 годах вероятно снижение спроса на СПГ, что еще больше усилит давление на цены (см. "Спрос на СПГ в мире, 2020-2021 гг.").

В последнее время на мировом рынке реализуются разнообразные модели финансирования проектов производства СПГ (см. "Модели реализации СПГ-проектов"). СПГ, производимый на заводах, построенных по различным моделям, конкурирует на рынке. В ситуации перепроизводства большое значение имеет уровень затрат, который определяет долгосрочную конкурентоспособность проекта. Очень часто для сравнения конкурентоспособности используют предельные кратко- и долгосрочные затраты. При этом в категорию краткосрочных для американских проектов не включаются затраты на толлинг или даже на транспортировку СПГ при наличии долгосрочного фрахта. Для примера можно посмотреть исследование SIPA (If you build it, will they come? The competitiveness of US LNG in overseas markets, ноябрь, 2016).

При этом затраты на толлинг и фрахт являются денежными затратами, то есть при использовании при продажах в качестве ценового ориентира предельных краткосрочных затрат (SRMC) участник проекта имеет отрицательный денежный поток и реализует стратегию минимизации денежных убытков.

В случае наступления долгосрочного периода низких цен особую роль сыграет размер денежных затрат и наличие денежных убытков у поставщиков СПГ, а не меньшие предельные краткосрочные затраты.

С целью определения устойчивости проектов СПГ на мировом рынке в долгосрочном периоде необходимо производить сравнение по следующим категориям затрат:

предельные краткосрочные (SRMC) без включения толлинговых платежей, но с учетом фрахта;

предельные долгосрочные (LRMC);

денежные (см. "Основные составляющие издержек производства СПГ").

Таким образом, может сложиться ситуация, при которой цены на рынке превышают краткосрочные предельные издержки, но при этом производитель газа имеет отрицательный денежный поток. В таком случае для сохранения производства необходима постоянная денежная подпитка за счет прочих источников. Вполне понятно, что запас прочности подобной стратегии ограничен. При достижении определенного уровня цен на рынке стратегия клиентов толлинговых проектов будет заключаться во временном уходе с рынка.

И подобные опасения начинают высказываться крупными игроками рынка. Так, в условиях продолжительно низких цен на газ многие трейдеры опасались приостановки работы производств СПГ в Северной Америке.

С марта 2020 года уровень загрузки американских заводов СПГ упал в три раза относительно весны, до 30 %. По данным EIA, отменено 110 отгрузок (10 млрд м3 газа) (см. "Уровень загрузки заводов СПГ в США").

Для демонстрации различных составляющих затрат (по подходу оценки на основе SRMR и текущих денежных затрат) рассмотрен проект Driftwood, в случае его реализации по различным моделям проектов СПГ с включением затрат на транспортировку СПГ по цене $1,65 / млн БТЕ при поставке в Азию (см. "Затраты СПГ-проекта по различным моделям реализации").

Например, в рассмотренном случае с проектом Driftwood при цене на Нenry Нub $1,75 / млн БТЕ при поставке на азиатский рынок по цене $5 / млн БТЕ все модели имеют более низкие SRMC, но в каждом случае продавцы СПГ получают денежные убытки, то есть имеют отрицательную EBITDA.

Положительную EBITDA получают интегрированный проект при цене более $6,1 / млн БТЕ, проекты новых моделей при цене более $5,9 / млн БТЕ и толлинговые проекты при цене более $6,2 / млн БТЕ.

В результате получаем, что по толлинговой модели текущие денежные затраты на покупку газа, плату за толлинг и за транспортировку равняются долгосрочным предельным затратам. Но при этом краткосрочные предельные затраты при низких ценах на Нenry Нub самые низкие. При низких ценах на газ толлинговая модель имеет, с одной стороны, самые высокие денежные затраты, но, с другой стороны, наименьшие полные затраты, что объясняется низким барьером капитальных вложений для участия в толлинговой схеме. Оператору не нужны масштабные капитальные вложения в добычу газа и строительство мощностей по сжижению. Достаточно иметь возможность приобретения газа на рынке и выкупить мощности по сжижению. Интегрированная модель такой гибкостью не обладает и имеет наибольшие полные затраты и средние денежные затраты.

Денежные затраты по интегрированной модели, даже с учетом платежей по обслуживанию долга, меньше затрат по толлинговой модели. При этом при продаже СПГ на рынке по краткосрочным предельным издержкам будут бухгалтерские убытки, но сохраняется положительная EBITDA.

Однако при цене на газ в $3 / млн БТЕ интегрированная модель демонстрирует свои преимущества по всем видам затрат.

Затраты по моделям "Собственность" и "Распределенная собственность" полностью совпадают, отличие - в моделях финансирования проекта.

Поэтому при текущем уровне спотовых цен многие трейдеры и аналитические компании ожидают, что при долгосрочном переизбытке предложения с рынка первым должен уйти газ толлинговых американских проектов. При этом стратегия покупателей СПГ с толлинговых проектов будет состоять в продаже газа на внутреннем рынке США и оплате толлинговых платежей. Однако сами заводы не пострадают и будут получать необходимые платежи, но СПГ производить не будут.

КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТЬ РОССИЙСКИХ СПГ-ПРОЕКТОВ

Российская Арктика становится одним из мировых центров производства СПГ, в разных частях этого макрорегиона реализуется несколько проектов. Они находятся в разных сегментах: от производства мирового масштаба до малотоннажных. В условиях роста конкуренции на мировом рынке СПГ (а также СПГ с трубопроводным газом) наблюдается переизбыток предложения. В подобных условиях приобретают особую важность неценовые факторы конкуренции: экологические, климатические, политические (см. "Качественный анализ производственной цепочки российских арктических проектов").

Размещение производства в Арктической зоне представляет существенный вызов для реализации проекта, что приводит к повышенным капитальным затратам по всей производственной цепочке и увеличивает риски реализации проекта в срок и в рамках бюджета. Однако внешний холод обеспечивает возможность производства дополнительной продукции. Крупнотоннажные российские проекты в сфере СПГ стабильно демонстрируют это преимущество и показывают рост производительности от 7-10 % (для "Ямал СПГ") до 17 % ("Сахалин-2"). В других регионах мира подобный рост производства может быть обеспечен иными решениями. Так, компания Chiyoda начинает реализацию проекта по использованию искусственного интеллекта для повышения производительности завода PT Donggi-Senoro LNG в Индонезии. Подобные технологии могут быть применены в Арктике, что позволит дополнительно увеличить производительность (см. "Искусственный интеллект vs холодный климат"). Высокое качество и большая ресурсная база позволяют наращивать производство путем строительства дополнительных линий производства СПГ на условиях brownfi eld. Использование инфраструктуры действующей площадки оказывает большое влияние на эффективность всего комплекса производства СПГ. Например, размещение производственной линии "Ямал СПГ" (Т4) обеспечило совокупный рост эффективности проекта "Ямал СПГ" на 3-4 %. Как уже отмечалось ранее, российские проекты в Арктике будут вносить основной вклад в рост производства СПГ в России.

Проекты получают широкую поддержку со стороны государства в виде налоговых льгот, специальных налоговых режимов, государственных инвестиций в объекты инфраструктуры и государственного финансирования проектов. В условиях высокой ценовой неопределенности важно оценить устойчивость действующих и планируемых к реализации СПГ проектов (см. "Оценка арктических проектов"). Все российские проекты являются интегрированными и включают в себя добычу природного газа и его сжижение в рамках единой компании.

Выбранные действующие и планируемые к реализации проекты сравнивались с проектом производства СПГ в США. Для североамериканского проекта применялись следующие допущения:

цена газа для производства составляет $1,75 / млн БТЕ (цена Henry Hub) + 15 %;

СПГ транспортируется через Панамский канал конвенциональным газовозом вместимостью 172 тыс. м3;

стоимость фрахта составляет $60 тыс. / сут.;

общие затраты на поставку СПГ в Азию составляют $1,65 / сут. (см. "Результаты оценки конкурентоспособности российских арктических СПГ-проектов").

С учетом принятых допущений и предположений российские арктические проекты демонстрируют высокую конкурентоспособность на азиатском рынке по показателям краткосрочных и денежных затрат. Прежде всего, это достигается за счет низкой цены на природный газ и возможности снижения операционных затрат благодаря использованию климатических особенностей. По показателю полных затрат хорошо видно преимущество реализации проектов на условиях brownfi eld: среднетоннажные проекты "Обский СПГ" и "Ямал СПГ" (Т4) имеют меньшие полные затраты на производство СПГ по сравнению с крупнотоннажным проектом "Ямал СПГ".

 

ИЗМЕНЕНИЕ РОЛИ СПГ В ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

 

 

Прогноз

 

Показатель

2018 г. отчет

 

2024 г.

 

2035 г.

 

 

Нижний

Верхний

Нижний

Верхний

Добыча газа, млрд м 3

727,6

795,1

820,6

859,7

1 000,7

СП Г* млн т

18,9

46

65

80

140

Доля СПС%

4,2

9,3

12,7

14,9

22,4

Газ без учета СПП млрд м 3

697,36

721,5

716,6

731,7

776,7

* Принято предположение о том, что для производства 1 т СПГ требуется 1400 м3 сырьевого газа и 200 м3 энергетического газа. Коэффициент пересчета млн т / млрд м3 = 1,6

Источник: Экономическая лаборатория Александра Климентьева на основании Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 г.

 

МОДЕЛИ РЕАЛИЗАЦИИ СПГ-ПРОЕКТОВ

Модели /Функции

Интегрированная модель

Модель Cheniere (толлинговая)

Модель Собственность/ Затраты

Торговая/Рыночная модель

 

Покупатель СПГ

Конечный потребитель

Агрегаторы и конечные потребители

Различные

Различные

 

Продавец СПГ

Национальные или международные вертикально интегрированные компании, в т.ч. через SPV

Владелец проекта

Различные, согласно распределению долей

Различные

 
 
 

Финансирование

Всей производственной цепочки или завода СПГ

Только завода СПГ или отдельных элементов газопровода

Различное, поддерживается более крупными владельцами или долгосрочными обязательствами

На основе рыночных показателей; Без риска продаж СПГ

 
 

Структура собственности

Закрытая, часто в виде SPV

Закрытая для максимизации маржинальности продаж

Зависит от владельцев, скорее с максимизацией маржинальности продаж

Зависит от владельцев, скорее с максимизацией маржинальности продаж

 

Масштаб проекта

Береговые крупнотоннажные проекты

Расширение действующих производств и строительство на новых площадках

Расширение действующих производств, строительство на новых площадках, FLNG и среднетоннажные проекты

Расширение действующих производств и строительство на новых площадках

 
 

Поставка газа

Включается в контур проекта

Только завод СПГ

Комбинированное

Только завод СПГ

 

Оператор проекта

Национальные и международные вертикально интегрированные компании

Независимая компания без владения активами в добыче

Независимая компания без владения активами в добыче

Независимая компания без владения активами в добыче

 

Источник газа

Месторождения с подтвержденными запасами газа

Газ приобретается на рынке

Газ приобретается на рынке

Газ приобретается на рынке

 
 
 

Источник: New Players, New Models. A research think piece, March 2019, The Oxford Institute for Energy Studies

 

ОСНОВНЫЕ СОСТАВЛЯЮЩИЕ ИЗДЕРЖЕК ПРОИЗВОДСТВА СПГ

 

Денежные затраты

LRMC

SRMC

Сырьевой газ, в т.ч.

 

 

 

Бурение и строительство

да

Да

Да

Добыча

Да

Да

да

Амортизация по добыче

нет

Да

нет

Подготовка и транспортировка газа

да

Да

да

Амортизация по транспорту

нет

Да

нет

Непредвиденные расходы

да

Да

да

Сжижение

да

Да

да

Амортизация по ожижению

нет

Да

нет

Обслуживание долга

да

Да

нет

Транспорт СПГ

да

да

да

Источник: "Российский мало- и среднетоннажный СПГ. Региональная серия: Арктика". Том 2, А. Ю. Климентьев, Т. А. Митрова, С. А. Капитонов и др., Московская школа управления СКОЛКОВО, Москва, Декабрь 2019

 

КАЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛИЗ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ЦЕПОЧКИ РОССИЙСКИХ АРКТИЧЕСКИХ ПРОЕКТОВ

 

Преимущества

Недостатки

Возможные способы повышения конкурентоспособности

Сырьевая база

Высокое качество сырьевой базы

Слаборазвитая инфраструктура и высокие затраты на обустройство

Специальные налоговые режимы, концентрация производств на единой площадке. Нормативное регулирование: ликвидация барьеров при лицензировании и доступе к лицензиям

Процессинг

Использование внешнего холода

Слаборазвитая инфраструктура и высокие затраты на строительство

Оптимизация технологий ожижения газа. Использование климатических особенностей - снижение издержек или рост производства в объемных выражениях

 

 

 

Усложнение логистических схем:

Транспортировка СПГ

 

Необходимость использования газовозов ледового класса. Ограничение судоходства по флагу

 создание терминалов в Мурманске/Камчатке; сокращение использования газовозов высокого ледового класса; терминалы СПГ в порту Индига / Печора СПГ Нормативное регулирование: операции газовозов под российским флагом; деятельность терминалов перевалки СПГ

Перевалка

Центры накопления и торговли СПГ

Дополнительные издержки

Доступ третьих сторон (ТРА). Газовые хабы на основе хранилищ

 

 

 

Использование возможностей внутреннего рынка и увеличение объемов поставки:

Продажи

 

 

 участие в межтопливной конкуренции; новые проекты Чукотка и Певек; судоходство и международное регулирование су доходства. Нормативное регулирование: разрешение на экспорт; налогообложение НДС оборота СПГ на терминале, в т.ч. услуг хранения

Источник: "Российский мало- и среднетоннажный СПГ. Региональная серия: Арктика. Том 2", А.Ю. Климентьев, Т.А. Митрова, С.А. Капитонов и др., Московская школа управления СКОЛКОВО, Москва, Декабрь 2019

 

ИСКУССТВЕННЫЙ ИНТЕЛЛЕКТ VS ХОЛОДНЫЙ КЛИМАТ

Проект

Установленная мощность, млн т

Фактическая мощность, млн т

Год начала производства

Год фиксации результата

Причина

"Сахалин-2"

2x4,8

11,5

2009 г.

2018 г.

Климатические особенности, технологические совершенствования

"Ямал СПГ"

3 х 5,5

16,5 + 7-10%

2017 г.

2018

Климатические особенности

РТ Donggi-Senoro LNG

2

Нет данных

2015 г.

2019 (начало проекта)

Искусственный интеллект

Источник: Экономическая лаборатория АлександрА КлиментьевА

 

ОЦЕНКА АРКТИЧЕСКИХ ПРОЕКТОВ

ПАО "НОВАТЭК"

 

Планируемые проекты

 

Название

Установленная мощность, млн т

Название

Установленная мощность, млн т

"Ямал СПГ" Т1 -Т3

3x5,5 (+10%)

"Печора СПГ"

2x2,6

"Ямал СПГ" Т4

0,95

"Штокман СПГ"

7,5

"Арктик СПГ 2"

3 х 6,6

"Полярный СПГ" (условный среднетоннажный проект в Арктике"

2

"Обский СПГ"

3x1,8

"Полярный СПГ" +АЭС (проект полностью электрифицированного производства СПГ)

2

Источник: Экономическая лаборатория АлександрА КлиментьевА

 

 

Источник: Нефтегазовая вертикаль