1. Uvod
Da bi bolje razumeli dogajanja na evropskem trgu plina, je potrebno grobo razčleniti stroškovnik večjega dobavitelja, na primer ruskega Gazproma. Vrednosti za megavatno uro (MWh) so približno naslednje:
- proizvodni (ekstrakcijski) stroški: 2,25 evra za megavatno uro (EUR/MWh) oziroma 12,12 odstotka od možne, nizke prodajne cene na meji,
- transportni stroški (znotraj Rusije in zunaj nje): 7.909 EUR/MWh (42,42 odstotka), te stroške je zelo težko znižati (transportna pot je dolga približno 5.000 kilometrov),
- dajatve (takse in drugo; mineralna taksa za ekstrakcijo in izvozna taksa, ki je približno 30-odstotna): 8.097 EUR/MWh (skupaj 43,43 odstotka), tem dohodkom se ruska država ne bo zlepa odpovedala,
- Gazpromov delež: 0,3766 EUR/MWh (dva odstotka), relativno nizek dohodek Gazproma,
- skupaj 18,6428 EUR/MWh (najnižja cena na meji, dostavljeno po obstoječi plinovodni infrastrukturi).
Za primerjavo, sekanci slovenskega izvora (z davki in dajatvami) so v povprečju 16,5 EUR/MWh in brez dajatev približno 12,5 EUR/MWh.
2. Predviden razvoj trga
Dobava ruskega plina po novo zgrajenih plinovodih, na primer Severni tok 2, pa bi predvidoma bila na logističnem sektorju (transportni stroški) za 1,63-krat dražja.
Vsakršna konkurenca na evropskem trgu plina, na primer uvoz iz ZDA, bo podvržen visokim transportnim stroškom, infrastrukturo in tankerje za prevoz plina se že zgradili v obdobju pričakovanih visokih zaslužkov, ko je bila razlika v ceni enormna. Norvežani pa, kot je možno sklepati, z Rusi dobro sodelujejo, na trgu je zato duopol, EU ima dva velika dobavitelja. Sestava stroškov Norvežanov (družbe Statoil ASA) je v končni vrednosti podobna ruski, obe državi pridobivata plin v ekstremnih pogojih, v Severnem morju, na severu Rusije oziroma v arktičnih predelih.
Prim ladijskem prevozu iz Katarja, ZDA, Avstralije, Nigerije, Trinidada in Tobaga, Alžirije in drugod pa je ocena stroškov takšna:
- proizvodni stroški znašajo 19,6 odstotka,
- utekočinjenje plina 42,15 odstotka,
- transport 24,5 odstotka in
- 13,7 odstotka ponovno uplinjanje. Stroški na plinovodnem omrežju od plinskega terminala do potrošnika ostajajo visoki in jih ni možno v večjem obsegu znižati.
Američani računajo svoje izvozne postavke približno takole:
- borzno ceno pomnožijo s faktorjem 1,15 (na primer Henry Hub v Louisiani), trenutno je borzna cena izredno nizka, približno 5,4634 EUR/MWh, skupaj torej 6,28 EUR/MWh,
- stroški izvoznega terminala se gibljejo med 6,75 in 9,04 EUR/MWh in vključujejo utekočinjenje in druga opravila,
- stroški ladijskega prevoza so ocenjeni na 3,01 EUR/MWh neodvisno od cene plina.
Stroški ponovnega uplinjanja na terminalu v EU niso specifično znani, lahko pa jih ocenimo z vzdržno proizvodno ceno Američanov na približno 2,00 EUR/MWh. Ameriška vzdržna proizvodna cena plina je v poprečju 14,62 EUR/MWh, interval pa je odvisno od lokacije in kakovosti vrtine med 7,99 in 24,40 EUR/MWh, strokovna literatura pa navaja interval med 12 in 18 EUR/MWh. Da Američanom izvozni načrt z utekočinjenim naravnim plinom ni uspel (čeprav so samo v izvozni terminal v Louisiani vložili osem milijard dolarjev), pove dejstvo, da so transakcijske količine v zadnjem obdobju nižje za približno 70 odstotkov. Kot referenčno informacijo, da dobimo občutek za dinamiko trga, navedimo, da je izven grelne sezone, junija leta 2008, ameriška borzna cena plina dosegla 39,73 EUR/MWh in bila več kot sedemkrat višja od današnje.
Kolikšni so Slovenski stroški distribucije (in omrežja) in marža trgovcev, je drugo vprašanje. Iz preteklosti vemo, da so bili skupaj z dajatvami visoki, razlika med borzno ceno plina in maloprodajno ceno je izredno velika. Visokim maržam se slovenski distributerji plina ne bodo zlepa odrekli (zaradi neučinkovitosti v poslovanju in nizke izkoriščenosti prenosnih kapacitet se stroški distributerjem eksponentno višajo), država svojim davkom in dajatvam in podpornim shemam pa še toliko manj. Iz tega lahko zaključimo, da cenejšega plina, kot je na slovenskem trgu danes, v prihodnosti verjetno ne bo.
Omenjene ocene proizvodnih stroškov in logistike so primerljive. Američani imajo namen konkurirati na trgu EU (terminal na Krku, plavajoči terminal v severnem Jadranu... vseh predlogov je v tem kontekstu pet). K temu jih spodbujajo tudi razvojni načrti EU, na primer 132 projektov za proizvodnjo električne energije (potencialni projekti CEF), ocenjeni na 50 milijard evrov. Imamo tudi 107 projektov z rabo plina, ocenjenih na 53 milijard evrov. Realnejša ocena pa je 27 projektov na plin in šest za proizvodnjo električne energije. V tem primeru lahko ocenimo, da nižje borzno ceno plina kot 24 EUR/MWh dolgoročno gledano ne bomo dočakali, majhni potrošniki pa lahko računajo svojo nabavno ceno plina z množenjem s faktorjem med tri in štiri.
Oba večja dobavitelja plina na evropskem prostoru, Norveška (Statoil ASA) in Rusija (Gazprom), lahko s hipotetično strategijo, po kateri na vsakih nekaj mesecev ali tednov znižata ali povišata cene ter ocenita razmere na trgu, ustvarita vzvod za obvladovanje evropskega trga plina. Interes obeh je podoben, če ne isti. Tržno ceno sta primarna dobavitelja že uspela znižati na raven, ki je ameriške interese izrinila s trga oziroma na ceno, ki je enaka ali nižja od ameriških izvoznih stroškov. Danes je ta razlika med tržno ceno v EU in ameriško proizvodno ter transportno tako majhna, da ameriški izvozniki utekočinjenega naravnega plina nimajo cenovne prednosti. Na trgu EU finančno že zgubijo kljub izredno nizkim borznim cenam plina. Končni zmagovalci te domišljene poslovne strategije dolgoročno gledano, upajmo, bodo vsaj delno tudi končni porabniki.
3. Vpliv zunanjih dejavnikov na borzi
Več dejavnikov je vplivalo na to, da so trenutne cene plina na borzi EEX nizke. Od leta 2014 do danes so cene izredno padle, zadnje kotacije marca letos so bile približno 13,1 EUR/MWh oziroma 3,63 EUR/GJ, at par s premogom, ki je zadnja leta izgubil na ceni. Spomnimo, da je uvožen premog iz Indonezije (Energetika Ljubljana) od Slovenije oddaljen več kot 12.000 kilometrov in stane na vratih približno 17 EUR/MWh (4,72 EUR/GJ), lesni sekanci brez davka pa približno 12,9 EUR/MWh (3,58 EUR/GJ). Zaradi sheme ugodnih proizvodnih podpor za SPTE na lesno biomaso za Energetiko realno stanejo nič.
Ameriški premog je bil v evropskih termo elektrarnah še pred letom cenejši energent kot plin, tudi nizki stroški emisij (emisijski certifikati) so k temu znatno pripomogli, kar dandanes zaradi izrazitega padca cen plina več ne drži.
K izrazitemu znižanju cen plina na borzi EEX je v večji meri pripomogla tudi sestava trga EU: uvozniki s kratkoročnimi in dolgoročnimi pogodbami, ki jih obvezujejo, da prevzamejo pogodbene količine plina, če pa ga ne prevzamejo, plačajo za dogovorjeno količino. Uvozniki so zato, da bi zmanjšali poslovne izgube, presežke ponudili trgu, kar je seveda močno znižalo cene na borzi. Razloge za presežke lahko poiščemo na primer v neadekvatnih dolgoročnih projekcijah porabe plina. Uvozniki pred leti niso zadovoljivo predvideli upadanje porabe plina zaradi vse večje učinkovitosti rabe energije. Dodatno pa je k znižanju pripomogla tudi letošnja razmeroma blaga zima. Drug, bolj verjeten razlog pa je, da je približno 80 odstotkov vseh uvoznih pogodb vezanih na ceno nafte, kar je ob veliki ponudbi nafte na svetovnem trgu in naftne vojne, ki naj bi odstranila nekatere ameriške in druge igralce z bolj neugodno proizvodno krivuljo stroškov. Vsi našteti dogodki so pripomogli k nadaljnjem nižanju cen z nekaj mesečnim zamikom. Ugodnih cen plina, ki so kotirale na borzi, potrošniki v večji meri skoraj nikoli ne občutijo, na dobavitelje so namreč vezani s srednjeročnimi in dolgoročnimi pogodbami odvzema, ki cenovno niso takšne kot borzne, temveč znatno višje. Tveganje nestanovitnosti trga, kot vemo, pa vedno prevzamejo končni kupci.
Posledice se na odprtem trgu plina že čutijo. Ameriški terminal za utekočinjenje plina, namenjenega ladijskem prevozu v Louisiani, je že občutil padec vrednosti delnic za približno 40 odstotkov. Podobnih izvoznih terminalov je v svetu seveda več, na primer Chevronov projekt za pridobivanje zemeljskega plina Gorgon (gre za enega največjih tovrstnih projektov na svetu v severozahodni Avstraliji), ki je podjetje stal 54 milijard dolarjev. Številni manjši proizvajalci nafte in plina bodo zelo težko preživeli izredne padce dohodkov vse dokler se cene nafte ne dvignejo na 45 - 55 dolarjev za sod. Verjetnost, da bodo cene zrasle nad 60 dolarjev za sod letos ali naslednje leto, je nizka, če se na geopolitični sceni ne zgodi kaj nepredvidenega.
Zaradi geopolitičnega položaja v Ukrajini in velikega zmanjšanja dobav plina po tej logistični poti ter zaradi nezmožnosti ameriških interesov, da bi prodrli v večjem obsegu na evropski trg z dobavami utekočinjenega naravnega plina (LNG), so projekcije cen plina izredno negotove. Vendar zaradi korelacije s ceno nafte ne pričakujmo, da bodo tako ugodne cene, kot so danes, ostale dlje kot do sredine leta 2017. Cene se bodo predvidoma vrnile na raven pred naftno vojno, na borzno ceno recimo 20 EUR/MWh, zato ne bo odveč, da se kot dobri gospodarji zavarujemo z realnimi opcijami in ne investiramo v rabo plina več, kot je nujno.
4. Ocene razvoja doma
Zaradi visokih stroškov distribucije in razmeroma visokih dajatev v Sloveniji ni za pričakovati, da bo za široko potrošnjo cena naravnega plina po letu 2017 nižja od 60 do 70 EUR/MWh. Napovedi gibanja cen plina so neugodne, verjetnost, da bodo cene po letu 2019 od 100 do 120 EUR/MWh, ni velika, je pa skok na to cenovno raven vsekakor možen. Upamo, da se tako potrošniki kot tudi slovenska izvršna struktura ter strategi dolgoročnega razvoja zavedajo tega cenovnega tveganja.
Slovenske projekcije rasti porabe plina iz let 2004 in 2010 so bile izrazito optimistične. Analitiki so navedli približno 2.000 milijonov standardnih kubični metrov, današnja realnost pa je približno trikrat nižja. Predvidevamo, da bo poraba leta 2020 znašala 570 milijonov standardnih kubični metrov. Predvidena letna štiriodstotna rast se je že po letu 2005 prelomila odvisno od sektorja v od 4- do 6-odstotno vsakoletno zmanjšanje porabe plina. Tako industrijski porabniki kot tudi široka potrošnja so ugotovili, da cenovna politika dobaviteljev zanje ni ugodna (cene energenta niso bile makroekonomsko usklajene), sektor energetike pa se v preteklosti, kot vemo, predvsem zaradi visoke cene energenta in zaradi vprašanja varnosti oziroma rizikov dobav ter vprašanja zadovoljivih kapacitet prenosa ni odločil za večjo rabo plina pri proizvodnji električne energije.
Administrativni posegi so z obratovalnimi podporami znatno pripomogli, da se je padec porabe plina znatno ublažil, vendar na škodo vseh, ki nedomišljeno shemo podpor za rabo plina iz uvoza vzdržujemo (plačujemo). Shema podpore rabi plina je izredno kontroverzna, saj alternativi, na primer lesni biomasi, ki jo imamo doma v izobilju, ruši konkurenčnost in odvzame dobršen del razpoložljivih dohodkov širšemu krogu porabnikov, finančni odlivi v tujino so nepovratni. Potencial za ustvarjanje delovnih mest in s tem večje blaginje doma je s shemo postal neuresničljiv (pozitivna povratna vez za dvig gospodarske aktivnosti je s shemo podpor izničena). Podobni, nedomišljeni administrativni posegi so v večjem številu primerov storjeni z občinskimi odloki v občinah z emisijskimi problemi v času kurilne sezone. Nekatere občine same odločajo, kaj je prioritetni energent, vendar to pogosto naredijo na škodo občanov, vse pa z namenom ohranitve nekonkurenčnih sistemov, ki so precej dražji kot sodobna tehnologija gretja in hlajenja (pravilno tehnično in ekološko ter finančno zastavljen projekt predvideva dolgoročno povprečno ceno toplote/hladu približno 45 EUR/MWh, seveda brez spodbud in podpor).
V slovenskih občinah so javna podjetja za distribucijo plina, katerim dobavljajo distributerji (trgovci), ki jih je več kot preveč, vsi pa pričakovano ustvarjajo izredno dober zaslužek. Kaj je rezultat tega? Potrošniki so spoznali, da so alternative, kot so na primer visoko učinkoviti in emisijsko neoporečni kotli na lesne sekance, SPTE na sekance, visoko učinkovite toplotne črpalke tip zemlja-voda in voda-voda (vodotokov imamo približno 27.000 km) ali adsorbcijske toplotne črpalke, dolgoročno znatno cenejše, saj prihranki pri fosilnem energentu skoraj vedno pokrijejo stroške investicije v sodobno tehnološko rešitev pod pogojem seveda, da ni posredi še kak "lačen Franc".
5. Zaključek
Zaradi eksponentnega nižanja porabe plina se stroški distribucije na enoto plina nelinearno povečujejo (stroški vzdrževanja in obnove plinovodov). Temu strošku se distributerji kot tudi lastniki omrežja ne posvečajo kaj dosti, saj dobijo plačano omrežnino, ideja, da bi racionalizirali stroške distribucije, pa jim očitno ni všeč in se prej zatečejo k najrazličnejšim administrativnim vzvodom (večina družb je v javni lasti) in blažijo padce potrošnje plina na škodo občanov preko shem podpor ali občinskih odlokov ter z administrativnimi zavorami ali s povečanjem mehkih stroškov. Načinov, kako ustvariti višje mehke stroške, je seveda več. Sodobne tehnološke alternative, ki grozijo z zmanjšanjem prodaje plina z ekonomsko odličnostjo, so tako dodatno obremenjene. Ocene možnih tako ustvarjenih in povsem nepotrebnih stroškov se gibljejo v nekaterih primerih do 65 odstotkov. Racionalnih razlogov za tako početje seveda ni, saj je načelo ekonomske vzdržnosti s temi administrativnimi, pogosto nedomišljenimi in pred implementacijo le delno ali sploh ne analiziranimi posegi, popolnoma porušeno.
Dejstvo je, da imamo v Sloveniji "de facto" monopolistično okolje, ko govorimo o plinu. Iz vsega omenjenega je možno razbrati, da si monopolistično obnašanje kontrolne večine, zgleda, da obvladuje 80 odstotkov vsega trga, koplje svojo jamo, očitno se ne morejo upreti skušnjavi "dobiček za vsako ceno". Dovolj jasni so negativni učinki, ki jih s shemo podpor rabe plina ustvarjamo. Danes je priložnost, ko je plin tako poceni, da shemo ukinemo. Razlog je dober, saj poceni plin in podpora rabi plina vodi do potratnosti, dela pa se tudi velika škoda.
Komentarji izražajo stališča avtorjev, in ne nujno tudi organizacij, v katerih so zaposleni, ali uredništva Financ.
Darko Fius je pridruženi član združenja za energetsko neodvisnost Slovenije (ZENS).
