Пример без примерки

ЕС организует «американский» рынок газа на азиатском уровне в зависимости от импорта

Европейская комиссия хочет построить единый ликвидный рынок газа, где цены бы определялись на основе спроса и предложения, а многочисленные поставщики жестко конкурировали между собой за почетное право обеспечить европейцев газом, постоянно снижая цены.

Брюссель кивает на заокеанский опыт. Вот, мол, либерализованный рынок позволил преобразовать бум добычи газа из сланцевых залежей в аномально низкие оптовые цены на газ для американских потребителей. Европейский рынок газа — явно не тот случай. Собственная добыча вовсе не растет, а снижается. Значит, если развивать рынок газа, то зависимость от импорта в долгосрочной перспективе будет расти, а если газ дискриминировать, как это происходит в последние годы, несмотря на все очевидные преимущества газа как самого экологичного и безопасного ископаемого топлива, то и привлекательность рынка ЕС для внешних поставщиков будет снижаться.

Мало того, европейские власти начали с того, что поставили в невыносимые условия свои же энергоконцерны. В рамках борьбы с национальными монополиями их разделили, заставили снизить долю на рынке, а ценообразование выстроили так, чтобы они теряли деньги из-за наличия у них долгосрочных контрактов с нефтяной привязкой на импорт газа в ЕС. При этом главная цель — снизить влияние больших концернов на рынок — мягко говоря, не достигнута. Лишившись монополии на своих национальных рынках, основные энергоконцерны вполне успешно преобразовались в трансевропейскую олигополию задолго до создания единого рынка газа ЕС, увеличив долю продаж.

Евросоюз имеет четыре источника поставки газа, включая СПГ. Россия в лице «Газпрома» остается крупнейшим поставщиком газа в ЕС — 115 млрд куб. м в 2012 году. Норвегия вторая. Далее — поставки СПГ из разных источников. Алжир — четвертый. При этом за 10 лет вследствие снижения собственной добычи существенно выросла зависимость ЕС от импорта — с 51 до 66%. И эта зависимость продолжит расти, если европейцы намерены сохранить газ в собственном энергобалансе, хотя бы на уровне 25%.

Известно, что Норвегия в прошлом году поставила добытый и экспортный рекорд — 115 млрд куб. м природного газа и 113,5 млрд куб. м газа на экспорт, большая часть в ЕС. Но за счет чего? Обычно крупнейшие месторождения страны Troll и Ormen работают неравномерно, обеспечивая сезонную гибкость поставок. Под 100% мощности они выдают только зимой в пиковые периоды. Прошлый год они проработали на 90% мощности весь год. Из действующих месторождений, помимо Troll и Snovit (газ идет на завод СПГ), ни одно не имеет перспектив поддержания добычи на срок более 10 лет. Так, запасов Ormen Lange при проектном уровне добычи хватит всего на восемь-девять лет. Поскольку жизнь месторождения планируется продлить до середины 2030-х годов, уже в 2016–2018 годах добыча на этом месторождении должна быть снижена до 15 млрд куб. м в год.

В Алжире ситуация еще хуже. Добыча товарного газа там падает уже пять лет, а внутреннее потребление растет. В результате объемы экспорта сократились примерно на 10 млрд куб. м за последние пять лет. Причем и поставки по трубе, и экспорт в виде СПГ потеряли по 5 млрд куб. м. То есть дело не только в плохой конъюнктуре в Европе — проблема ресурсная.

Алжир построил две новые линии по производству СПГ на 4,5 млн тонн в год каждая. Чтобы загрузить их, потребуется 14,8 млрд куб. м газа, которые придется снять с трубопроводов, идущих в Европу. А приоритетным направлением для нового алжирского СПГ будет дорогая Азия. По крайней мере пока.

Ну и, наконец, главная европейская ставка современности — сжиженный природный газ. За 10 лет мощности по регазификации были увеличены в четыре раза и доведены до 133 млн тонн. В 2010–2011 годах рост импорта сжиженного газа в ЕС был важнейшим фактором избыточного предложения газа, оказывавшим давление на ценовую политику традиционных поставщиков. Но в 2012 году поставки СПГ в страны Евросоюза снизились на 29% (23 млрд куб. м), а из Катара, который в последние годы интенсивно наращивал экспорт в европейском направлении, — на 37% (15 млрд куб. м).

Почему это произошло? Европейцы вложились в инфраструктуру, но не захотели дать гарантии спроса в виде достаточных долгосрочных контрактов. В итоге по состоянию на прошлый год под европейские терминалы или европейскими импортерами было законтрактовано 95 млрд куб. м газа. Ровно вдвое меньше мощности терминалов.

Однако даже в хорошие годы с точки зрения доступности СПГ европейцам не удавалось получить более 80% этого объема. А в прошлом году на европейский рынок не попало уже более 40% законтрактованного газа. Это связано с мобильностью СПГ и трейдерской психологией европейских импортеров, которые предпочли перенаправить газ на высокомаржинальные рынки Азии.

Ни алжирские, ни норвежские трубы (ни какие-то бы ни было другие) не являются сами по себе гарантией поставок, если не будет достаточных гарантий спроса по привлекательной для поставщиков цене в виде долгосрочных контрактов «бери или плати» с понятным механизмом ценообразования. Иначе трубы вполне могут опустеть.

Еврокомиссия, как известно, настаивает на переходе к спотовому механизму, говоря, что нефтяная привязка морально устарела и не соответствует реалиям рынка. Однако это не так. Если посмотреть на динамику среднегодовой цены на старейшем и самом ликвидном европейском хабе — британском NBP,-то мы увидим практически 100-процентную корреляцию с колебаниями цен на нефть. Исключение — 2006–2007 года, когда были введены в строй сразу два импортных газопровода (BBL из Нидерландов и Langeled из Норвегии), значительно повысившие безопасность наполнения газового баланса Великобритании). Она даже выше, чем у индекса BAFA, который отражает среднюю цену поставок газа по долгосрочным контрактам на границе Германии.

Всем понятно, что дело не столько в нефтяной привязке, сколько в абсолютной стоимости газа. Европейцы испугались тезиса, что эра дешевой нефти закончилась, если она будет дорожать, то газ, привязанный к ней, будет всегда расти в цене. Поэтому его нужно перевести на спотовые площадки, которые можно будет регулировать. Но сделать это нужно так, чтобы не допустить усиления позиций на рынке игроков из-за пределов Евросоюза, которые объективно обладают всеми возможностями занять значительную часть либерализованного рынка.

В условиях депрессии на газовом рынке складывается патовая ситуация. Либо посредники в лице импортеров должны уйти с низкомаржинального рынка, уступив право для прямых договоров между потребителями и производителями. Либо экспортеры должны обеспечить поставки газа по ценам ниже спотовых (что коммерчески непривлекательно и рискованно для производителей газа). Либо должна измениться система ценообразования в части гарантий рентабельности для импортеров.

Дальнейшая логика развития трейдинговой модели газового рынка Европы подразумевает отказ от системы долгосрочных контрактов на поставку, а без них, по нашему мнению, вообще невозможно будет гарантированно наполнять дефицитный рынок газом по предсказуемым и приемлемым для потребителя ценам. В краткосрочной перспективе эти действия позволят сбалансировать рынок и ликвидировать затоваривание рынка невостребованными объемами. Но снижение долгосрочных обязательств поставщиков будет иметь далеко идущие последствия в сфере инвестиций в разработку новых запасов. Их освоение будет в меньшей степени ориентировано на Европу, либо инвестиции вообще могут быть отложены на неопределенное время.

Так чего же добилась Еврокомиссия «третьим энергетическим пакетом» и другими составляющими энергополитики — снизила привлекательность европейского газового рынка для тех, кто призван наполнять его ресурсами (и для экспортеров извне и для импортеров в ЕС)? Может быть, снизила цены на газ для потребителей?

С одной стороны, проблемы импортеров заставили их активнее давить на своих контрагентов-экспортеров. Скидки были получены, как известно, где-то в результате переговоров, где-то по итогам арбитражных разбирательств. В результате это удалось увеличить спред между стоимостью газа и нефти. Грубо говоря, он стал стоить почти вдвое дешевле нефти. Хотя в 2002 году дисконт к нефти составлял всего около 20–25%.

В то же время конечные потребители в ЕС не почувствовали на себе увеличения спреда между ценами с нефтяной привязкой и спотовыми индексами. В среднем по ЕС цена для промышленных потребителей выросла за пять лет на 75 евро за тыс. куб. м, в то время как цены основных поставщиков извне изменились на 30–40 евро. Если цена BAFA за пять лет увеличила отставание от нефтяного паритета на 20 евро, то цена для промышленников в Евросоюзе в 2012 году с учетом налогов оказалась на 3 евро ближе к паритету с нефтяной ценой по сравнению с 2008 годом.

Таким образом, импортеров заставили снизить цены, а конкурентоспособность газа на рынке за счет пересмотра условий поставок экспортерами по долгосрочным контрактам в целом не только не укрепилась, но и ослабла в некоторых странах за счет усиления налогового бремени. Получилось, что деньги, «изъятые» у экспортеров, были использованы на задачи, далекие от тех, которые официально ставились в рамках реформирования рынка газа в ЕС.

Автор: Алексей Гривач, заместитель гендиректора ФНЭБ по газовым проектам

Источник: НГ-Энергия, 10.12.2013