Если оглянуться на год назад и проанализировать прогнозы развития событий на газовом рынке Европы, сформулированные в начале 2016 года, большинство аналитиков предсказывало формирование профицита предложения газа в мире и острую конкуренцию за европейских потребителей между поставщиками сжиженного природного газа (СПГ) и поставщиками трубопроводного газа.
Те, кто хотел добавить драматизма в прогнозы, писали о грядущем «освобождении» Европы от газовой зависимости от России и ценовой войне между американским СПГ и «Газпромом». Помимо геополитической окраски этого соперничества, не менее важной представлялась война двух принципов ценообразования. Российские газовые экспортные контракты основаны на нефтяной индексации и цены «Газпрома» в Европе зависят от фундаментальных показателей нефтяного рынка больше, чем от развития событий со спросом и предложением на газовом рынке Европы. Цены на американский СПГ имеют прозрачную структуру себестоимости и основаны на фундаментальных показателях газового рынка США (биржевые цены), стоимости сжижения и фрахта.
Предсказания о войне американского СПГ с Газпромом в 2016 году не сбылись. На фоне падения газовых цен в Европе до рекордно низких уровней «газовозы свободы» из Соединенных Штатов не пришли в Европу, а доля «Газпрома» на европейском газовом рынке выросла до рекордных значений. Сейчас можно услышать заявления о том, что американский СПГ неконкурентоспособен по цене и не представляет угрозы позициям «Газпрома» в Европе. Давайте попробуем разобраться в том, что произошло и может ли ситуация измениться в ближайшие годы.
Как известно, ряд европейских стран, озабоченных высокой зависимостью от трубопроводного газа из России, сделали ставку на диверсификацию способов и источников поставок. Европейская Комиссия (ЕК) проводит политику по снижению зависимости от российского газа. СПГ находится в центре этой стратегии диверсификации.
В течение нескольких следующих лет нас ожидает гигантский рост предложения сжиженного природного газа в результате выхода на рынок новых проектов, инвестиционные решения по которым были приняты в период высоких цен и оптимистичных прогнозов роста спроса на газ, особенно в Азии.
Участники рынка ожидали увидеть значительный профицит уже в 2016 году, но этого не случилось из-за задержек в реализации намеченных проектов в Австралии и США. Столкнувшись с рекордно низкими ценами на рынках в первой половине 2016 года, операторы проектов сделали все возможное, чтобы отложить начало полномасштабных отгрузок.
Только к концу прошлого года рост цен в Азии позволил проекту Sabine Pass в США наконец-то выйти на плановые показатели по отгрузкам. Однако австралийские мега-проекты на северо-западном побережье и шельфе, ввод в действие которых ожидали в 2016 и 2017 годах испытывают технические проблемы и задержки. Три из них – проект плавучего СПГ Prelude, осуществляемый англо-голландской компанией Shell; проект Gorgon, возглавляемый американской компанией Chevron; а также проект Ichthys японской компании Inpex – скорее всего, не смогут начать полномасштабный экспорт и в 2017 году, выйдут на рынок лишь в 2018 году. Именно в этом году ожидается запуск мощностей российского проекта «Ямал СПГ» компании «НОВАТЭК».
Но задержки выхода проектов СПГ на рынок не могут продолжаться вечно. Объемы нового предложения сжиженного природного газа, выходящего на рынок в 2018-2020 годах, являются поистине гигантскими и существенно превышают краткосрочные потребности со стороны спроса. Даже принимая во внимание возможные задержки сроков ввода в действие некоторых проектов, новые объемы должны насытить азиатский рынок и привести к тому, что значительные объемы СПГ придут в Европу, превратив ее в рынок балансирующих мировых поставок. Иными словами, в условиях профицита предложения и насыщения азиатских рынков именно Европа станет рынком, куда будут направлены избыточные объемы. Этот момент и станет настоящим стресс-тестом для маркетинговой стратегии «Газпрома» в Европе.
Крупнейшие источники прироста предложения СПГ в 2017-2020 годах.
Источник: Центр изучения энергетической политики Института энергетики ВШЭ
Европейский газовый рынок отвечает всем необходимым требованиям для превращения в рынок балансирующих поставок:
- является одним из крупнейших в мире с объемом потребления около 500 млрд куб. в год;
- в долгосрочных контрактах на поставку трубопроводного газа в Европу (особенно в российских) присутствует гибкость по объемам, позволяющая покупателям варьировать объемы закупок в рамках действующих контрактов;
- в Европе есть многочисленные, в том числе не используемые на полную мощность регазификационные терминалы;
- на европейском газовом рынке, особенно в Северо-Западной Европе, активно развивается биржевая торговля газом;
- развитая трубопроводная инфраструктура и наличие больших объемов газовых хранилищ позволяют осуществлять межрегиональные перетоки газа и сезонную оптимизацию.
Важно отметить, что в отличие от Саудовской Аравии, которая может резко увеличивать или сокращать предложение нефти на мировом рынке практически без ограничений, у России в лице «Газпрома» нет возможности выбросить на европейский рынок значительные дополнительные объемы газа, не поддержанные номинациями потребителей по долгосрочным контрактам. «Газпром» также ограничен в способах доставки газа на рынок существующей инфраструктурой газопроводов и доминированием долгосрочных контрактов в его портфеле.
Эксперименты «Газпрома» по продаже газа на экспорт в рамках биржевых механизмов с поставкой по газопроводу «Северный поток» пока ограничены по объемам. Несмотря на огромный потенциал свободных производственных мощностей, роль «Газпрома» как «балансировщика» (т.е. поставщика, который может резко наращивать или резко снижать объем предложения) в Европе ограничена. Для эффективного реагирования на угрозу своей рыночной доле в Европе «Газпрому», возможно, придется пойти на существенную модификацию своей рыночной стратегии.
Расчеты рентабельности большинства новых проектов СПГ, выходящих в ближайшие годы на рынок, основывались на двух предпосылках: продолжении активного роста спроса на газ в Азии и сохранении высокой ценовой премии в этом регионе по сравнению с ценами на газ в Европе и особенно США. Обе эти предпосылки сейчас оказались под вопросом. Многие проекты СПГ нуждаются в высоком уровне цен – $12-14 за миллион британских термических единиц (МБТЕ), для того, чтобы окупить свои полные затраты. Очевидно, что текущие низкие цены не позволяют им это сделать. Но поскольку проекты уже профинансированы и запущены, производители, оказавшиеся в роли маржинальных поставщиков на рынке со значительным структурным профицитом предложения, вынуждены снижать цену.
Согласно экономической теории, в краткосрочной перспективе продавцы могут пойти на снижение цен до уровня своих переменных затрат, поскольку любая цена выше этого уровня будет выгодна производителям. Даже если низкие рыночные цены не будут полностью компенсировать инвестиции, то по меньшей мере они смогут частично возмещать понесенные капитальные затраты.
Большинство проектов СПГ в мире до недавнего времени представляли собой интегрированные проекты (включая добычу газа, его сжижение и поставку конечным потребителям), экономика которых основана на долгосрочных контрактах с потребителями. Хорошим примером здесь могут служить австралийские проекты СПГ. Поскольку капитальные затраты на разработку газовых месторождений и затраты на строительство заводов по сжижению уже были понесены, они не влияют на решения по текущим операциям. Запущенные в эксплуатацию проекты будут поставлять сжиженный природный газ на мировые рынки, даже в условиях низких рыночных цен, при которых исторические капитальные затраты никогда не окупятся. Краткосрочные переменные затраты у большинства проектов СПГ за пределами США сравнительно невысоки и составляют лишь $1-1,5 за МБТЕ, так что сжиженный природный газ этих проектов поступит на рынок даже если цены упадут до самых низких уровней.
СПГ проекты в США, во всяком случае их первая волна, представленная проектами на побережье Мексиканского залива, основаны на принципиально иной бизнес-модели. Это терминалы по сжижению газа, которые предлагают свои услуги потребителям в рамках давальческой (толлинговой) схемы. Потенциальный экспортер природного газа в форме СПГ из США, таким образом, может приобрести газ на спотовом рынке на базисе Henry Hub, оплатить его доставку до СПГ-завода, а также услуги по сжижению газа (как правило, в рамках долгосрочного контракта на использование мощностей по сжижению), а затем по его транспортировке до целевого экспортного рынка и регазификации. У проектов экспорта СПГ из Соединенных Штатов на основе толлинговой модели краткосрочные переменные затраты значительно выше, в диапазоне $4-5 за МБТЕ, поскольку включают в себя стоимость приобретения газа на рынке (стоимость газа в США сейчас чуть ниже $4 за МБТЕ).
В рамках американской бизнес-модели владельцы СПГ-терминалов финансируют создание заводов по сжижению природного газа с минимально необходимой им нормой рентабельности за счет экспортеров-покупателей толлинговых мощностей, а последние принимают на себя риск изменения рыночных цен на газ (и на американском рынке, и на потенциальных экспортных рынках). В 2010-2014 годах средняя цена СПГ в Японии составляла $14,8 за МБТЕ, тогда как средняя цена газа в США на Henry Hub в этот период – $3,9 за МБТЕ. Огромный ценовой дифференциал между американским и азиатским рынками, как представлялось многим игрокам, делал использование толлинговой схемы высокоприбыльным и низкорисковым бизнесом, поскольку значительно превышал расходы на сжижение и транспортировку.
После снижения мировых газовых цен в прошлом году ситуация радикально изменилась. Среднегодовая цена газа на Henry Hub в США в 2016 году составила $2,5 за МБТЕ, а среднегодовая цена СПГ в Японии – СПГ $6,9 за МБТЕ. Среднегодовые цены на газ в Европе снизились до $4,6 за МБТЕ. Таким образом, поставки американского СПГ в Европу не покрывали даже краткосрочные переменные затраты, а цены на азиатском газовом рынке – полные затраты.
При ценах на нефть в $45 за баррель (среднегодовая цена в 2016 году) контрактные цены на газ, формируемые по механизму нефтяной индексации, составляют от $4,5 до $5,4 за МБТЕ, в зависимости от коэффициента индексации. Это примерно соответствует уровням краткосрочных переменных затрат американских проектов СПГ, но гораздо ниже уровня их полных затрат. Пока есть возможность осуществлять поставки на рынки по более высоким ценам (Азия и Латинская Америка) американский СПГ будет направляться на эти рынки, поскольку это снижает общие потери реализуемых проектов.
Однако если рынки в Азии и Латинской Америке будут неспособны абсорбировать дополнительные объемы предложения сжиженного природного газа, эти поставки должны будут прийти в Европу. Несмотря на то, что при низких ценах на нефть проекты поставок американского СПГ в Европу не будут приносить прибыли компаниям, заключившим толлинговые соглашения с владельцами заводов по сжижению газа, они заинтересованы в продолжении поставок, поскольку это снижает их потери по предоплаченным контрактам на давальческую переработку.
С другой стороны, при ценах на нефть от $70 до $80 долларов за баррель, американские проекты СПГ не только окупают свои краткосрочные переменные затраты, но и в ряде случаев – полные затраты. Индексированные к нефти формульные цены их основного конкурента – российского газа – выйдут в диапазон $7-9,6 за МБТЕ. В этой ситуации на газовом рынке Европы будет формироваться профицит предложения. Традиционным трубопроводным поставщикам придется предоставлять скидки к контрактной цене, чтобы сохранить свою рыночную долю или хотя бы минимизировать потери объемов продаж.
Таким образом, «Газпрому» еще рано почивать на лаврах. Рост нефтяных цен в конце 2016 – начале 2017 года приведет к росту формульных цен «Газпрома» в Европе к лету 2017 года (поскольку в контрактах предусмотрен временной лаг). Одновременно на рынок начнут выходить гигантские объемы нового предложения СПГ. Тогда и наступит время для стресс-теста конкурентоспособности российского газа в Европе.