Динамичното развитие на пазара на втечнен природен газ (LNG) в Eвропа е продиктувано повече от политически, отколкото от икономически причини и целесъобразност

Анализ на инж. Димитър Щерев

В надпреварата между Втечнения и Тръбопроводния газ на Европейския континент, икономическото приемущество и търговската привлекателност на тръбопроводния газ, доставян по морските газопроводи „Син поток”, „Северен поток” 1 и „Турски поток” е продиктувано от няколко важни потенциал-задаващи фактора:

- постигане на високи работни налягания (до 220 бара) на тези газопроводи, постигани чрез използване на високо-ефективни компресори, марка “Rolce-Royce”;

- използването на тръби от нов тип висококачествени стомани (х80, х100) със значителна дебелина на стената;

- намален брой на компресорните станции по цялото трасе на доставка на газа, което дава и съществено екологическо приемущество на тези реализирани газови проекти;

- силно редуциране на броя на транзитните държави и др.

Изброените приемущества на цитираните по-горе морски газопроводи, значително намаляват експлоатационните разходи (OPEX) при преноса на газа с около 30, 35 и повече %-ти и допринасят за съкращаване на времето за възвръщане на направените инвестиции (CAPEX) и др.

Докато преносът на газ по газопроводи с ниско налягане (до 75 бара) на разстояния по-големи от 4 500 км ставаше икономически нерентабилен, срещайки силна конкуренция с вноса на Втечнен природен газ, преносът на газ по новоизградените морски газопроводи вече става рентабилен и екологично по-надежден на растояния над 5 000 – 6 000 км.

Тук е мястото да се отбележи, че след ремонтни и рехабилитационни дейности, трасетата на „Северен поток” 1 и „Северен поток 2” от газовите находища на п-ов „Ямал”, Западен Сибир до Германия са скъсени с 1850 км по сравнение със старото трасе през Украйна, което дава допълнителен съществен тласък към постигане на още по-добра рентабилност на преноса на газ по тези два газопровода. (виж. Фиг. 1)

Въз основа на гореизложеното, експлоатацията на газопроводи, като „Северен поток 1, Северен поток 2”, „Турски поток” и „Син поток” встъпи в схватката на една силна конкуренция с икономическата рентабилност на вноса на Втечнен природен газ в Европа, осъществяван през морета и океани.

Имайки предвид тези икономически приемущества на цитираните по-горе морски газопроводи, максимумът, който може да получи Втечнения природен газ, внасян през океана в Европа е цената му да се доближава, ставайки съпоставима с цената на тръбопроводния газ от Русия, но с една съществена жертва – все по-малки печалби за собственика на Втечнения газ.

Спекулации с цените на втечнения природен газ

Погледнато чисто в термодинамичен аспект, важно е да се знае, че производството на Втечнен газ налага охлаждане на газа до много ниски температури от около минус 160 0С, което изисква голям разход на енергия.  За втечняването на 1000 м3 природен газ се използва енергията, съдържаща се в 250 н.м3, т.е. 1/4 от енергията на 1000 м3 се изразходва още при втечняването, като остават 750 м3 или с други думи - добиваме 1000 м3 природен газ, лишаваме се от 1/4 от тях (т.е. от 250 м3) и в края произвеждаме само 750 м3 Втечнен природен газ. 

Икономическото обяснение е, че цената на Втечнения природен газ ще бъде с 1/4 (или с 25 %) по-висока от цената на тръбопроводния газ, като към това трябва да се прибавят и 4 - 5 или повече %-ти  загуби при преноса на този вид газ, както и други разходи, за които ще стане въпрос по-долу.

За съжаление обаче, много често по медиите гръмко се обявяват значително ниски цени на Втечнения  газ на този или онзи терминал по света по сравнение с цената на тръбопроводния газ по дългосрочните договори, като на обществото се правят редица внушения:

Например при закупуване на Втечнен газ от САЩ се взема цената на газа на спотовата борса (площадка) „Henry Hub”, но тази цена се мени всеки ден по няколко пъти.  Ако към даден момент тази цена е да кажем 3$ за 1 mmbtu (милион британски термически единици), това се равнява на около 106.14 $ за 1000 нм3.  (3 х 35.381 = 106.14 $ за 1000 м3).  Обаче цената от 106 $/1000 м3 веднага гръмогласно се обявява по медиите едва ли не като сензационна - два или три пъти по-ниска от тази на тръбопроводния, внасян от Русия по дългосрочните договори!

Всичко това обаче има чисто политически и подвеждащ обществото характер, което се отразява негативно върху осведомеността на потребителите, които в крайна сметка ще трябва да платят:

- транспортните разходи за доставката,

- разходите по ре-газификацията,

- разходите по застраховане на плавателния съд,

- разходите за пренос по газо-преносната система към вътрешността на страната (една, две или повече държави),

- разходите за арендуване на плавателни съдове,

- загубите по време на транспорта

и разбира се - печалбата на търговеца на Втечнен природен газ и др.

Когато горецитираните разходи се прибавят, цената за потребителя става: 220-240$ за 1000 м3 или с други думи - съизмерима с тази на тръбопроводния газ, внасян от Русия или от другаде.

Освен това, в повечето случаи условията на доставка на Втечнен газ от САЩ се извършват по схемата „FOB” (Free on board).  Това означава, че фирмата, закупила втечнения газ от САЩ става собственик на суровината веднага след като плавателния съд напускане пристанището и тази фирма вече има правата и свободата да продава този Втечнен газ, където и както намери за добре. 

Друг важен проблем, който трябва да се има предвид, е свързан с годишната запълненост на регазификационните терминали в Европа.  Вече в Европа има изградени над 30 изградени терминала за ре-газивикация на природен газ с общ годишен капацитет - над 230 млрд. м3.  Средната годишна запълненост на всички европейски терминали обаче е едва 25 - 30 % и като се има предвид този очевиден факт, буди недоумение защо от 7 години насам, ЕК агитира за рехабилитация и разширение на стари и строителство на нови регазификационни мощности за Втечнен природен газ в Европа.

Относно цените на втечнения природен газ, внасян в европа от различни източници по различни маршути

Принципно цената на Втечнения природен газ за клиентите зависи от вида на договора и пазарните условия.

Както бе изложено по-горе, когато газопроводният газ се транспортира по газопроводи с работно налягане до 75 бара на разстояния до потребителите по-големи от 4500 - 5000 км - себестойността му се увеличава и продажбите стават нерентабилни.  За потребителите, отстоящи на тези големи разстояния, е по-изгодно да купуват и внасят Втечнен природен газ. 

От друга страна обаче, цената на Втечнения природен газ често не е обвързана със себестойността му, което означава, че  продажбите на пазара не винаги са обвързани с разходите на доставчика, защото обикновено те са свързани с цените на алтернативни горива - суров петрол (Brent) и други.

В случай на продажби по схемата FOB (Free on Board) и доставки - по схемата DES (т.е. продажби „франчайз до клиента”), търговецът на Втечнен природен газ поема производствените разходи за пренос и регазифициране.  Клиентът плаща цена, свързана със суровия петрол (Brent), обикновено процент от нея или плаща цена, индексирана на пазара на съответната крайна дестинация: aко тя е Европа – това ще означава цена, индексирана към газовия хъб „TTF” в Нидерландия.  Понякога цената в договора е хибрид от цената на петрола (Brent), цената на газовия хъб „TTF” (или друг хъб), цената на спотовата борса (площадка) „Henry Hub”, и/или дневната цена на Platts за LNG Japan/Korea (JKM).

Прилагайки схемата FOB (Free on board), продавачът на Втечнен газ се стреми да се освободи от пазарния риск на Европейския континент и другаде по света, и в тази връзка Европа би могла да бъде използвана като трамплин за продажби на Втечнен газ в други точки на света. 

Собственикът на Втечнения газ винаги ще се стреми да оптимизира продажбите си на пазар с най-високи цени, което означава, че въпреки че Втечнения газ може да се насочи към Европа, все пак за получаване на по-големи печалби, собственика на газа може да го пренасочи към Азия, защото печалбата там към момента би могла да бъде много по-висока (т.н. Азиатска премия).

През лятото на 2020 г. видяхме, че производството на Втечнен природен газ се затваря поради изключително ниските световни цени на газа навсякъде, което означава, че няма арбитраж между договорна и продажна цена, която да се прилага.  

Наред с това трябва да се има предвид, че някои доставчици на Втечнен природен газ са също и производители, като американската „Cheniere Marketing” и руската „Novatek”, и в тези случаи те могат да предлагат по-ниски цени.  Това е така, защото производителите на Втечнен природен газ могат да предложат цени близки до производствените разходи.

Що се отнася до разходите за Втечнен природен газ от руския терминал „Yamal LNG”, разположен в Западен Сибир (на брега на Карско море), Втечненият газ от него е по-скъп от този от газификационните заводи в Катар и Алжир, но е по-евтин от втечнения газ на САЩ.  

Цената на Втечнения газ обаче зависи от конюнктурата на пазара и конкретните условия на договора, така че при определени условия, Втечненият природен газ от Русия може да бъде по-евтин от този на Катар или по-скъп от този от САЩ.

Цената на Втечнения природен газ от завода „Yamal LNG” на „Novatek” на п-ов „Ямал” (Карско море) е доста ниска, поради неголемите разходи за добив на газа от съседното газово находище, към което този завод е включен.  От друга страна добивът от газовото находище се субсидира чрез кредити, а ниските температури в Арктика допълнително подобряват ефективността на втечняване и намаляват разходите за енергия.  Обаче разходите за транспортиране на Втечнения газ с танкери – „Arc-7” в арктически условия от п-ов „Ямал” (Карско море) до бреговете на Северозападна Европа или Западна Азия, са големи в сравнение с транспортирането през по-топлите морета и океани.  

Сравняването на относителните производствени разходи между производителите на Втечнен природен газ (нови и стари) е трудна задача, тъй като например Алжирските съоръжения за са силно амортизирани.

Основният извод от всичко това е, че всяка Европейска държава-вносител на Втечнен природен газ (LNG) трябва добре да анализира всяка ситуация и изхождайки от своите специфични и неповторими особености (географско положение, конфигурация и капацитетни възможности на Газопреносната си система, степен и специфика на развитие на своята индустрия) - да поеме по най-правилния път, правейки разлика между икономическа рентабилност и политически решения.  Именно тук трябва да се затвори пътя към свободните екстраполации от държава на държава, които водят до пригаждане и нагаждане, и до реализиране на проекти със съмнителна икономическа рентабилност, които в крайна сметка резултират в губене на ценно време, заблуди и самозаблуди.  В тази връзка, енергийната безопасност на страната не трябва да се поставя под заплаха, като се допускат съществени икономически загуби при това без държавата да разполага с необходимите финансови ресурси.

Можем обаче да кажем, че новият руски проект за изграждане на пореден газификационен завод за Втечнен природен газ – „Yamal Arctic LNG 2” в Западен Сибир, Русия, на брега на Карско море, се очертава да бъде много ефективен и печеливш.

Имайки предвид, че Втечнения природен газ от САЩ обикновено е по-скъп на база производствени разходи, по сравнение с газа от новите терминали, изградени в Катар, новият терминал „Yamal Arctic LNG 2”, се очертава да бъде нов евтин източник за доставки на Втечнен природен газ за Европа.

За реклама на потреблението на Втечнен природен газ в Европа често, като пример се посочва Испания, която разполага с най-голям брой регазификационни терминали – 6 броя. Но тук трява да поясним, че изграждането на тези терминали е свързано с историята на развитие на газовата индустрия в тази държава и не на последно място – с географското положение на страната и сравнителната й отдалеченост от доставчици на тръбопроводен газ.  Но въпреки изградените и действащи 6 броя регазификационни терминала, когато се появи техническа възможност, испанците незабавно разшириха своята газова инфраструктура, като изградиха морския газопровод „MedGas”, който доставя тръбопроводен газ от Алжир през Средиземно море на цени много по-ниски от тези на Втечнения природен газ.  Понастоящем Испания доставя тръбопроводен газ по два газопровода – единия  е от Алжир (MedGas), а другия е от Франция.  Испания може също да внася или да изнася газ за Франция по междусистемен газопровод, който обаче не е с голям диаметър.  

Франция има директни газопроводни връзки с Норвегия и може да внася руски тръбопроводен газ през Германия.

Великобритания има собствено производство на Втечнен природен газ, възможност за внос на такъв газ, както и изградени газопроводи за внос на тръбопроводен газ от Норвегия, Нидерландия и Белгия.

Трябва да се знае, че Втечненият природен газ по своята същност е ГЛОБАЛНА СТОКА, чиято цена може да бъде повлияна от икономиките на страните в различните региони на света, както и от многото фактори (субективни и обективни), действащи там.  Всичко това за кратко време може да направи Втечнения природен газ по-скъп от газопроводния газ.  

Свръхпредлагането на Втечнен природен газ на световните пазари, доведе до разбалансиране на газовия пазар в Европа през 2020 г., поради струпване на огромни количества Втечнен природен газ в Европа от САЩ, въпреки непълноценно работещата промишленост поради Ковид кризата, сравнително топлата зима и относително пълните газови хранилища.  Разбира се, в такива необичайни (изкуствено създадени) пазарни условия, Втечненият природен газ става силно конкурентен на тръбопроводния газ по дългосрочните договори.  

Когато търсенето на Втечнен природен газ в Азия започне да намалява или не успее да се покрие от предлагането, тогава други потребители имат възможност да купуват много евтин Втечнен газ на спот-цени. Но закупуването на Втечнен природен газ на спот-цени означава краткосрочна сделка, т.е. – сделка за доставка на една партида, което в повечето случаи има епизодичен или моментен характер.

В условията на значително търсене, по-голямо от предлагането, Втечненият природен газ става много скъп, дори няколко пъти по-скъп от газопроводния по дългосрочните договори и по този начин, този вид газ остава физически недостъпен за много потребители.

Що се отнася до ситуацията у нас, през последните години България е станала страна с добре развита Газопреносна система и вносът на Втечнен природен газ от терминалите за регазификация в Гърция и Турция, може да е по-евтин от вноса на газопроводен газ от Русия и Азербайджан само в случаи на големи излишъци на пазара на Втечнен газ и високи цени на газопроводния газ по дългосрочните договори.

Вносът в България на Втечнен природен газ от регазификационните терминали в Турция или в Гърция би могъл да има смисъл при определени пазарни условия, но възможностите зависят от фактори, независещи от националните правителства.  

Алтернативно, България може да подпише дългосрочен или средносрочен договор за внос на Втечнен природен газ през Гърция или Турция, ако цената е достатъчно привлекателна и по този начин гарантира сигурност на доставките си.

В други случаи, България би могла да използва Втечнения природен газ за оптимизиране на газовите доставки за страната, т.е. като лост за договаряне на по-ниски цени на доставка на тръбопроводен газ, така както практикува турската газова компания Botas.

Изграждането на безопасно и надеждно газоснабдяване в България единствено с внос на Втечнен природен газ е невъзможно.  Разчитането само на Втечнен газ би било рисковано.

Ако всички потребители на природен газ имат достъп до газопровод(и), те биха купували Втечнен газ само за допълване на количествата, които не могат да си доставят по газопроводите, до които имат достъп или в ситуации на намаляване или спиране на газовите доставки.

_________________________________________________________________________________________________

инж. Димитър К. Щерев e завършил магистратура в Московския Държавен  Геологопроучвателен университет (МГРИ), Русия, специалност “Хидрогеология и инженерна геология”.

В процеса на работа е специализирал в областта:

(1) на «Симулирането и оценката на експлоатацията на Газопреносни системи и Подземни газови хранилища” - в офисите на Международната Нефтогазова компания Шлумберже, (Schlumberger),  Хановер, Германия;

(2) на „Управлението на Инвестиционни проекти в Енергетиката” в Дъблин, Ирландия;

(3) на „Геотермалния резервоарен инженеринг” в Университета на ООН, Рейкявик, Исландия.

От 1997 г. (вече 24 години) работи в Булгартрансгаз ЕАД в областта на «Съхранението и преноса на природен газ” и се занимава с оптимизиране на капацитетните възможности на Подземното газово хранилище „Чирен” (ПГХ Чирен), с неговата текуща оптимална  експлоатация, рехабилитация, поддръжка и разширение, както и с ролята на този обект за оптимален и безпроблемен пренос на природен газ в страната и региона.

Участвал е в инициализирането, управлението, координирането, мониторинга и изпълнението на различни Международни газови проекти, като «Южен поток» и «Набуко», в симулирането и предварителната оценка на възможни варианти на българските участъци, както и в проекти, финансирани от Международни институции, като Агенцията за Търговия и развитие на САЩ (U.S. Trade & Development Agency), програмата ФАР - Трансгранично сътрудничество, Европейски съюз (PHARE Cross Border Co-operation Program, EU).

Освен това Д. Щерев е участвал в оказването на «Техническа помощ за подобряване на тарифното регулиране на Управлението на Енергийния пазар в Турция (EMRA) чрез въвеждането на подобрена система за мониторинг.  (Проектът бе финансиран от Европейския съюз.) 

В периода 2013 – 2015 г. Димитър Щерев е Началник на управление “Съхранение на природен газ”, Булгартрансгаз ЕАД, Централно управление, София, а в периода 1985 – 1995 г. е работил по различни хидрогеоложки и гео-екологични проекти, свързани с уранодобива, геотермалната енергетика, добива на термо-минерални води в България и др. 

От 2008 г., Димитър Щерев е член на Работния комитет по „Съхранение на природен газ” към Международния газов съюз (Working Committee Gas Storage, International Gas Union, WOC, IGU), където има представени и защитени редица разработки, свързани с преноса и съхранението на природен газ в България и Балканския регион, както и с развитието на газовата индустрия в страната. 

От 2021 г. е член на Българската газова асоциация.