Этим летом цены на двух основных маркерах спотового газового рынка (европейские газовые биржи и Япония) снизились до многолетних минимумов. Этот факт привел к множеству самых разнообразных спекуляций: о долгосрочном понижательном тренде, об убыточности новых проектов (разумеется, российских) и прочее-прочее.
И одновременно – актуализировал вопрос о механизмах справедливого (и для продавцов, и для покупателей) ценообразования.
В сентябре в корпоративном журнале «Газпром» выходит одного из ключевых специалистов «Газпром экспорта» с говорящим названием «Покупатели не могут, продавцы не хотят», где подробно рассматривается ситуация на европейском биржевом рынке природного газа. А также содержатся без преувеличения революционные предложения.
И хотя в материале есть некоторые дискуссионные моменты, традиционным заокеанским критиком «Газпрома», суть текста представляется абсолютно верной.
Основной посыл: система (в нынешнем виде, о чем ниже) долгосрочных контрактов с нефтяной привязкой искажает биржевое ценообразование на европейском рынке.
Так, например, если вдруг цены на «споте» оказываются выше цены по долгосрочным «нефтяным» контрактам, то покупатели начинают по максимуму выбирать контрактный газ, зарабатывая на нем при перепродажах на биржевом рынке. Неудивительно, что это само по себе оказывает постоянное давление на спотовый рынок газа.
Есть и другая, может быть главная проблема. Если почти все необходимые объемы газа импортерам приходится выбирать по системе take-or-pay (бери-или-плати), то это, во-первых, искажает баланс спроса и предложения на рынке. Во-вторых, заставляет под угрозой штрафов выбирать «лишние» контрактные объемы, перепродавая этот газ на бирже по бросовым ценам. В результате цены на спотовом рынке падают, а покупатели, апеллируя к низкой уровню биржевых цен, настаивают на очередном пересмотре стоимости газа в долгосрочных контрактах.
То, что по всем этим причинам биржевые цены на газ неадекватно описывают ситуацию на рынке, было, в общем-то, понятно давно. Здесь же отметим в первую очередь, что произошло важное событие. «Газпром» в явном виде признал ошибочность стратегии контрактования максимальных объемов газа с высоким уровнем «бери-или-плати». И предлагает минимизировать уровень обязательных поставок с нефтяной индексацией до минимальных объемов, до, цитируя, «уровня «базовой нагрузки», определяемой их [импортеров] клиентской базой». На этом фоне предлагаются 100%-ные обязательства по take-or-pay, т.е. отказ от наличия гибких объемов. Ценообразование на этот газ предлагается оставить с нефтяной привязкой, пусть и со значительной скидкой к нефтепродуктовому паритету.
А что дальше (если новые предложения будут реализованы), каким образом поставлять дополнительные объемы? Прямого ответа на этот вопрос материал не предоставляет.
Но ясно, что здесь было бы правильно поставлять газ по спотовым ценам, которые в случае снижения обязательного объема контрактных поставок будут адекватно отображать реальность. И чтобы не зависеть от других игроков рынка, а самим на него воздействовать, российской монополии нужно создать соответствующее трейдинговое подразделение в Европе. На самом деле «дочка» в виде Gazprom Marketing&Trading, равно как ее европейские подразделения, уже давно работают, но по описанным выше причинам, активно торговать российским газом на споте пока возможности нет. Посмотрим, что будет дальше. Правда, для этого необходима модификация текущих долгосрочных контрактов, а процесс это небыстрый.
А теперь немного цифр, точнее цен, где мы будем оперировать в традиционных уже долл. за млн БТЕ (британских тепловых единиц), что позволяет нивелировать различия в теплотворной способности газа из разных источников.
Средняя цена на британском газовом хабе NBP по итогам прошлого года – 10,6. В 10 долл. за млн БТЕ «Газпром» хотел бы видеть и среднюю цену своих поставок по итогам текущего года. Но летом биржевая цена на NBP снижалась почти до 6 долл. за млн БТЕ. Причиной тому – теплая зима, в результате чего в хранилищах сохранились значительные запасы газа, и шаткий баланс спроса и предложения на биржевом рынке окончательно развалился.
Рекордное падение цен наблюдалось и в Азии, где стоимость СПГ снизилась до 3-летних минимумов (уровень в 10 долл. за млн БТЕ, что соответствует среднеевропейской! цене газа). Но сейчас ситуация начала . Октябрьские контракты – это уже 13,4 долл. за млн БТЕ, ноябрьские – 14,5.
Структура поставок СПГ на азиатский рынок по сути своей не сильно отличается от европейского трубопроводного рынка в том смысле, что преобладают долгосрочные контракты с нефтяной индексацией и высоким уровнем обязательных к покупке объемов. И здесь для новых договоров все чаще встречается коэффициент 0,145. Т.е. при цене нефти в 100 долл. за баррель, СПГ будет обходиться не менее 14,5 долл. за млн БТЕ.
Напомним, с нефтяной привязкой заключен и российско-китайский договор на поставки трубопроводного газа, который, как считается, создал летом и определенный психологический эффект для участников азиатского спотового рынка СПГ.
В ближайшие годы ситуация на рынке будет меняться и из-за того, что добавятся контракты на американский СПГ. Уже сейчас можно говорить о матрице различных газовых контрактов.
По длительности это может быть: долгосрочный контракт, краткосрочный контракт или разовая (спотовая поставка).
По типу газа: трубопроводный или СПГ.
По механизму ценообразования: Во-первых, нефтяная привязка. Традиционная «замещающая» корзина нефтепродуктов для Европы или JCC (Japan Crude Coctail, корзина нефтяного импорта Японии) для АТР.
Во-вторых, привязка к американскому газовому рынку (+ расходы на сжижение, доставку, прибыль трейдера). Тут различия для ЕС и АТР одно – только в расходах на транспортировку.
В-третьих, «спотовая» привязка. Для Европы это газовые хабы (NBP, TTF и другие). Для Азии – это различные маркеры японского рынка СПГ (как наиболее ликвидного для АТР).
В рамках этой матрицы комбинации могут быть различные. Так, например, СПГ часто хоть и поставляется в ЕС с привязкой к биржевым ценам, но продавцы оставляют за собой право развернуть танкеры, если стоимость газа их не устраивает. С трубопроводными поставками такой фокус не пройдет, поэтому основные экспортеры по-прежнему настаивают на нефтяной привязке.
А долгосрочный контракт с обязательствами на поставку трубопроводного газа с привязкой к биржевым ценам – крайне коварный вариант, хотя Норвегия в значительной степени на него и перешла. Фактически, продавца заставляют продавать газ по цене, в нынешних условиях умеренно связанной с балансом спроса и предложения на рынке.
Поэтому, как представляется, оптимальная структура для российских поставок такова. Во-первых, это доля (скажем половина или несколько больше) от естественного объема рынка с гарантированными контрактами и нефтяной привязкой. А оставшаяся часть – продажа на газа на биржевом рынке. Отметим, что эта схема учитывает чаяния импортеров (по крайней мере, декларируемые): увеличение доли поставок по биржевым ценам, снижение take-or-pay, а потому не должна вызывать возражений.
И если к подобной схеме придут все экспортеры, то цены на споте будут действительно отражать реальность. А тогда можно будет увеличивать долю гарантированных поставок и по биржевой цене.
Несмотря на вышесказанное, списывать нефтяную индексацию цен в любом случае преждевременно. Напомним, что изначально нефтепродуктовая индексация газовых цен была связана с тем, что газ замещал нефтепродукты в различных областях хозяйствования (отопление, генерация). Но со временем, нефть стала слишком дорогой, она стала использоваться преимущественно в качестве моторного топлива. А раз так, то вроде бы и взаимозаменяемость здесь исчезла. Однако, подорожание нефти породило другой эффект – развитие использования газа на транспорте.
По оценкам , к 2035 году около 100 млн тонн в год СПГ будет использоваться только на автотранспорте, в первую очередь большегрузном, в базовом сценарии. И – 230 млн тонн в оптимистичном. Добавим к этому 77 млн тонн СПГ для судоходства (базовый сценарий). Для сравнения, сейчас все мировое производство СПГ – менее 300 млн тонн. А ведь помимо СПГ, развивается и транспорт на сжатом (компримированном) природном газе.
Таким образом, появляется новая конкуренция нефть-газ, что вновь актуализирует нефтяную привязку. Напомним, что биржевая цена на нефть, а не на газ является предпочтительной базой для формулы цена и потому, что нефть намного более удобный в хранении и транспортировки товар, что снижает вероятность нерыночных ценовых колебаний.
Кроме того, т.к. добыча нефти в мире почти не растет, а спрос увеличивается, были основания полагать, что цены на нефть уйдут в отрыв, по причине дефицита. И тогда привязка газа (которого еще много) к нефти, выглядела бы совсем странно. Однако, как мы видим сейчас, пока этого не происходит, и свою роль здесь играет и переход на газ в качестве моторного топлива, что снижает спрос на нефть.
Говоря о ценообразовании на природный газ (и СПГ) нельзя не обсудить еще один фактор – наличие платежеспособного спроса. На самом деле, у сторонников исключительно биржевого ценообразования на газ есть один аргумент, который нельзя как минимум не упомянуть. Рынок способен поглотить огромные дополнительные объемы газа, направив его в генерацию электричества.
Но даже нынешние биржевые цены не позволяют с прибылью использовать газ для электрогенерации. (Точнее, только снижение (аномальное!) цен до 6 долл. за млн БТЕ позволило сделать этот процесс в Европе прибыльным). Да, конечно, вероятно можно говорить о некотором искажении рынка из-за субсидий для возобновляемых источников. Но, ясно, что ни при 10, ни при 15 (как в Азии) долл. за млн БТЕ, газ без особой необходимости (балансирующие мощности в ЕС, экология в наиболее населенных регионах Китая) в генерацию не пойдет.
В Европе все последние годы доля газа направляемого на производство электроэнергии планомерно снижается. А какая структура спроса на газ ожидается в Китае?
Вот достаточно старая (2010 года) картинка, представляющая предполагаемый спрос на газ в КНР по секторам. Диаграмма, как представляется, по сути своей устарела несильно, разве что можно добавить 10-20 млрд кубометров в еще один – транспортный – сектор.
Таким образом, основные сферы применения — это население, промышленность и химпром (где газ – сырье). По EIA (хотя здесь есть почва для дискуссии), в электрогенерации Китая газ будет занимать более, чем умеренную роль до 2040 года.
Мы недавно , что рост цен на нефть способен вызвать разрушение спроса, тем самым, если не обрушив, то как минимум, остудив рынок. Примерно та же самая проблема существует и на газовом рынке.
Покупатели не торопятся покупать газ по новым ценам. И не только потому, что ждут чуть более дешевого газа из США. Просто – дорого. По итогам прошлого года Индия импортировала меньше СПГ, чем годом ранее. Да, официальное объяснение – не оправдавшийся расчет на собственную добычу и необходимость реформирования системы внутренних (регулируемых и низких) цен. Что уже начато в Китае, а теперь процесс и в Индии.
Но главное – чтобы эти новые цены выдержала экономика, ведь рост здесь может быть в разы. Собственно поэтому так аккуратно либерализация внутренних цен в развивающихся экономиках и проводится.
После нефтяных шоков 70-х стали популярны исследования – какую цену на нефть сможет выдержать экономика (обычно, рассматривается % расходов на нефть в ВВП). Сейчас, как представляется, подобные анализы, более актуальны в области газового рынка, а скорее – широкого ряда энергоносителей. Проблема в том, что по ряду причин, обсуждение которых выходит за рамки данного материала, подобные исследования не позволяют дать однозначный ответ на вопрос.
При этом, инвестиции в новые заводы СПГ, да и в новые месторождения – вопрос нескольких (скорее десяти лет) лет. Здесь нужны долгосрочные контракты, многолетнее прогнозирование. Простой ответ «пусть решит рынок» здесь в принципе не сможет сработать.
И если смотреть на те же дорогие австралийские проекты, то мы уже близки к ситуации, когда себестоимость производства СПГ «встретилась» с предельной ценой, которую готовы платить потребители. Аналогичная ситуация и с некоторыми североамериканскими СПГ-проектами, где главное опасение – рост внутренних цен на газ. Не такими уж дешевыми оказываются и новые российские проекты. И хотя они остаются конкурентоспособными, природную ренту удастся получать с них в минимальном объеме.
Но главная проблема — в другом. Альтернативы этим дорогим проектам в виде нового и дешевого газа по большому счету просто не существует (оставляем за скобками, как и в случае с нефтью, Иран и Ирак).
По-своему похожая ситуация и в Европе. Скажем прямо, кто из экспортеров готов на постоянной основе поставлять значительные объемы по 6 долл. за млн БТЕ? Думается, что не готова даже Норвегия.
С другой стороны, когда «Газпром» да и другие экспортеры, снижают цены в Европе – они идут навстречу в том числе и потому, что это позволяет сохранить газовый рынок как таковой.
Так или иначе, баланс платежеспособного спроса и предложения по экономически обоснованным ценам - это дополнительный фактор, который усложняет оценку справедливого ценообразования на газ.
И если из дорогой нефти потребитель пытается «убежать» в более дешевый газ (используемый в качестве моторного топлива), то из дорого газа пока можно «вернуться» только в пока еще дешевый уголь. Или же «остаться» в нем, как Китай, игнорируя экологические проблемы. Здесь правда кроется еще один аспект. Все наши рассуждения справедливы, если проблема «пика угля» - не вопрос ближайшего десятилетия, а лучше - двух. В противном случае, перспективы выглядят намного более позитивно для газа, но очень неоднозначно для мировой экономики в целом.
© 2009 Технополис завтра
Перепечатка материалов приветствуется, при этом гиперссылка на статью или на главную страницу сайта "Технополис завтра" обязательна. Если же Ваши правила строже этих, пожалуйста, пользуйтесь при перепечатке Вашими же правилами.
