3.3.5. Цены на спг

В 60-е годы цена сжиженного газа определялась ценой его производства, т.е. включала издержки производства и прибыль (принцип cost plus).

Начиная с 1973 г. уровень цен на СПГ увязывается с ценами на другие виды углеводородного сырья (в пересчете на условное топливо). Такая практика ценовой политики на СПГ получила название «индикация по цене нефти». Исходя из данного принципа цена на СПГ устанавливается с учетом цены на нефть (в пересчете на условное топливо) плюс инфляционный фактор.

Таблица 3.41 Потенциальные рынки сбыта российского СПГ Показатели	Ед. изм.	Китай	Тайвань	Южная Корея	Япония	США	Страны Западной Европы
Запасы природного газа	3 трлн м	3,86	-	-	-	5,2	5,49
Добыча (производство) газа	3 млрд м	34,1	1,5		4,7	546,5	360
Импорт природного газа:
Магистральный	3 млрд м	-	-	-	-	110	308,5
газ - СПГ		-	9,6	30,5	76,3	17,9	47,6
Прогноз спроса на природный газ: 2010 г.	3 млрд м	106	14-18	29-36	85-88	766	620
Прогноз потребностей в импорте СПГ:
2010 г.	3 млрд м	25	12,4	29-36	82,5-86,0	85	75
2015 г.	3 млрд м	90	12,6	40,0	86,1-91,0	136	95
Поставщики:		Австралия, Индонезия, Иран. Рассмат­риваются: Йемен, Россия (Сахалин)	Индонезия, Малайзия, Япония	Индонезия, Австралия, Бруней, Малайзия, Катар, ОАЭ. Рассмат­ривается: Россия (Сахалин)	Австралия, Индонезия, Бруней, Малайзия, Катар, Оман, ОАЭ, Алжир, Тринидад, Россия	Тринидад, Оман, Катар, Абу-Даби, Ливия, Австралия, Малайзия, Норвегия, Возможно: Россия	Алжир, Ливия, Австралия, Оман, Катар, Абу-Даби, Бруней, Египет, Норвегия (проект), Россия
					(Сахалин)	(Штокман)	(Штокман)

Согласно вышеприведенной концепции, цена североафриканского и ближневосточного СПГ формируется пропорционально цене «корзины» нефтей стран ОПЕК. Цена на СПГ в государствах Юго-Восточной Азии регулируется таможенным комитетом в зависимости от уровня цен на нефть, поступающую в страну. Динамика средних цен на СПГ в Японии была следующей (долл./тыс.м³): 1981 г. - 191,4; 1988 г. - 120,6; 1991 г. - 143,6; 1994 г. - 114,5;

1995. г. - 124,6; 1996 г. - 131,8; 1997 г. - 140,8; 1998 г. - 109,8; 1999 г. - 113,0; 2000 г. - 169,9; 2001 г. - 167,0; 2002 г. - 153,7; 2003 г. - 171,7; 2004 г. - 186,5; 2005 г. - 217,8 [6].

В западноевропейских странах и США контрактные цены на СПГ были тесно связаны с ценой на нефть, но затем эта практика претерпела существенные изменения, и цена на СПГ стала увязываться с ценами на конкурентные энергоносители для покупателя (принцип net back).

Наряду с традиционным механизмом ценообразования на СПГ используются договорные цены между продавцом и покупателем. При их установлении могут быть приняты как прямая пропорциональность цен на конкурирующие энергоносители, так и другие формы зависимости, в частности соотношение цен на конкурирующие энергоносители. В последнее время при расчете цен на СПГ учитывают фактор риска, экологические характеристики природного газа.

Среднеевропейские цены на СПГ ниже, чем на азиатском рынке (долл./тыс.м³, сиф):

1995. г. - 123,5; 1997 г. - 90,7; 1998 г. - 96,5; 1999 г. - 89,6; 2000 г. - 94,3. Наиболее низкие цены были в Испании, наиболее высокие - во Франции.

В этот же период цены на природный газ в среднем по странам Евросоюза были (долл./тыс.м³): 1996 г. - 87,5; 1997 г. - 95,4; 1998 г. - 81,4; 1999 г. - 64,8; 2000 г. - 117; 2001 г. - 150,8; 2002 г. - 124,9; 2003 г. - 158,4; 2004 г. - 164,2; 2005 г.- 226,1 [6].

Цены в США на СПГ и на газ, поставляемый по трубопроводу из Канады, представлены ниже [6]:

Цена, долл./тыс.м3	1996 г.	1997 г.	1998 г.	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.	2004 г.
СПГ	86,2	92,7	80,3	83,2	88,7	142,9	96,5	135,6	н.д.
Природный газ	99,4	91,1	74,9	81,7	152,3	130,0	119,9	202,7	210,6

Однако после повышения цен на магистральный газ в 2001-2005 гг. конкурентоспособность СПГ по сравнению с магистральным газом возросла, что обусловило рост спроса на этот вид энергоносителя. Считалось, что конкурентоспособным импортный СПГ в США должен стоить не дороже 124 долл./тыс.м³ [169]. В дальнейшем цена на природный газ на устье скважины будет подниматься (2006 г. - 169,2 долл./тыс.м³; в 2007­2010 гг. будет на уровне 129,0 долл./тыс.м³, можно считать эту цифру 124 долл./барр. минимальным уровнем приемлемой цены на СПГ в США.

Ниже изложен экспресс-метод оценки эффективности проектов СПГ. За основу принята методология определения цены по методу net back.

При определении экспортной цены СПГ по методу net back может быть использована модель оценки чистой текущей стоимости по стадиям производства, транспортировки и использования СПГ. Схема экспорта СПГ представлена на рис. 19.

Добыча природного газа (устье скважины)
	Очистка и разделение на фракции

Газ продается на входе на завод

Компрессия и охлаждение
	Сжижение
	Продажа СПГ по цене fob 1
Хранение (складирование)

Перевозка

Продажа СПГ по цене cif

Принимающий терминал, складирование

Регазификация

Продажа электростанциям и промышленным предприятиям

Рис. 19. Схема экспорта СПГ

Схема на рис. 19 напоминает схему технологической цепочки СПГ на рис. 15, но отличается от нее наличием экономических характеристик (цен эквивалентного энергоносителя, цен cif и fob СПГ, цены исходного природного газа).

Величина чистой текущей стоимости зависит не только от цен и издержек получения СПГ, но и объемов его распределения. Для оценки влияния этих факторов рассчитываются потери на каждой стадии производства, транспортировки и использования СПГ. Поскольку затраты на каждой стадии дискретны, можно оценить цену исходного газа, приходящего на завод сжижения, по этапам его продвижения от одной стадии к другой.

Цена net back для СПГ (цена cif) определяется путем вычитания дисконтированной чистой текущей стоимости на стадии принимающего терминала, хранилищ и регазификации из дисконтированной величины поступлений от продажи газа по цене конкурирующего энергоносителя, каковым, в частности, может быть природный газ, поступающий по трубопроводу. Для определения цены cif может быть использована формула:

где Р - цена природного газа, поставленного в страну-импортер по трубопроводу; V₁ - объем

249

газа, поставляемого каждый год; С₁ и 0₁ - соответственно капитальные и эксплуатационные затраты, связанные с регазификацией, складированием и принимающим терминалом; r - ставка дисконтирования.

Срок деятельности проекта - 20 лет.

Цена net back (для СПГ fob) определяется таким же способом, а именно, путем вычитания чистой текущей стоимости, связанной с приемкой, складированием, регазификацией и перевозкой, из текущей величины общих поступлений от продажи газа. Полученное значение делится на текущую величину газа, перевезенного на судне. Цена СПГ fob определяется по формуле:

у. ту g - г)ч - ni.m, - а уд- гоч

(3.2)

г

2™,[F_a/Cl4 г>

1

где PV - выручка от продажи газа; C2+O2 - эквивалентны C₁+O₁, однако сюда добавляются капитальные и эксплуатационные затраты на перевозку; V₂ - объем газа, перевезенного судном.

Цена net back для природного газа в момент поступления его на завод по сжижению определяется путем вычета суммарных дисконтированных капитальных и эксплуатационных расходов, связанных с сжижением, транспортировкой, складированием, регазификацией, из текущей величины стоимости выручки от реализации газа. Затем полученная величина делится на дисконтированную величину объемов газа, поступающего на завод по сжижению. Величина цены по методу net back для природного газа, поступающего на завод сжижения, определяется по формуле

:

(3.3)

"нг-tf pellne

ESiiva -оч

где C3+O3 - эквивалентны C₂+O₂; к величине C₂+O₂ добавляются капитальные и эксплуатационные затраты, связанные с сжижением газа; V₃ - объем газа, поступающего на завод по сжижению.

Однако не стоит забывать о том, что рассчитанные цены net back - это цены на входе на завод по сжижению. Для определения цены net back на устье скважины необходимо вычесть затраты на разведку, разработку, добычу и поставку газа на завод по сжижению.

Приведенная модель может быть использована для оценки эффективности проектов СПГ. При этом могут варьироваться многие параметры: мощности установок, расстояния перевозок, технологии, цены реализуемого СПГ и исходного газа и т.д.

При благоприятных условиях, проекты СПГ являются экономически привлекательной альтернативой использования газа. Однако по причине необходимости привлечения крупных инвестиций с длительным сроком окупаемости эти проекты характеризуются высокой степенью риска как для поставщиков, так и для потребителей. Возможные риски связаны, в первую очередь, с присущей энергетическому рынку неопределенностью.

Если рассматривать эффективность проектов СПГ с точки зрения поставщиков, то можно отметить тот факт, что переход от средних проектов к крупным не ведет к пропорциональному увеличению затрат (сказывается «эффект масштаба»), но возрастают риски. Переход же от проектов средней мощности к проектам малой мощности не влечет за собой значительного снижения издержек, однако подобный переход означает уменьшение рисков.

Для потребителей СПГ является альтернативным видом энергоносителей и источником поставки газа, он повышает общую конкурентоспособность газового рынка

.