Сейчас всё внимание наблюдателей связано с колебаниями нефтяных котировок, в то время как газовые рынки остаются в тени. Но основная часть международной торговли газом по-прежнему привязана к нефтяным ценам.
Газовый рынок пока не привлекает к себе внимания из-за того, что цены на газ несколько запаздывают за нефтяными: они рассчитываются исходя из среднего значения нефтяных котировок за предыдущие несколько месяцев. Поэтому, кстати, уже в январе мы увидим первые заметные изменения цен на газ, поставляемый по долгосрочным контрактам.
Если говорить оценочно, то при нефти 100 долл. за баррель СПГ (в Азии) по долгосрочным контрактам с нефтяной привязкой обходится в 15 долл. за млн британских тепловых единиц (БТЕ). Трубопроводный газ — 10 долл. за млн БТЕ (около 350 долл. за тыс. кубометров). С такой ценой поставляется российский газ в Европу, такой же уровень цен закладывался и для будущих поставок по контракту с Китаем.
Соответственно, при нефти в 80 долл. за баррель — цены на газ окажутся на уровне — 12 (СПГ) и 8 (трубопроводный) долл. за млн БТЕ.
А при цене нефти в 60 долл. за баррель (как сейчас) — 9 и 6 соответственно.
А как будут чувствовать себя производители газа при разных сценариях?
Предел рентабельности газпромовских поставок в Европу — как раз на уровне 6 долл. за млн БТЕ (с учётом экспортной пошлины, НДПИ и достаточно дорогой транспортировки). Так что тут российская газовая монополия переживёт период низких цен спокойно. И, более того, не исключено, что контракты с нефтяной привязкой окажутся дешевле газа на спотовом рынке.
Будущие трубопроводные поставки в Китай выйдут на разумные объёмы ближе к 2020 году, когда с ценами на нефть ситуация должна измениться. Кроме того, теоретически здесь можно ужаться за счёт экспортной пошлины, но лучше бы — за счёт оптимизации расходов.
«Ямал СПГ». Тут небольшие риски, связанные с ценами на нефть, присутствуют, так как проект запланирован к выходу относительно скоро — года через три.
Остальные российские СПГ-проекты толком реализовывать так и не начинали. И, как оказалось, очень удачно.
Хуже всего придётся австралийским заводам СПГ, что уже неоднократно отмечалось. Они уже находятся в процессе стройки (некоторые даже в завершающей стадии), а потому отказаться от них уже не получится — выйдет себе дороже. Себестоимость газа здесь оценивается выше 10 долл. за млн БТЕ (в некоторых случаях — до 15), но СПГ на рынок поставляться, конечно, будет (чтобы минимизировать убытки).
Формула цены газа для американских СПГ-проектов зависит от внутренних цен на газ в США, так что проиграть здесь могут только сами импортёры газа (если такой газ окажется дороже газа по подешевевшим «нефтяным» контрактам). Строители СПГ-заводов не проиграют, так как заранее тем или иным способом трансформировали свои затраты в обязательства по типу «сжижай-или-плати» для покупателей или продавцов газа.
Кстати, такой подход может привести к тому, что импортёры американского СПГ будут покупать этот газ, даже если он окажется дороже газа конкурентов (например, в случае Европы — это российский газ). Так как за сжижение всё равно заплачено заранее. Словом, как и в случае Австралии — газ на рынок выйдет, а что там с убытками — не важно: проблемы индейцев шерифа, в общем-то, не волнуют.
Но это текущие оценки и прогнозы поставок по долгосрочным контрактам. А что на споте?
В общем случае, в условиях дефицита газа цены здесь выше, чем по долгосрочным контрактам. И наоборот, при избытке топлива цены могут оказаться и ниже (так как покупатели обязаны выбирать газ по долгосрочным контрактам).
Цены в Европе (здесь к биржевой цене привязана и часть трубопроводного газа, и часть поставляемого СПГ) пока находятся на уровне 8,5 долл. за млн БТЕ (то есть дешевле, чем по долгосрочным контрактам). Видимо, сыграла роль и тёплая погода, так как обычно зимние цены в ЕС на споте — это как раз уровень в 10 долл. Что будет с января, зависит от суммы факторов. Во-первых, погоды. Во-вторых, политики «Газпрома» в области ограничения поставок. Ну и ситуации с украинским транзитом.
Кроме того, следует помнить ещё об одном крупном игроке — Норвегии, которая перевела газ по своим долгосрочным контрактам на привязку к спотовому рынку, что усложняет картину.
А вот в Азии цены на спотовом рынке (здесь это только СПГ) уже до 10 долл. за млн БТЕ (для январских поставок на самый репрезентативный японский рынок), сократив разрыв с европейским рынком всего до 1,2 долл. за млн БТЕ.
Ещё один фактор давления на спотовые цены для СПГ в Азии связан с тем, что на фоне избытка нефтяного предложения японские электростанции могут замещать газ относительно дешёвой тяжёлой (хотя и низкосернистой) нефтью. И по Wood Mackenzie, при цене марки Brent 70 долларов за баррель этот фактор будет ограничивать рост цен на СПГ уровнем 10,5 долл. за млн БТЕ. Примерно такая же цена соответствует и стоимости долгосрочных контрактов при цене нефти в 70. Поэтому в нынешних условиях ожидать спотовых цен на СПГ в Азии выше цены долгосрочного контракта (что мы наблюдали все последние годы) уже нельзя.
Так или иначе, цены на споте уже упали на 50% в годовом исчислении. И в течение следующего года, после зимнего периода, могут продолжить снижение. Это связано с локальным переизбытком СПГ на рынке, который мы обсудим во второй части материала.
Сделаем некоторые обобщения. Как видно из вышесказанного, падение нефтяных цен приведёт к серьёзным изменениям в международной торговле газом. Не исключена на многих крупных проектах работа «в убыток».
При этом снижение цен на нефть вызывает умеренные проблемы у нефтяных компаний, а в основном трудности у госбюджетов. Это связано с тем, что в цене нефти на международных рынках традиционно больше составляющая сверхприбыли (за счёт которой и могут быть обеспечены низкие цены без серьёзных проблем для производителей) по сравнению с газовой отраслью. Особенно в случае СПГ.
Кроме того, рынок нефти — уже насыщенный и растущий умеренно, часто за счёт производства суррогатов (сжиженные газы, биотопливо и др.). Основную добычу обеспечивают старые проекты, хотя они и находятся в стадии угасания.
Напротив, газовый рынок — по крайней мере, так планировалось до кризисных явлений в мировой экономике — рынок интенсивно растущий.
Но возможные убытки заставят инвесторов, обжёгшихся на молоке, дуть на воду в будущем — то есть с большой осторожностью запускать новые проекты по разработке газовых месторождений.
Всё это несёт вызовы начинающемуся «газовому веку». Так или иначе, вступая в этот век, мы должны понимать, что диспропорции в балансе спроса и предложения могут оказаться значительно сильней, чем на нефтяном рынке в эпоху его зрелости.
Продолжение следует.
© 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.
