На прошлой неделе в новостных лентах прошла : СПГ для Турции обходится дешевле российского газа. Действительно, спотовые цены на СПГ отреагировали на обвал нефтяных цен оперативней долгосрочных контрактов, и уже давно «болтаются» на отметке в 7 долл. за млн БТЕ (как в Европе, так и в Азии, то есть азиатская «премия» исчезла).
Таким образом, на первый взгляд — это просто казус, связанный с временными лагами в контракте. И уже во второй половине текущего года для «Газпрома» в плане спроса всё будет хорошо. Если цены на нефть сейчас резко не вырастут, то в третьем квартале российский газ для Европы будет немногим дороже 5 долл. за млн БТЕ, то есть дешевле, чем прогнозируемая биржевая цена (около 7 долл. за млн БТЕ).
Но что будет потом — в 2016 году и далее? С нынешней тенденцией к выправлению (и стабилизации) цены на нефть к концу года цены на российский газ подрастут как раз к уровню в 7 долл. за млн БТЕ. То есть начнётся прямая конкуренция с «биржевой ценой», по которой идут поставки, во-первых, большей части норвежского газа, во-вторых, большей части СПГ, в Европу.
И если все последние годы СПГ с европейского рынка только уходил, поэтому ЕС приходилось «плеваться», но брать российский, то в дальнейшем (на 2016–2020 годы), учитывая политическую составляющую, Европа может (или будет) сокращать импорт более дорогого российского газа в пользу дешевеющего СПГ, которого как раз постепенно (до 2020 года) становится избыток.
Соответственно, российский газ, если он вновь окажется дороже СПГ, будет выбираться только до уровней «бери-или-плати», которые, кстати, в последние годы были уменьшены.
Конечно, на самом деле мы рассмотрели только один (хотя и самый вероятный, исходя из сегодняшних реалий) вариант развития событий.
Неопределённостей много, и главные из них — сколько «лишнего» газа окажется на рынке и по какой цене он будет продаваться. Напомним, что в идеале этого «лишнего» газа вообще быть не должно. Но планы рассчитывались на быстрый рост спроса на СПГ в Китае, а КНР пока не торопится его увеличивать. (Кстати, фактически, возможная потеря Россией части европейского рынка — это плата за выход на рынок китайский.) Плюс к тому — три новых американских завода СПГ, которые ещё недавно никто не мог гарантировать.
25–30 млн тонн в год мощностей по сжижению с австралийских проектов будет запущено в текущем году, ещё примерно столько же достраивается, то есть выйдет на рынок в ближайшие годы. Плюс к тому — 44 млн тонн американского СПГ, первые поставки начнутся в начале 2016 года, основная часть — выйдет на рынок ближе к концу десятилетия. А также — российский газ с «Ямал СПГ» — 16,5 млн тонн. В сумме набегает свыше 150 млрд кубометров — примерно на уровне текущего газпромовского экспорта в ЕС.
Разумеется, Азия в любом случае будет забирать большую часть этого газа, но точное его распределение между Азией и Европой (а также, в меньшей степени, Южной Америкой и — как ни странно — Ближним Востоком) понять сейчас невозможно.
Но однозначно, что предложение СПГ в Европе в ближайшие годы будет заметно больше, чем раньше.
Не всё так плохо. Во-первых, потихоньку падает европейская добыча (в основном — в Нидерландах). Во-вторых, как и в случае нефти, даже небольшой навес лишнего газа способен значительно сбить биржевые цены, но кратное падение цены не означает, что дополнительного газа «хоть залейся». В-третьих, снижение цены на газ будет приводить к росту спроса.
Кроме того, появился новый импортёр СПГ — Пакистан, который как раз сейчас начинает закупки газа (пока — катарского) на свой плавучий терминал регазификации. Объёмы пока непонятны, но сверху они ограничены уровнем 4,5 млн тонн СПГ в год — такова мощность терминала.
Если говорить о традиционном факторе неопределённости — японском спросе, то оттуда вновь приходят сообщения о возможном некоторых реакторов. Впрочем, такие разговоры идут с прошлого лета. А пока Япония в прошедшем финансовом году (завершился 31 марта) рекордные объёмы СПГ — 89,07 млн тонн, на 1,5% больше, чем годом ранее. И это несмотря на то, что в декабре заменяла часть СПГ на резко подешевевшие нефтепродукты.
Ещё один фактор неопределённости в балансах газового спроса и предложения — переключения по линиям «газ–нефть» и «газ–уголь».
В декабре в Японии мы видели достаточно уникальный случай переключения с газа на нефть в электрогенерации.
До последнего времени росла конкуренция между газом (СПГ) и нефтью на транспорте. Сейчас, из-за подешевевшей нефти, для СПГ на транспорте настали не лучшие времена. Особенно в Китае, где руководство страны предпочло очень незначительно индексировать (в сторону снижения) регулируемые цены на газ, чтобы не подорвать собственную добычу нетрадиционных запасов газа.
Но наиболее интересный аспект — это переключения «газ–уголь» в электрогенерации. В том числе и потому, что именно это переключение задаёт уровень поддержки газовым ценам и не позволит им долгосрочно снизиться до бросового, по меркам мирового рынка, уровня в 4–5 долл. за млн БТЕ.
До недавнего времени импортируемый газ для электрогенерации в развивающихся (и даже в развитых) странах был дорог. А так как текущее снижение цен — явление временное, то и массово строить газовые электростанции никто не собирается.
Но у многих стран остаётся газ собственной добычи, который подешевле. Например, в Индии регулируемые внутренние цены на газ составляют 4,2 долл. за млн БТЕ. Под собственную добычу (на участке KG-D6) в стране были построены газовые электростанции. Но с добычей газа на месторождении возникли неожиданные трудности, поэтому сейчас часть станций простаивает. И внезапно подешевевший (с 14 до 7 долл. за млн БТЕ) импортный СПГ возможность запустить неработающие станции.
Впрочем, даже 7 долл. за млн БТЕ — дороговато для индийских генераторов. Поэтому разницу намерено компенсировать правительство через различные фонды. Объёмы дополнительного импорта СПГ не очень велики, в том числе и из-за ограничений возможностей приёмных терминалов. Речь идёт о дополнительном спросе на уровне 3 млн тонн СПГ в годовом исчислении.
Похожий сюжет мы вскоре можем увидеть и в совсем другом мире — в Великобритании. Здесь и раньше, в отличие от континентальной Европы, газ составлял заметную долю в структуре генерации. А с 1 апреля почти в два раза увеличена плата за выбросы углекислоты, в результате некоторые угольные ТЭС могут быть . Но главное, что в новых реалиях стоимость генерации на угле и на газе практически , уголь остаётся совсем незначительно выгодней. Таким образом, близкие к текущим цены на газ (а это — напомним, всё те же 7 долл. за млн БТЕ) становятся уровнем поддержки биржевой цены газа в Европе.
Так или иначе, газовый рынок вступает в новую фазу, где ценовая конъюнктура менее предсказуема. Основные отличия от предыдущего периода:
— во-первых, цена на нефть подвержена более сильным флуктуациям, а от этого сильней «гуляет» и цена газа с нефтяной привязкой;
— во-вторых, в ЕС перенаправляется часть газа из Азии, в том числе и того, который по тем или иным причинам не выбирается в рамках долгосрочного контракта. А контрактная цена СПГ в Азии реагирует на изменение нефтяных цен чуть быстрее, чем цена российских трубопроводных поставок в ЕС;
— в-третьих, добавляют неопределённости акцептирование или высвобождение газа по линиям «уголь–газ» и «газ–нефть»;
— в-четвёртых, скоро появятся новые американские поставки с индексацией по американскому Henry Hub.
Недавно мы решения «Газпрома», и в частности, некоторую непоследовательность действий, которая может объясняться необходимостью реагировать на меняющуюся рыночную ситуацию.
Но как бы «Газпром» ни действовал тактически, остаётся вопрос — какова стратегическая задача. Если она состоит в том, чтобы тем или иным способом сохранить объём рынка, то тогда монополии придётся продавать топливо сверх поставок «бери-или-плати» по биржевым ценам.
Запас прочности у «Газпрома» есть. Оценка себестоимости поставок российского газа в Европу — 6 долл. за млн БТЕ (здесь и добыча, и налоги (НДПИ, экспортная пошлина) и достаточно затратная транспортировка). Но это значения при текущем объёме поставок. А чем меньше экспорт, тем на меньший объём приходится расписывать капитальные расходы, что увеличивает себестоимость. При этом и по добычным, и транспортным мощностям остаётся большой запас. Поэтому максимизация объёмов экспорта в Европу — это ещё и возможность снизить себестоимость газа.
Но политические решения могут внести свои коррективы. Если не идти навстречу по цене, то «Газпром» может потерять к концу десятилетия в европейских продажах по средним оценкам около 50 млрд кубометров (то есть, около трети нового СПГ уйдёт в Европу).
Так или иначе, в ближайшие пять лет российскому газовому экспорту в ЕС легко точно не будет. Будет сложно или очень сложно — говорить рано. Но точно будет интересно.
© 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.
