1. Объективные тенденции, влияющие на рынок газа
Происходящие тенденции на рынке газа являются следствием сочетания ряда объективных и субъективных процессов. Ключевыми из них следует признать изменение климата и политически мотивированные попытки кардинальной перестройки рыночного механизма в торговле газом.
Хотя ученые продолжают спорить не только о причинах, но даже и о правильности наименования происходящего "глобальным потеплением", на практике действительно наблюдается рост средних температур. Например, среднегодовая температура воздуха в Германии за десять лет поднялась с 9,2 градуса Цельсия в 2009 до 10,5 градусов в 2018 годах. Но главное, что заметно уменьшилась продолжительность и сила морозов зимой, с минус 0,2 до плюс 1,5 градусов.
Вместо трех месяцев стабильно отрицательных температур относительно холодным (до минус 2 градусов) остается только февраль. В декабре и январе температура в среднем находится у отметки плюс 4 по Цельсию. И такая картина характерна для большинства регионов планеты в целом.
Из 571 млрд кубометров общего потребления газа в ЕС в 2019 году треть пришлась на генерацию электроэнергии, Она даже незначительно выросла (на 0,9 млрд куб. м. или на 0,6%), но существенного влияния на общую картине не оказала.
Прочие цели также остались на относительно стабильном уровне в 50 млрд кубометров. А вот объем потребления домохозяйств, формирующий около 60% общего спроса на газ в Европе существенно уменьшился. ООО "Газпром экспорт" оценивают разницу в 15,4 млрд кубометров или 80% снижения общего спроса на газ в Европе. Таким образом, снижение продолжительности холодного периода и уменьшение силы морозов предполагает сокращение потребности в отоплении, следовательно и в объеме закупок природного газа.
Оно же предопределяет увеличение политически мотивированных рисков и угроз газовому транзиту и российскому газовому экспорту в страны Восточной Европы. Вследствие глубокой деградации собственного промышленного производства, у них не осталось серьезных внутренних влиятельных сил, принципиально заинтересованных, прежде всего, в стабильности и ценовой предсказуемости поставок больших объемов газа.
Из-за чего влияние на позицию их стран захватили политики популистского толка, спекулирующие на идее сиюминутного получения максимально низкой цены только в отопительный сезон. Ради чего полагающие возможным "искать лучшего по цене поставщика" вопреки здравому смыслу и объективной реальности.
2. Субъективные политически мотивированные тенденции
Евросоюз, являющийся вторым, после США, мировым потребителем газа (США - 721 млрд м3, ЕС - 571 млрд м3, РФ - 508,9 млрд м3, Китай - 174,4 млрд м3, Индия - 104,8 млрд м3), демонстрирует устойчивое стремление по снижению своей зависимости от импорта энергоносителей. В деталях оно изложено в принятой Европарламентом новой энергетической стратегии ЕС до 2030 года.
Ее генеральной целью заявлен выход на полную декарбонизацию энергетики. То есть закрытие абсолютно всех электростанций на ископаемом топливе. Не только на угле, но и на газе. С дальнейшим развитием ветра и солнца. А также с переводом транспорта на электротягу. Тем самым ожидается достижение полного самообеспечения Европы необходимыми энергоресурсами.
Основным мотивом продвижения документа является катастрофическое сокращение собственной ресурсной базы Европы по энергоносителям. В то время как расходы на энергетику в среднем формируют от 10 до 11% себестоимости европейской продукции. Например в нефтепереработке – 59,4%, в производстве строительных материалов – 7,2%, в металлургии – 5,8%.
Также энергия составляет до 30% совокупных издержек на обеспечение инфраструктуры жизни человека. Дефицит собственных источников энергоносителей вынуждает Евросоюз расходовать на их импорт более 370 млрд евро в год, что составляет около 3,3% совокупного ВВП ЕС. В том числе, примерно 48 млрд евро приходится на закупку природного газа. Сокращение этого вида расходов является основой долгосрочной стратегии Европы.
Решить задачу предполагается сочетанием двух основных способов: усиления конкуренции между источниками происхождения газа и углубления конкуренции между формами его поставки – трубопроводной и сжиженной. Так как оба способа тесно связаны между собой и прямо друг от друга зависят, то и их дальнейшее рассмотрение следует производить совместно.
3. Фундаментальное влияние СПГ на мировой рынок газа
До открытия экономически рентабельной массовой технологии производства и поставки СПГ Европа располагала всего тремя источниками получения газа. Собственным – из месторождения в Северном море, трубопроводным из России и тоже трубопроводным из Алжира (трубопровод Магриб - Европа).
С одной стороны, это обеспечивало наиболее простую и дешевую логистику, но с другой серьезно привязывало потребителя к поставщику транспортной инфраструктурой.
Кроме того, ценообразование на продукт было привязано к уровню цен на нефть, а методика покупки предполагала принцип "бери или плати", означавший необходимость перечислять поставщику деньги даже в случае отказа от приемки физического газа. Компенсировать неудобства потребитель мог лишь через попытки выбить через суд какие-нибудь денежные компенсации задним числом.
Появление доступной СПГ-технологии обеспечило разрешение сразу двух проблем. Во-первых, узости круга поставщиков, во-вторых, критичной связности газовых цен с нефтяными. Благодаря первому казалось возможным избежать необходимости больших инвестиций в инфраструктуру магистральных газопроводов.
Для справки, стоимость проекта "Северный поток-2" оценивается в 11 млрд долларов, "Турецкий поток" - в 7 млрд. Плюс к тому развитая сеть приемных СПГ-терминалов давала большую гибкость по логистике поставок с помощью маневра между собственными регионами.
В результате к настоящему моменту в Европе создана обширная сеть регазификационных терминалов общей пропускной способностью в 160 млн тонн СПГ в год, что соответствует порядка 226 млрд кубических метров в пересчете на трубопроводный газ.
В настоящий момент во Франции их эксплуатируется 4, в Италии - 3, в Испании - 7, в Британии - 6, в Нидерландах, Греции, Португалии, Бельгии, Польше и Литве по одному. Еще один строится в Германии.
Это позволило расширить круг поставщиков газа. Уже в 2017 году крупнешийми поставщиками в Европу стали: Россия (194,4 млрд м3), Алжир (49,4 млрд м3), Катар (24,1 млрд. м3), Нигерия (12,3 млрд м3), Иран (9,6 млрд м3) . Это же дало возможность США также претендовать на поставки своего газа в Европу, объемы которых выросли с 0,5 до 2,6 млрд м3 в 2016 и 2017 годах соответственно.
Рост совокупного объема источников уже сам по себе обеспечивал ценовую конкуренцию между ними. Но что важнее он создал достаточные предпосылки для сиюминутной торговли невостребованными остатками, чем предопределил возникновение спотового рынка газа. С собственной ценовой динамикой, все менее слабо зависящей от привязки к нефтяным котировкам.
Покупка на споре чаще всего мотивируется стремлением закрыть текущий разрыв, возможные потери из-за возникновения которого носят не рыночный характер. А продажа излишков обычно преследует цель минимизировать издержки, связанные с несовпадением фактической потребности ранее подписанным планам. Например, чтобы освободить емкости ПГХ, аренда которых выливается в солидные платежи. Следовательно, продажа излишков по любой, даже совершенно не рыночной цене, уже ведет к экономии.
4. Спотовая торговля газом в Европе
Постепенно сложившийся механизм показал способность формировать цены на товар самостоятельно. Исходя из прямого сиюминутного баланса спроса и предложения вне зависимости от динамики цен на нефть.
Например, по данным ценового мониторинга на хабе TTF в Нидерландах сентябрьская цена на СПГ в третьем квартале 2016 составляла 3,5 доллара за МБТЕ, тогда как к ноябрю она подскочила до 6,2, а в феврале 2017 дошла до 7 долларов. В период 2017/2018 годов разброс достигал от 4,8 до 10,2 долларов за МБТЕ. Привести примеры коридоров разброса цен.
Появилась даже концепция формирования запаса газа в ПХГ в несезонный период низких цен (конец весны - лето) с целью собственного использования или перепродажи в сезон, когда цены существенно повышаются. Правда реализовать ее в должной мере не позволяет острый недостаток имеющихся в Европе объемов ПГХ.
Усилиями западных стран доля СПГ за последние 10 лет приблизилась к 40% общего размера газового рынка планеты. На конференции стран-экспортеров газа в феврале 2020 года был озвучен следующий прогноз. К 2050 году общий объем потребления газа вырастет с 1,16 до 2,141 триллиона кубометров, а доля СПГ в нем достигнет 45,2% в 2030, 49,1% - к 2040 и 50,3% к 2050 году.
Этот прогноз в значительной степени констатирует уже сложившиеся тенденции. В том числе формирование обратной связи давления спотовых котировок на цены долгосрочных контрактов по трубопроводному газу. Развернутый график среднемировых газовых цен с 1970 по 2019 год наглядно показывают окончание повышающего ценового тренда в 2005-2008 годах и стабильное снижение цен все последующее время.
Если в 2005 средним значением являлось порядка 410 долларов за тысячу кубометров (11,9 долл за МБТЕ), то в 2008 котировки опустились до 240 - 260 долларов (8 за МБТЕ), а средняя цена продажи газа в Европу в 2019 году достигла 170-180 долларов.
Сохранение этой динамики означает перспективу дальнейшего снижения средних газовых цен до 120 долларов за тысячу кубических метров или до 4 долларов за МБТЕ. Особенно в свете наметившегося сокращения спроса на газ со стороны экономики Китая, а также других стран Азиатско-Тихоокеанского региона.
Если в течение прошедшего десятилетия газ там торговался с премией в 30-40% к среднеевропейской, то по итогам 2019 года ценовая разница снизилась до 7-8. Например, когда на споте в Бельгии газ торговался по 4,57 за МБТЕ, он же в на споте в Токио котировался по 5,65 доллара.
5. Оценка перспектив сложения влияющих факторов
В результате синергетического эффекта от сложения климатических, политических и рыночных факторов в среднесрочной перспективе формируется тенденция возникновения отчетливого избытка предложения выливающегося в понижение рыночных цен ниже их сегодняшнего уровня.
В частности, в Европе в отдельные дни они на споте падают даже до 3,8-3,6 долларов за МБТЕ, что, в пересчете на трубопроводный газ означает цену в 108-100 долларов за тысячу кубометров. С весьма небольшой премией к ней на азиатском рынке. Особенно в свете наметившегося сокращения спроса со стороны Китая в связи с явным замедлением темпов роста его экономики.
С одной стороны, это означает возможность риска утраты рентабельности экономической модели "Газпрома". Более того, падение рыночных цен приведет к изменению ключевых реперов всех СПГ-проектов, на Балтике, на Ямале, и Дальнем Востоке. Сроки их выхода на точки окупаемости, а также на ключевые показатели прибыльности будут сдвигаться вправо. Не исключается заморозка или отмена ввода последующих очередей проектов.
В наибольшей степени рискам подвергнутся проекты, окончание которых придется на 2020 и ближайшие последующие годы. Так как их инвестиционные планы и непосредственное строительство происходили в период высоких цен, а коммерческая эксплуатация придется на период низких. В частности, это касается трубопроводов "Турецкий поток" и "Северный поток-2".
Ряд прогнозов, например Министерства энергетики США, допускает снижение цен даже ниже 3 долларов за МБТЕ или до 70-75 долларов за тысячу кубометров. Развитие такого варианта чревато выходом рыночных на уровень текущей себестоимости газа у "Газпрома".
Иными словами российский газовый экспорт рискует столкнуться с обнулением прибыли и необходимостью урезания собственных издержек ради сохранения экономической устойчивости.
С другой стороны, упомянутые негативные факторы скажутся не только на российских производителях, они ударят по всему рынку полностью. Из-за чего можно предположить следующую очередность выбывания поставщиков.
Первой с поражением столкнется Австралия, чей газ имеет себестоимость от 10 до 12 долларов за МБТЕ. Таким образом, с учетом расходов на логистику до ближайшей точки приемки – Шанхая, точка себестоимости у Австралии оказывается на уровне 13,7-18,8 за МБТЕ.
Учитывая более чем двукратную разницу в протяженности маршрута до Европы, австралийский СПГ там стал неконкурентоспособным уже сейчас. Что предполагает исчезновение с рынка примерно 76,5 млн тонн СПГ или около 110 млрд м3 газа в год.
Второй жертвой конкуренции станет собственная добыча в ЕС. Ввиду исчерпания запасов и роста давления со стороны зеленых критическое падение доходности и объемов выручки подтолкнет Нидерланды идти к полному прекращению добычи в Северном море ранее намеченного рубежа 2030 года.
По информации The Wall Street Journal, нефтегазовая корпорация Royal Dutch Shell окончательно прекратит добычу на месторождении Brent уже до конца 2020 года. Хотя еще в начале 2019 года рубежным назывался 2022 год. Вероятнее всего, собственная добыча газа в ЕС абсолютно остановится к 2025-2026 году. Это исключит из мирового предложения еще порядка 120-130 мрлд кубометров газа в год.
Третьими неизбежно окажутся США, чья структура добычи газа носит откровенно не рыночный и прямо противоречивый характер. С одной стороны они его добывают в объеме 859 млрд кубометров в год. Но при этом, из-за неразвитости инфраструктуры, способны использовать лишь примерно 670 млрд.
До трети извлекаемого объема оказывается попутным продуктом при добыче нефти и просто сжигается из-за отсутствия возможности иного использования. Ряд производителей вынуждены инвестировать в прокладку трубопроводов лишь потому, что даже при их дороговизне итог выходит дешевле суммы экологических штрафов за выбросы парниковых газов.
Таким образом, газа в Соединенных Штатах много, а некоторая его часть даже имеет отрицательную цену. Что порождает фатальную ситуацию, когда спотовые котировки держатся на отметке в 2,4-2,6 доллара за МБТЕ или 72 доллара за тысячу кубометров, а для получения хотя бы минимально прибыли большинству добытчиков необходима цена не ниже 85.
Противоречие данных ведет к противоречию в планах. Согласно цифр экспортный потенциал США по газу составляет не менее 400 млрд м3 или 270 млн т в пересчете на СПГ, тогда как текущие мощности позволяют перерабатывать всего 80 млн т. Что толкает инвесторов планировать развертывание дополнительных СПГ-заводов, доведя суммарную мощность до 120-160 млн. тонн СПН в год.
Но по факту пригодный к коммерческому использованию объем стоит не менее 3,4-3,6 долларов за МБТЕ, что даже без учета логистики (в среднем до 3 долларов за МБТЕ) и регазификации (1,1-1,3 доллара) исключает коммерческую возможность его поставки в Европу. А из-за перспективы падения цены на азиатских рынках, скорее всего, и в Азию тоже.
Включая периоды кратковременных ценовых всплесков, продолжительностью в 4-5 недель, вызванных экстремальными зимними температурами ниже прогнозируемых, а также опережающее планы исчерпание зимних запасов газа к весне.
Упомянутые выше изменения климата ведут к снижению как их физической продолжительности, так и повышения сложности их упреждающего прогнозирования для своевременной доставки товара к нужному моменту на рынке.
Вследствие чего из суммарного мирового предложения выпадут как те 2,7 млрд кубометров, которые США удавалось продавать на внешних рынках ранее, так и 400 млрд, которые составляют совокупный экспортный газовый потенциал Соединенных Штатов в целом. Более того, в предстоящие 10 лет стоит ожидать существенного падения объема добычи газа в США в целом.
Таким образом, вместе с негативными для ценообразования, давление на рынок станут осуществлять и факторы, формирующие дефицит предложения, что станет способствовать повышению рыночных цен.
6. Выводы
Сложение столь разнонаправленных тенденций говорит о нарастании длительного периода разбалансировки рынка, критично усложняющего его долгосрочное экономическое прогнозирование, с другое выбивающего из него значительное количество конкурентов из-за их неспособности работать в условиях критично низких цен.
На первый взгляд такой результат позволяет считать успешно достигнутой цель на решительное снижение цены на импортные энергоносители. Но в то же время он делает безальтернативной зависимость ЕС от поставок от единственного источника - России. Что как раз признается недопустимым.
А значит, предопределяет попытки Брюсселя, особенно с подачи США и восточноевропейских стран под предводительством Польши, оказывать политически мотивированное противодействие. Примером тому можно считать абсолютно нерыночные требования Третьего энергопакета. Но делать это они смогут лишь в части трубопроводного сегмента.
С другой стороны, особенно в сегменте СПГ, конкурентные преимущества российского направления окажутся наиболее очевидными. Попытки, по политическим мотивам, перейти на других поставщиков неизбежно обернутся резким ростом стоимости газа, а значит существенным увеличением издержек. Формируя тем самым неплохую обратную связь, которую Россия сможет эффективно использовать как в медийном пространстве, так и в конкретных поставках.
Отсюда следует, что на предстоящее десятилетие России предстоит выработать такой механизм поставок, позволяющий эффективно удерживать рыночные цены хотя бы в Европе в коридоре значений от 4 до 6 долларов за МБТЕ или от 120 до 160 долларов за тысячу кубических метров. Это предел, выше которого рынку подняться вряд ли возможно.
В том числе с помощью максимального сокращения количества транзитных стран в трубопроводном сегменте и расширения прямого сотрудничества с Германией. В условиях усиления конкуренции между США и Европой, а также давления Китая, возможность получения дополнительного дохода от перепродажи российского газа остальным странам Евросоюза может, и должна, использоваться Россией в качестве инструмента выстраивания стабильных экономических отношений как между Москвой и Берлином, так и, с его помощью, между Москвой и Брюсселем.
С "Южным потоком" положение несколько хуже. При любых шагах РФ газовый трубопроводный экспорт по южному направлению будет связан с необходимостью формирования российско-турецкой политики, а также с попытками южной части восточноевропейских стран играть на две стороны. В том числе, ради американских интересов в Европе.
При этом стремление Европы и США решительно расширить сегмент СПГ является выгодным и для России. Особенно при условии развития базы по сжижению на балтийском побережье в Ленинградской области.
Учитывая преимущество в издержках вертикально интегрированной компании, "Газпром" сможет, при низких издержках на сам СПГ, еще и решительно сократить плечо доставки, а значит размер расходов на доставку и ее продолжительность. При среднем перегоне из США до Северной Франции в 8-10 суток, переход из Балтийска до немецкого терминала в Брюнсбюттель требует всего 24-28 часов, что в 8,5 раз быстрее и, соответственно, на 30-40% дешевле.
Более того, проглядывается перспективная стратегия разделения европейского рынка между "Газпром" и "НОВАТЭКом", где первый осваивает восточную часть Южной Европы, собственно Восточную Европу, Австрию и Германию, а второй берет на себя обеспечение местного спроса на газ на остальной территории с севера и запада.
Но тут надо учесть необходимость развития собственного газотранспортного флота не только ледового класса. В нем Россия уже конечно добилась лидерства, но его масштаб не удается реализовывать в полной мере ввиду необходимости фрахта обычных иностранных газовозов, принадлежащих западным компаниям. Что оставляет возможность давления на них со стороны США, которое неизбежно станет только усиливаться.
Говоря о предстоящих рисках, к явным и опосредованным угрозам санкций следует добавить и прямо обозначившуюся тенденцию к разбалансировке рынка в следствие расширения масштаба действий спекулянтов, а также роста зависимости прогнозирования цен от сиюминутных медийных факторов, часто откровенно истеричного характера.
Впрочем, значительные, в 2-3 раза в течение года и даже в 1-2 раза в пределах одного квартала, ценовые колебания явно затруднят долгосрочное планирование бизнеса для крупных потребителей, выводя итоговое среднее их закупок заметно выше рынка. Что предопределяет потенциальное совпадение их интересов с интересами ведущих поставщиков на заключение долгосрочных контрактов на большие объемы с фиксированным механизмом ценообразования.
И в этом Россия получает существенное преимущество. Но только в Западной Европе. Так как деградация промышленности в Восточной выводит на первое место в потреблении домохозяйства, чей спрос на газ ярко выраженно сезонен и очень зависит от климата.
Если же выйти за узкие рамки перспектив чисто газового рынка то имеет смысл рассмотреть перспективу купирования складывающихся тенденций через базовый мотив ключевого рынка.
Раз на будущее Европа за точку отсчета намерена взять именно электроэнергию, то нам следует также перестраивать энергетический экспорт в этом направлении. Изыскивая способ экспортировать готовое электричество, производя его еще на собственной территории.
Перспективнее всего в этом направлении выглядит развитие экспортно-ориентированной газовой генерации в Калининградской области, обеспечение топливом которой можно осуществлять либо через трубопровод, либо, что в текущих условиях гораздо проще, поставками СПГ с российских заводов на Балтике.
Несмотря на затяжную борьбу с «Северным потоком-2» со стороны брюссельской дипломатии, мы видим, что Германия смогла добиться выведения «Северного потока-1» из-под Третьего энергопакета. Это говорит не только о том, что и «СП-2» может избежать политически мотивированного ограничения своего экспортного потенциала, но и о том, что на фоне весьма бурно протекающих геополитических и эпидемиологических катаклизмов Германия заинтересована в плотной энергетической коалиции с Россией. Это обусловлено ее геоэкономическими целями и задачами.
*Фрагменты Доклада РУССТРАТ «О перспективах российского экспорта энергоносителей в Европу»
Оценили 9 человек
14 кармы