Плотность газотранспортной инфраструктуры в ЕС (только магистральные трубопроводы, км/100 кв.км)

1. Лекция 11-12: 20 апреля 2016 г.

2. Плотность газотранспортной инфраструктуры в ЕС (только магистральные трубопроводы, км/100 кв.км) (предварительные результаты –

только в целях сопоставления)
Сколько будет стоить и сколько
потребуется времени, чтобы сократить
30
этот разрыв в плотности
инфраструктуры между ЦВЕ и СЗЕ,
25
дабы сделать диверсификацию в ЦВЕ
20
возможной?
15
10
5
Северо-Западная Европа
Центральная и Восточная Европа
Южная Европа
Ирландия
Норвегия
Швеция
Финляндия
Мальта
Кипр
Испания
Португалия
Италия
Греция
Хорватия
Румыния
Болгария
Чехия
Польша
Словения
Словакия
Венгрия
Австрия
Дания
Великобритания
Франция
Нидерланды
Люксембург
Германия
Бельгия
0
Северная Европа
Цифры по Великобритании и Дании будут выше, если учесть также и морские трубопроводы
(предполагается сделать на следующих этапах анализа)
Расчет Е.Орловой, аспирантки РГУ нефти и газа им.Губкина, кафедра МНГБ, на основе данных
за 2011/2012, любезно предоставленных ENTSOG

3. Плотность газовой инфраструктуры (км/100кв.км)* в СЗЕ (Бельгия, Нидерланды, Франция) и ЦВЕ: разрыв измеряется десятилетиями

4,0
Historically/retroactively extrapolated data
TTF / 20
Factual data
Gas infrastructure density ratio
3,5
3,0
Zee / 4.5
К=0,59-0,61
Бельгия-1978 vs
Польша-2012
2,5
PEGs / 2
2,0
1,5
1,0
0,5
К=0,23-0,24
Бельгия-1970 vs
Словения и Румыния2012
0,0
К=0,06
Франция-1970 vs
Болгария-2012
К=0,98-0,99
Бельгия-1986 vs
Венгрия,Чехия-2012
Хаб/Черн
К=0,7-0,72
Бельгия-1980 vs
Словакия-2012
К=0,37
Бельгия-1973 vs
Хорватия -2012
Бельгия
Нидерланды
Франция
Минимальный
уровень черн для
отнесения газового
рынка к ликвидному:
15 – общепринятая
бизнес практика,
8 – ЦМРГ ЕС
* Магистральные и соединительные трубопроводы;
Расчет Е.Орловой, аспирантки РГУ нефти и газа им.Губкина, кафедра МНГБ, на основе данных за
2011/2012, любезно предоставленных ENTSOG, Eurogas
Черн (июль 2013): ICIS Heren European Gas Hub Report October 2013

4. Насколько сегодняшние хабы в ЕС соответствуют критериям ликвидности оптовой торговли, по мнению участников рынка (результаты

опроса) (1)
Источник: A.Wagner. Functioning of
European wholesale gas markets.
Quantitative study. - Presentation at the
3rd ACER Workshop on Gas Target Model
review and update, Brussels, 15.05.2014

5. Насколько сегодняшние хабы в ЕС соответствуют критериям ликвидности оптовой торговли, по мнению участников рынка (результаты

опроса) (2)
Источник: A.Wagner. Functioning of
European wholesale gas markets.
Quantitative study. - Presentation at the
3rd ACER Workshop on Gas Target Model
review and update, Brussels, 15.05.2014

6. 16. Третий энергетический пакет ЕС (газ) - и Россия

6
А.Конопляник, лекции РГУНиГ, магистры 1 год, 09.2015-05.2016

7.

Контрактная структура трансграничной цепи газоснабжения
Россия-ЕС – и «серая зона» применения Третьего Энергопакета
ЕС для российских ДСЭГК
Граница «старого» ЕС-15
2004/07 => …
Граница «нового» ЕС-27
«Новый» ЕС-27
Мелкие и средние
Крупные конечные
конечные Третий Энергопакет
потребители:
потребители:
- электростанции
ЕС
=
реформа
сектора
- домашние
- энергоемкие
хозяйства оптовой
промышленные
торговли
- коммерческие
потребители
газом внутри
ЕС …
потребители
Розничные трейдеры
СНГ
Оптовые торговцы
… НО оказывает
(импортеры):
непосредственное влияние
- ВИК
- Неинтегрированные
на действующие российские
компании-оптовые
ДСЭГК, поскольку их пункты
трейдеры
Россия
Компаниипроизводители:
- Газпром
- Нефтяные ВИК
- Неинтегрированные
компании
сдачи-приемки внутри ЕС
Пункты сдачи-приемки газа при
поставках из РФ в ЕС по ДСЭГК
ДСК
ДСК
ДСЭГК
Поставки
Поставки
Экспортные Поставки
Добыча
НО … новые
(розничные)
(оптовые)
(Газпром = Производитель и монопольный экспортер)
(Газпром и
другие
Зоны риска для транспортных
возможности для
производители)
контрактов российского газа
производителей
«Вектор угроз» - часто
«Вектор возможностей» (прямой доступ к
обсуждается
конечным
ДСК = торговые контрактыредко упоминается
ДСК = контракты производителей (ДСЭГК)
потребителям) –
Цель Еврокомиссии – торговые ДСК внутри ЕС, непосредственно
если правильно
затронуты Третьим Энергопакетом (реформа сектора оптовой
написаны
торговли), однако побочные эффекты для ДСЭГК производителей
(«серая зона» применения Третьего Энергопакета ЕС для российских
подзаконные
ДСЭГК) – проблема «контрактного несоответствия» и др.
акты

8. Эволюция цепочки поставок российского газа в Европу: контрактные структуры и механизмы ценообразования (1)

Ценовая привязка
к нефти
Газпром
Общность интересов
Газпром принимает
цену с рынка нефти
Оптовые
покупатели
ЕС / перепродавцы
Ценовая привязка
к нефти
Конечные
потребители
ЕС
В прошлом (до 2009) –
растущий рынок ЕС

9. Эволюция цепочки поставок российского газа в Европу: контрактные структуры и механизмы ценообразования (2)

В настоящем (после 2009) – избыток
предложения в секторе СЗЕ на рынке
ЕС с неясными перспективами
стагнирующего рынка ЕС
Газпром принимает
цену с рынка нефти
Ценовая привязка
к нефти
Газпром
Запрос на ценовую привязку к
хабам и там, где они считаются
ликвидными, и (под угрозой
арбитража) там, где их еще нет
Оптовые
покупатели
ЕС / перепродавцы
Запрос на
ценовую
привязку к
хабам там, где
они считаются
ликвидными
Ценовая
привязка к хабам
Общность интересов
Конечные
потребители
ЕС
Хабы ЕС
Покупатели вне-ЕС
(напр. реверсные
поставки в СНГ)

10. Эволюция цепочки поставок российского газа в Европу: контрактные структуры и механизмы ценообразования (3)

Ценовая
привязка к
хабам
Газпром
Традиционные
контрактные
механизмы
обеспечения
гибкости для
покупателя
Оптовые
покупатели
ЕС / перепродавцы
Газпром принимает цену, устанавливаемую
покупателями газа на рынке с избытком
предложения, не допущенный до участия на рынке
и до формирования цены=> кошмар для
экспортера => неприемлемый сценарий
Ценовая
привязка к хабам
Конечные
потребители
ЕС
Общность интересов
В будущем неприемлемая
контрактная схема при
любом сценарии спросапредложения

11. Предлагаемая гибкая и адаптивная контрактная структура экспорта российского газа (управление портфелем поставок в рамках

Эволюция цепочки поставок российского газа в Европу: контрактные
структуры и механизмы ценообразования (4)
Ценовая привязка к нефти
и/или иная индексация
Газпром
Газпром как
один из
игроков,
формирующ
их цену на
спотовом
рынке ЕС
Ценовая привязка
Оптовые
к хабам
покупатели ЕС
Конечные
/ перепотребители
продавцы
ЕС (поставки)
Хабы ЕС
(торговля)
Oil
Роль DG
COMP?
ПХГ
Прямые поставки конечным потребителям ЕС
Предлагаемая гибкая и адаптивная контрактная
структура экспорта российского газа (управление
портфелем поставок в рамках концепции «Выбирать,
как продавать»)
Общность
интересов

12.

bcm
200
180
160
140
Законтрактованные объемы российских
газовых поставок в страны ЕС
Расширяющаяся
зона для (частичного?) замещения
завершающихся
контрактных
поставок спотовыми
продажами в
рамках концепции
«Выбирать, как
продавать»
Denmark
Switzerland
Slovak Republic
Poland
Netherlands
120
100
80
Новые
ДСК?
Спот?
Азия?
Italy
Hungary
Germany
France
Finland
60
Czech Republic
40
Austria
Turkey
20
Greece
0
Источник (исходный график): ИНЭИ РАН (Т.Митрова), воспроизведено, в частности, в «The Russian Gas Matrix: How
Markets Are Driving Change», Ed. by J.Henderson & S.Pirani, Oxford University Press, 2014, рис.3.1/стр.53.
12
А.Конопляник, лекции РГУНиГ, магистры 1 год, 09.2015-05.2016

13. 17. Россия и Украина (газ)

14. Новые риски, новые вызовы, новые ответные меры, «точки невозврата»: Украина (1)

• Украина: Евро-интеграция или СНГ-интеграция => эта «точка
невозврата» была пройдена в 2004 г. => Евро-интеграция –
фактический вектор развития Украины в сфере энергетики с тех
пор =>
• С весны 2004 г. => Призывы Украины разделить контракты на
поставку (экспорт на Украину) и на транзит через Украину и
перейти на «Европейские формулы» в российско-украинской
газовой торговле:
– Ожидания Украины: получить более высокие транзитные тарифы
– Фактические приобретения Украины: более высокие импортные цены
на газ
• С 2006/2009: несогласие Украины с формулой ценообразования и
уровнем цены на ее основе в результате перехода к «Европейским
формулам» => транзитные кризисы янв.’2006 и янв.’2009 явились
результатом, помимо прочего, несогласия Украины с
«Европейскими формулами» в контракте
• Ожидание дальнейших рисков, связанных с поставками из России
=> поиск множественных поставщиков => избежать монополии
России как единственного поставщика =>

15. Новые риски, новые вызовы, новые ответные меры, «точки невозврата»: Украина (2)

• Украина: экономические и правовые предпосылки для уменьшения
зависимости от поставок газа из России:
– Экономические: Высокая импортная цена и нежелание Газпрома/России
смягчить ценовую политику (сохранение/отказ от пересмотра модели
ценообразования (нефтяная индексация) – но односторонние скидки с цены)
стимулируют Украину к поиску:
• альтернативы российскому газу (на стороне предложения): внутренняя добыча – на
суше/на море, сланцевый газ, импорт СПГ, реверс мощностей, ПХГ и
• уйти от российского газа (на стороне спроса): замена газа углем, ядерной эл.эн.,
экономия энергии, повышение энергоэффективности
– Правовые: политика Евро-интеграции, членство в Договоре об
Энергетическом Сообществе => применение на территории Украины
европейского энергетического законодательства (Второго => Третьего
энергопакетов ЕС) => юридическая обязанность Украины обеспечи(ва)ть
альтернативные поставки, интерконнекторы, физический реверс мощностей,
ОДТС, раздел НАК Нафтогаз Украины => НО: новые и дополнительные риски
для транзита через Украину (как для РФ, так и для ЕС), в т.ч.: попытка
смены модели транзитных поставок через Украину (закон 1416-а + «О
санкциях») => переходный период (контрактное vs публичное право)
– Неправовые: нарушение контрактных обязательств: (i) неплатежи за
фактически поставленный газ, (ii) невыборка контрактных объемов
• «Точка невозврата» почти достигнута? Или еще нет (?) – это только
фактор времени, поскольку тенденция к уходу от российского газа носит
на Украине необратимый характер?

16. Украина: пункты пограничных переходов с обязанностью иметь физические реверсные мощности ГТС (в соотв. с ДЭС)

Источник карты:
ENTSOG System
Development map
2012.
http://www.gie.eu/dow
nload/maps/ENTSOG_S
YSDEV_MAP2012.pdf

17. Реверсные поставки газа на Украину: конфликт контрактного и публичного права

• Контрактно-правовые обязательства Украины в рамках контракта на
поставку 2009-2019 (с 01.01.2009):
– Встречные об-ва «бери-и/или-плати (TOP)» (52 млрд.куб.м/год => 80%TOP =>
41.6 млрд.куб.м/год)
• Публично-правовые обязательства Украины (с 03.12.2013):
– Украина присоединилась к Договору об Энергетическом Сообществе с
01.02.2011 => обязательство применять энергетическое зак-во ЕС на
территории Украины (с 2015), вкл. Регулирование 994/2010 (в т.ч. Ст.6.5 о
реверсных мощностях на пунктах перехода границы – “не позже 03.12.2013”)
• Конфликт между двумя правовыми обязательствами для Украины с
разными датами их вступления в силу => в результате прямые
экономические потери для суверенного собственника
невозобн.энергоресурса (РФ) и его экономич.агента (Газпрома):
– Реверсные поставки с Запада для замещения контрактных объемов поставок
с Востока; но оба потока поставок де факто одного и того же (российского)
происхождения,
– Более низкий, чем контрактный (TOP), уровень отбора российского газа
Украиной препятствует окупаемости совершенных ранее инвестиций
Газпрома в добычу для обеспечения гарантированных поставок контрактных
объемов на Украину (об-во TOP имеет обоюдный характер)
• Доминируют более ранние обязательства (Pacta sund servanda)
17
А.Конопляник, лекции РГУНиГ, магистры 1 год, 09.2015-05.2016

18. 18. Россия: диверсификация маршрутов поставок в ЕС («один рынок – две трубы»)

19. Ukraine: “transit interruption probability” index (2009–2015)

10
Transit interruption probability index
9
8
7
6
5
4
To evaluate possible interruptions of transit
supplies we consider 1139 newsbreaks,
related to gas relations between Russia and
Ukraine through 30.12.2008 to 11.12.2015
period. These newsbreaks were taken from
the newswire http://newsukraine.com.ua/ .
Then they were filtered to and ranged
within 251 newsbreaks which, in case of
their realization, would have a main effect
on interruption of gas flows in transit within
the Ukrainian territory.
3
2
1
After damages (06.10 &
20.10.2015) & demolition
(22.11.2015) of electricity line
Melitopol-Dzhankoy in
Kherson Oblast (which
supplied electricity to Crimea),
this index has reached (and
will stay at) its maximum since
possibility of demolition of
compressor station at gas
pipeline now became a reality,
unfortunately…
30.12.2008
28.02.2009
30.04.2009
30.06.2009
31.08.2009
31.10.2009
31.12.2009
28.02.2010
30.04.2010
30.06.2010
31.08.2010
31.10.2010
31.12.2010
28.02.2011
30.04.2011
30.06.2011
31.08.2011
31.10.2011
31.12.2011
29.02.2012
30.04.2012
30.06.2012
31.08.2012
31.10.2012
31.12.2012
28.02.2013
30.04.2013
30.06.2013
31.08.2013
31.10.2013
31.12.2013
28.02.2014
30.04.2014
30.06.2014
31.08.2014
31.10.2014
31.12.2014
28.02.2015
30.04.2015
30.06.2015
31.08.2015
31.10.2015
0
Calculated by M.Larionova, Russian Gubkin State Oil & Gas University, Chair “International Oil & Gas Business”,
Master’s programme 2013-2015, on methodology, jointly developed with A.Konoplyanik, based on principles of
credit ratings evaluation by major international credit agencies
A.Konoplyanik, Joensuu, 03-04.03.2016
19

20.

До
01.12.2014
Nordstream
Greifswald
Mallnow
OPAL
St. Katarina
Gazelle
Waidhaus
1
Baumgarten
2
Tarvisio
Узкие места на украинском маршруте в Южную Европу
(обоснование, в том числе, для смены пункта сдачиприемки газа для «Южного потока»):
- 1 Транзитные кризисы в Украине (янв.2006/2009)
- 2 Аукционы на трубопр. ТАГ (дек.2005/май 2008)
South
Stream
onshore
1
South
Stream
offshore
А.Конопляник, Корпоративный ин-т ОАО Газпром, семинар 30.03-06.04.2015
Украинские и обходные трубопроводы в рамках
концепции «две трубы на каждый рынок»
Северный поток-OPAL-Gazelle
Ямал-Европа
Украинская ГТС и связ. с ней трубопроводы
Южный поток

21.

UKRAINIAN BYPASSES:
Russia’s alternative pipelines
(two routes for each market-2)
Nord Streams projects pipelines
Yamal pipelines
Ukrainian transit flows
Turkish Stream project (to EU border)
Nordstream 1 & 2
Mallnow
OPAL
St. Katarina
Gazelle
Waidhaus
First
47BCM at
2019
(then less):
How to
move it
from TurkEU border
to existing
DPs in EU
acc.to EU
rules by EU
entities?
1
Baumgarten
Post 01.12.2014 &
18.06.2015, but
prior to 24.11.2015
2
Tarvisio
1
South Stream
(Cancelled)
FGONÇALVES
Bottlenecks at Ukrainian route to Southern EU
(justification for South Stream with new delivery
point at Tarvisio):
1 Ukraine transit crises Jan’2006/Jan’2009
2 TAG auctions Dec’2005/May’2008
Turkish
Stream
Kipi
A.Konoplyanik, 8th EGC, Vienna, 19-21.01.2016
Greifswald

22.

Russian gas supply ring for Europe? (proposal for
discussion/consideration/evaluation)
Nordstreams 1 & 2
First South Stream, then
Turkish Stream, then …
?
Hub in Baumgarten
UGS in Western Ukraine

23. TurkStream: why such complicated route? To by-pass (former) Ukrainian EEZ…

TurkStream: why such complicated route? To bypass (former) Ukrainian EEZ…
Source: http://middleeastnewsservice.com/tag/turkish-stream/
A.Konoplyanik, Joensuu, 03-04.03.2016
23

24. Black Sea delimitation prior to and after reunification of Crimea with Russia

The new reality:
Turkish &
Ukrainian EEZs
do not interlock
anymore
Map source:
http://img1.liveinternet.ru/images/attach/c/
0/113/415/113415843_large_16012_102020
54593033675_5644072863940384821_n.jpg
A.Konoplyanik, Joensuu, 03-04.03.2016
24

25. Black Sea delimitation prior to and after reunification of Crimea with Russia: consequences for risk-avoidance offshore

Black Sea delimitation prior
to and after reunification of
Crimea with Russia:
consequences for riskavoidance offshore
pipelines
South Stream (via Turkish EEZ)
Turkish Stream
Possible “New” Stream (?) (via new
/ expanded Russian EEZ)
Reunification of Crimea with RF
opens opportunity (& 24.11.2015
incident & event afterwards votes
for its use) to avoid Turkish transit
=> My proposal: offshore pipeline
route to Bulgaria/Varna directly via
new (expanded) RF EEZ in Black Sea,
now by-passing both Ukrainian &
Turkish EEZs, with all its positives:
shorter lime via shallower waters =>
benefits to both RF & EU
Map source:
http://img1.liveinternet.ru/images/attach/c/
0/113/415/113415843_large_16012_102020
54593033675_5644072863940384821_n.jpg

26. Black Sea: map of water depths & offshore routes

Black Sea: map of water depths & offshore routes
Map source:
http://www.perekop.info
/black-sea-history/
South Stream (via Turkish EEZ)
Turkish Stream
Possible “New” Stream (?) (via new/expanded Russian EEZ)
26
A.Konoplyanik, Joensuu, 03-04.03.2016

27. ITGI Pipeline at website of Edison

Source: http://www.edison.it/en/itgi-pipeline (as of 27.02.2016)
A.Konoplyanik, Joensuu, 03-04.03.2016
27

28. ITGI Pipeline at website of Edison - & what can go further

ITGI Pipeline at website of Edison - & what can
go further
My proposal of new offshore route directly to Varna bypassing (between) Ukrainian & Turkey EEZs in Black sea
Source of original map: http://www.edison.it/en/itgi-pipeline (as of 27.02.2016)
A.Konoplyanik, Joensuu, 03-04.03.2016
28

29. 19. Россия: диверсификация как общая концепция в Евразии

29
А.Конопляник, лекции РГУНиГ, магистры 1 год, 09.2015-05.2016

30. Рынки для российского газа: европейский и внутрироссийский (в прошлом/настоящем), те же плюс азиатский (в будущем) (*)

Западная Сибирь
(Надым-ПурТазовский + Ямал)
Восточная Сибирь:
суша (Чаянда,
Ковыкта и др.)
Сахалин:
шельф
Источник оригинальной карты: http://www.gazprom.ru/about/production/projects/pipelines/ykv/
(*) со сменой модели выхода на экспортные рынки: от госплановской
«один рынок – одна труба» к современной «один рынок – две
трубы/способа доставки»
Ресурсные базы
Трубопроводные поставки
А.Конопляник, лекции РГУНиГ, магистры 1 год, 09.2015-05.2016
30
поставки СПГ

31. 20. Рынок газа: влияние падения цен на нефть в 2014 г.

31
А.Конопляник, лекции РГУНиГ, магистры 1 год, 09.2015-05.2016

32. Как формируется цена на СПГ на рынке в АТР

Системы формирования цен на
газ/CПГ в международной торговле
(1) Европа
- Индексация к ценам
нефтепродуктов (мазут/газойль) c
дисконтом (Гронингенская формула =
нет-бэк от стоимости замещения у
конечного потребителя/«на горелке»,
с 1962 г. по настоящее время)
- Индексация к ценам газовых
хабов в Европе (с 2009 г. по
настоящее время )
(2) АТР
- Индексация к цене сырой нефти в
АТР (JCC, с 1970-х гг. по настоящее
время)
- Индексация к цене на Генри Хаб
США (с 2016 г., поставки СПГ из
США)
Источник : Цена Энергии (Секретариат
Энергетической Хартии, 2007); The Pricing of
Internationally Traded Gas (OIES, 2012)
Формула СПГ контрактов для
международной торговли в АТР
• Р(СПГ/СИФ) = А(%) * JCC(СИФ) + B
- Коэффициент “B” = константа
- Коэффициент “А” для СПГ контрактов
(”slope” = наклон контрактной кривой):
- 17.2% (Нефтяной паритет СПГ по
калорийности)
- Привязка к нефтяному паритету по
калорийности с дисконтом => “A” меньше
17.2%, чтобы СПГ был конкурентоспособным
против JCC
Почему JCC?
Япония = первый импортер СПГ в Азии (с
1969 г.): сырая нефть БСВ (тяжелая
высокосернистая аравийская нефть) как
основное топливо для производства
электроэнергии в Японии в 70-х годах =>
прямая конкуренция СПГ и сырой нефти в
Японии в секторе производства
32
А.Конопляник-Дж.Сун,
СПГ Россия
электроэнергии
=> привязка
к 2016,
JCC
Москва, 16-18.03.2016

33.

Коэффициент “А” для СПГ контрактов в Японии
и Корее – в целом по среднегодовым объемам
импорта в 2010 – 2014 гг. (цена СИФ)
16
Коэффициент “A” в
2010-2014 гг. колеблется
в пределах:
14
12
10
• Япония – 13%-15%
8
6
• Корея – 11%-15%
4
2
0
2010
2011
2012
2013
2014
Источник: Авторы по данным
Таможенной статистики Японии и
Кореи
Коэффициент "А" в Корее (%)
Коэффициент "A" в Японии
(%)
А.Конопляник-Дж.Сун, СПГ Россия 2016,
Москва, 16-18.03.2016
33

34. Динамика цен JCC и Генри Хаба

Цена “СИФ” на СПГ с
привязкой к JCC и Генри
Хабу в Восточной Азии
140,00
100,00
80,00
60,00
40,00
авг-2015
мар-2015
окт-2014
май-2014
дек-2013
июл-2013
фев-2013
сен-2012
апр-2012
ноя-2011
20,00
0,00
Henry Hub Price
U.S. LNG at East Asian ports
Japan LNG import price
JCC price
Источник: мин. Финансов Японии, EIA natural gas price
А.Конопляник-Дж.Сун, СПГ Россия 2016,
Москва, 16-18.03.2016
34
JCС $/баррель
120,00
июн-2011
$/млн.БТЕ
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
янв-2011
2011-2014 гг.: разнонаправленная
динамика цен на СПГ с нефтяной (JCC) и
газовой (Генри Хаб) привязкой в АТР:
- высокая цена на нефть,
- снижение цены на Генри Хаб
вследствие роста добычи сланцевого
газа в США и отсутствия
возможности
для его экспорта (переполнение
рынка)
(2) 2014 г. по настоящее время: снижение цен
на СПГ с нефтяной привязкой (в результате
падения мировых цен на нефть) и
сохранение цен на Генри Хаб на низком
уровне ($2-$4/млн.БТЕ в 2015 г.)
Будет ли цена на Генри Хаб держаться на
низком
уровне после:
*начала экспорта СПГ из США?
*экспорта трубопроводного газа в Мексику?
(1)

35. Зоны конкурентоспособности СПГ с привязкой к JCC и к Генри Хабу в Азии

• При цене
газа на Генри Хаб
JCC $/баррель
$2/млн.БТЕ (минимальное значение:
апрель 2012, начало 2016 г.), СПГ с
140
нефтяной привязкой
120
конкурентоспособен в Азии при цене
100 Зона конкурентоспособности СПГ США
JCC < $50/баррель (сегодня)
• При цене газа на Генри Хаб
80
$6/млн.БТЕ (максимальное значение:
60
начало 2014 г.), СПГ с нефтяной
40
привязкой был бы
Зона конкурентоспособности СПГ с
конкурентоспособен в Азии при цене
20 нефтяной привязкой
JCC < $80/баррель (середина 20100
конец 2014 гг.)
HH$2
HH$3
HH$4
HH$5
HH$6
• При цене JCC выше $100/баррель,
Цена на Генри Хаб $/млн.БТЕ
СПГ США становится
конкурентоспособен, если цена на
Зона конкурентоспособности СПГ индексированного к
Генри Хаб превышает $6/млн.БТЕ, но
Генри Хабу
вернутся ли цены на нефть на уровень
Цена на нефть при которой цены на СПГ с привязкой к
$100/баррель и выше?
JCC и Генри Хаб равны (Коэффициент контрактов СПГ
13%-16%)
Источник: Авторы
А.Конопляник-Дж.Сун, СПГ Россия 2016,
Москва, 16-18.03.2016
35

36. Сравнение цены американского СПГ и российского трубопроводного газа в Европе

Natural Gas, Russian Natural Gas
14,00
border price in Germany,
US$/MMBTU (МВФ)
Цена на СПГ США в Европе при 12,00
HH$2/mmbtu(Фрахтовые ставки
$0.5/mmbtu, Platts)
Цена на СПГ США в Европе при 10,00
HH$3/mmbtu(Фрахтовые ставки
$0.5/mmbtu, Platts)
8,00
Цена на СПГ США в Европе при
HH$2/mmbtu(Фрахтовые ставки
$1.6/mmbtu, МЭА)
6,00
Цена на СПГ США в Европе при
HH$3/mmbtu(Фрахтовые ставки
4,00
$1.6/mmbtu, МЭА)
Brent (EIA)
140
120
80
60
40
2,00
20
0
2010M1
2010M5
2010M9
2011M1
2011M5
2011M9
2012M1
2012M5
2012M9
2013M1
2013M5
2013M9
2014M1
2014M5
2014M9
2015M1
2015M5
2015M9
2016M1
- При стоимости
(1) сжижения в США $3/млн.БТЕ
(2) регазификации СПГ США 0,00
в Европе $0.9/млн.БТЕ (МЭА)
$/barrel
$/mmbtu
100
Источник: МЭА, Commodity price(МBФ),
EIA, Авторы
А.Конопляник-Дж.Сун, СПГ Россия 2016,
Москва, 16-18.03.2016
36