За последнюю неделю судьба рутинной кросс-атлантической поставки СПГ судном Gaselys француской компании Engie с терминала Isle of Grain в Великобритании на восточное побережье США стала одной из центральных тем российских СМИ и получила широкое освещение в мировой прессе. Секрет прост: после нескольких лет предсказаний о том, что американский СПГ придет в Европу и вытеснит российский газ с европейского рынка, произошло прямо противоположное: одна из первых партий с недавно запущенного российского проекта «Ямал СПГ» после ее продажи и перевалки с газовоза ледового класса на обычный газовоз в Великобритании была направлена в Бостон, США. Там в результате снежного шторма и значительного понижения температуры резко выросли потребности в газе, а спотовые цены кратковременно взлетели до рекордных значений.
За неделю к 5 января спотовые цены на торговой площадке Henry Hub взлетели более чем вдвое, до $6,4 за MBTU (млн британских тепловых единиц), а на входе в сеть Нью-Йорка цена газа поднималась до рекордных $175 за MBTU (около $6300 за 1000 кубометров). На несколько дней цены на газ на восточном побережье США стали самыми привлекательными в мире. Знаковость события была в полной мере использована средстами массовой информации. Более того, когда газовоз почти достиг своей цели, разразился шторм, заставивший судно маневрировать.
Задержка Gaselys в пути и изменение курса моментально породили конспирологические теории о «развороте в Атлантике», перекупке груза в целях недопущения поставки в США СПГ, произведенного проектной компанией, в которой контрольный пакет принадлежит находящемуся под американскими санкциями «Новатэку» и так далее.
Одновременно с ловцами сенсаций высказались и более трезвые комментаторы, которые отмечали, что арбитражные поставки, вызванные ценовой коньюнктурой — это нормальная реакция мирового по своей природе рынка СПГ. Отмечалось также, что после перехода права собственности на партию СПГ проекта «Ямал СПГ» компании Engie в Великобритании, этот газ с коммерческой точки зрения перестал быть российским, так что говорить о поставках СПГ Новатека в США просто некорректно.
Сейчас, когда молекулы российского газа, добытого на Ямале наконец-то согревают дома жителей Бостона, а политизированная шумиха несколько улеглась, представляется важным задаться вопросом: а в чем же действительная значимость этого события?
Во-первых, важно то, что первые поставки газа с проекта «Ямал СПГ» после перевалки в Европе не конкурируют с поставками на континент российского трубопроводного газа ПАО Газпром. Маркетинговый план Ямал СПГ — поставлять газ на азиатские рынки по Северному Морскому Пути летом по маршруту с коротким транспортным плечом и идти на запад в зимний период и использовать европейские порты для перевалки часто подвергали критике именно из-за риска того, что российский СПГ начнет конкурировать с российским трубопроводным газом на европейском рынке, что приведет к падению цен и потерям экспортной выручки государства. По факту мы видим, что этого не происходит и СПГ с Ямала в Европе не задерживается.
Во-вторых, неожиданный маршрут поставки дает возможность порассуждать о ценообразовании на СПГ и о том, как это может сказаться на конкуренции между российским и американским газом в ближайшие года на европейском и мировом рынках.
В рассуждениях о том, кто лучше подготовлен к грядущей ценовой войне, вне зависимости от того, чью сторону занимает тот или иной эксперт, России или США, ситуацию часто упрощают. Давайте попробуем разобраться, почему простые ответы могут вести к заблуждениям.
Конкурентоспособность в борьбе за долю рынка можно рассматривать с точки зрения краткосрочных переменных затрат, а можно сравнивать полные затраты. В условиях профицитного рынка, на котором предложение превышает спрос, цены могут упасть до уровней краткосрочных переменных затрат. Для оценки конкурентоспособности с точки зрения переменных затрат важно понимать, что различные типы проектов СПГ находятся в разных «весовых категориях». Так называемые вертикально интегрированные проекты (подобные «Ямал СПГ») обладают важным преимуществом по сравнению с проектами, у которых нет единой интегрированной производственной цепочки, объединяющей добычу газа и его сжижение на заводе СПГ. Проекты СПГ в США, основанные на толлинговой модели, должны добавлять к переменным затратам на сжижение, транспортировку и регазификацию также стоимость приобретения газа. У этих ориентированных на экспорт заводов СПГ себестоимость поставок на основе переменных затрат в три раза выше, чем у интегрированных проектов.
Представляется важным проанализировать ценовую чувствительность поставок СПГ из США на европейский рынок и сравнить ее с контрактными ценами трубопроводных поставщиков газа в Европу, которые формируются на основе нефтяной индексации. Схематическое изображение ценовой чувствительности представлено на рисунке ниже
Рис. 1 Ценовая чувствительность стоимости поставок СПГ США в Европу и контрактных цен на основе нефтяной индексации
Источник: Центр изучения энергетической политики Института Энергетики ВШЭ
При ценах на нефть в $40 за баррель и ниже контрактные цены на газ, формируемые по механизму нефтяной индексации, составляют от $4 до $4,8 за МБТЕ, в зависимости от коэффициента индексации. Это примерно соответствует уровням краткосрочных переменных затрат проектов американских СПГ. Как уже отмечалось выше, 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 все равно заинтересованы в том, чтобы продолжать осуществлять поставки, поскольку это снижает их потери по предоплаченным контрактам на давальческую переработку. При этом предполагается сохранение текущих низких цен на Henry Hub в краткосрочной перспективе.
На низких ценовых уровнях возникает ситуация, когда спрос в Европе может начать расти (вследствие возникновения межтопливной конкуренции между углем и газом при прочих равных условиях), но для удовлетворения этого спроса Европе может потребоваться резко увеличить свою зависимость от российского газа как наиболее конкурентноспособного по цене источника поставок, поскольку поставки СПГ на европейский рынок становятся нерентабельными даже с точки зрения краткосрочных переменных затрат.
С другой стороны, при ценах на нефть от $40 до $70 за баррель, американские проекты СПГ не окупают свои полные затраты, но будут осуществлять поставки СПГ на мировой и европейский рынки, поскольку их краткосрочные переменные затраты полностью окупаются. В этой ситуации на газовом рынке Европы будет формироваться профицит предложения, и традиционным трубопроводным поставщикам придется предоставлять скидки к контрактной цене, чтобы сохранить свою рыночную долю или хотя бы минимизировать потери объемов продаж.
Важно отметить, однако, что указанные уровни нефтяных цен весьма условны с точки зрения долгосрочных индикаторов ценовых порогов европейского газового рынка, поскольку предполагают, что цены на газ в США останутся сравнительно низкими. При росте цен на Henry Hub до $5 за МБТЕ (именно на этом уровне прогнозирует цену на газ в 2020 году американское министерство энергетики) соответственно резко повысятся и уровни переменных и полных затрат для проектов СПГ в США, что снизит их конкурентоспособность на мировых рынках.