Прогнозы о неизбежности эры газа излишне радикальны

Константин Симонов, генеральный директор Фонда национальной энергетической безопасности:

В своем докладе «Мировой газовый рынок: Итог» возглавляемый мною Фонд национальной энергетической безопасности проанализировал тенденции развития региональных рынков газа в последние 20 лет и оценил перспективы глобализации газового сектора и превращения природного газа в глобальный товар. Расскажу о некоторых выводах.

Уже сейчас понятно, что путь этот тернист и извилист, а прогнозы о неизбежности эры газа (как, впрочем, и заявления противников этого вида топлива о его ненадежности и ненужности) слишком радикальны и линейны для описания существующей реальности.

Понятно, что доставка природного газа потребителям происходит преимущественно по трубопроводам.

Даже если в цепочке поставок присутствует транспортировка по морю в виде СПГ или компримированного природного газа (CNG – пока он только используется в небольших объемах в Европе на заправках), то в конечном итоге подавляющая часть газа поступает в газотранспортную систему страны-получателя.

Развитие сетевого хозяйства требует значительных долгосрочных инвестиций, возврат которых в значительной степени зависит от системы регулирования и гарантий загрузки мощностей. Средняя стоимость строительства 1 км стандартного магистрального газопровода по суше варьируется в пределах 2.5 млн долл. в развитых странах (США, ЕС).

Примерно столько же стоил 1 км китайского газопровода «Запад – Восток». В России сложилась практика строительства трубопроводов по более высоким ценам, если считать по сопоставимой мощности: 1 км Грязовец – Выборг обошелся в 5.7 млн долл., смета Бованенково – Ухта – около 9 млн долл. за км, Сахалин – Хабаровск –Владивосток – 8.10 млн долл. При протяженности газопроводов в 4 тыс. км среднюю стоимость строительства системы можно оценить в 10.20 млрд долл.

Транснациональные газопроводы остаются основным элементом международной торговли газом (70% по итогам 2011 года). Но они имеют ряд ограничений, связанных с эффективностью транспортировки на дальние расстояния (свыше 5 тыс. км). Кроме того, для поставки по газопроводам существуют проблемы с гибкостью (возможностью переориентировать экспорт на другие рынки в случае спора с потребителем или ухудшением конъюнктуры) и крайней ограниченностью трансрегиональных поставок.

Главная проблема – это недостаточное развитие индустрии использования газа в различных отраслях и инерция ориентированных на использование нефти или угля экономик. Основные направления потребления газа: энергетика, коммунальный комплекс (включая бытовое потребление) и химическая отрасль. Ни в одной из этих отраслей газ в глобальном масштабе не является сырьем № 1. При этом в такой крупной сфере потребления энергоносителей, как транспорт, газ почти не представлен.

Доля газа в энергобалансе регионов мира увеличивалась последовательно, но общие темпы достаточно низки: всего плюс 4% за последние 20 лет.

В начале 2000-х годов скорую и неизбежную глобализацию газового рынка, что приведет к превращению природного газа в энергетическое сырье № 1, связывали с быстрыми темпами развития индустрии сжижения газа. К 2011 году доля СПГ в общей добыче выросла с 4 до 10%. Расширились география производства и набор участников рынка сжиженного газа. К пионерам – Северной Африке и Азии – добавились крупные центры в Экваториальной Африке, Латинской Америке и на Ближнем Востоке. Катар, который в конце 2010 года вывел свои заводы на проектную мощность (77 млн т или 100 млрд кубометров), превратился в лидера и занял треть рынка. Кроме того, построены первые заводы в крупнейших экспортерах трубопроводного газа – в Норвегии и России.

В то же время СПГ остается достаточно закрытым клубом, войти в который не просто.

Несмотря на существенный рост производства сжиженного газа в мире, темпы развития недостаточно велики для того, чтобы определять рынок в целом и обеспечить интеграцию. В значительной степени это связано и с оказавшимися несостоятельными ожиданиями роста спроса на СПГ со стороны Соединенных Штатов Америки.

В Европе прослеживается некоторая конкуренция между закупками сжиженного газа и импортом по трубам. В Азии основой торговли является СПГ, а Северная Америка так и не влилась в мировой рынок, получив возможность пользоваться внутренними ресурсами.

Конкурентоспособность газа в значительной степени определяется не только доступностью ресурсов, но и приемлемой ценой на него. На сегодняшний день в мире существует несколько моделей ценообразования – регулируемые цены (рынки производителей газа, развивающиеся рынки); цены, основанные на привязке к нефтепродуктам или другим торгуемым энергоносителям (континентальная Европа, большая часть азиатского рынка СПГ); спотовое ценообразование на базе баланса спроса и предложения (США, Великобритания), применение которых предопределяет наличие ценовых дисбалансов и обособление рынков газа.

Большая часть газа на сегодняшний день продается по регулируемым ценам и по ценам с нефтяной привязкой. Следует отметить, что регулируемые цены, хотя и призваны ограничить давление на экономику стран и развивать потребление, играют и негативную роль. В странах – производителях газа регулирование тормозит развитие добычи, в развивающихся странах (Индии и Китае) административный механизм установления цен тормозит развитие потребления, поскольку не позволяет привлекать в достаточном объеме импортный газ с мирового рынка.

С другой стороны, наличие экспорта или импорта газа оказывает давление на власти и требует увеличивать регулируемые цены на внутреннем рынке. В первом случае для того, чтобы сделать «домашние» поставки достаточно привлекательными по сравнению с поставками за рубеж, во втором – для того, чтобы позволить импортерам вести коммерчески оправданную деятельность. Наиболее наглядные модели здесь Россия и Китай, которые вынуждены двигаться в сторону повышения цен на внутреннем рынке, чтобы обеспечить рост добычи и рост спроса соответственно.

Еще один достаточно распространенный вариант поведения регуляторов – сдерживание цен на газ с целью добиться на внутреннем рынке замещения нефти, чтобы освободить ее объемы для экспорта. Подобные процессы характерны для крупнейших экспортеров нефти (Саудовской Аравии, ОАЭ), а также для Ирана, который не имеет возможности развивать свой экспортный потенциал в газовой сфере по геополитическим причинам.

Так или иначе, процессы дерегулирования цен на газ очень сильно растянуты во времени, что связано с социально-политическими причинами. В России за последние 8 лет средняя оптовая цена на газ для промышленных потребителей увеличилась в 3,5 раза, но всего на 61 долл. за тыс. кубометров. Для сравнения, цены «Газпрома» при поставках в страны СНГ и дальнего зарубежья за этот же период увеличились на 250 долл.

Однако для рынков, где растут потребности в импорте, невозможно длительное время сдерживать темп роста цен на газ, и властям приходится поднимать регулируемые тарифы скачкообразно. Именно это произошло в Китае в 2007 году, когда страна стала импортировать СПГ. Пришлось поднять оптовые цены сразу на 20.40%, а в 2011 году начать эксперимент по либерализации цен на газ (по привязке их к стоимости дизельного топлива) в ряде провинций. В результате цена в них повышена в три-четыре раза до мирового уровня.

Ни на азиатских рынках (Япония и Южная Корея), ни в континентальной Европе не было предпосылок для либерализации рынка по англо-саксонской модели (США и Великобритания).

Унификация цен на газ (возникновение единой системы ценообразования) объективно способствовала бы глобализации рынка газа. Но это все же вряд ли может быть установлено директивно и может быть только следствием развития инфраструктуры рынка и потребления.

Газовый рынок в ближайшие 20 лет будет развиваться динамично и последовательно, но в целом достаточно умеренно (около 1,5% в год). Главные точки роста добычи будут находиться на Ближнем Востоке (прирост свыше 600 млрд кубометров) и в АТР (свыше 300 млрд), где основными локомотивами будут выступать Китай и Австралия – лидер роста потребления газа и в скором будущем крупнейший экспортер СПГ.

Опубликовано: Центр энергетической экспертизы, 19.11.2012