Сейчас все внимание наблюдателей связано с колебаниями нефтяных котировок, в то время как газовые рынки остаются в тени. Но основная часть международной торговли газом по-прежнему привязана к нефтяным ценам. Газовый рынок пока не привлекает к себе внимания из-за того, что цены на газ несколько запаздывают за нефтяными: они рассчитываются исходя из среднего значения нефтяных котировок за предыдущие несколько месяцев. Поэтому, кстати, уже в январе мы увидим первые заметные изменения цен на газ, поставляемый по долгосрочным контрактам.

Если говорить оценочно, то при нефти 100 долл. за баррель СПГ (в Азии) по долгосрочным контрактам с нефтяной привязкой обходится в 15 долл. за млн британских тепловых единиц (БТЕ). Трубопроводный газ - 10 долл. за млн БТЕ (около 350 долл. за тыс. кубометров). С такой ценой поставляется российский газ в Европу, такой же уровень цен закладывался и для будущих поставок по контракту с Китаем.

Соответственно, при нефти в 80 долл. за баррель - цены на газ окажутся на уровне - 12 (СПГ) и 8 (трубопроводный) долл. за млн БТЕ.

А при цене нефти в 60 долл. за баррель (как сейчас) - 9 и 6 соответственно.

А как будут чувствовать себя производители газа при разных сценариях?

Предел рентабельности газпромовских поставок в Европу - как раз на уровне 6 долл. за млн БТЕ (с учетом экспортной пошлины, НДПИ и достаточно дорогой транспортировки). Так что тут российская газовая монополия переживет период низких цен спокойно. И, более того, не исключено, что контракты с нефтяной привязкой окажутся дешевле газа на спотовом рынке.

Будущие трубопроводные поставки в Китай выйдут на разумные объемы ближе к 2020 году, когда с ценами на нефть ситуация должна измениться. Кроме того, теоретически здесь можно ужаться за счет экспортной пошлины, но лучше бы - за счет оптимизации расходов.

"Ямал СПГ". Тут небольшие риски, связанные с ценами на нефть, присутствуют, так как проект запланирован к выходу относительно скоро - года через три.

Остальные российские СПГ-проекты толком реализовывать так и не начинали. И, как оказалось, очень удачно.

Хуже всего придется австралийским заводам СПГ, что уже неоднократно отмечалось. Они уже находятся в процессе стройки (некоторые даже в завершающей стадии), а потому отказаться от них уже не получится - выйдет себе дороже. Себестоимость газа здесь оценивается выше 10 долл. за млн БТЕ (в некоторых случаях - до 15), но СПГ на рынок поставляться, конечно, будет (чтобы минимизировать убытки).

Формула цены газа для американских СПГ-проектов зависит от внутренних цен на газ в США, так что проиграть здесь могут только сами импортеры газа (если такой газ окажется дороже газа по подешевевшим "нефтяным" контрактам). Строители СПГ-заводов не проиграют, так как заранее тем или иным способом трансформировали свои затраты в обязательства по типу "сжижай-или-плати" для покупателей или продавцов газа.

Кстати, такой подход может привести к тому, что импортеры американского СПГ будут покупать этот газ, даже если он окажется дороже газа конкурентов (например, в случае Европы - это российский газ). Так как за сжижение все равно заплачено заранее. Словом, как и в случае Австралии - газ на рынок выйдет, а что там с убытками - не важно: проблемы индейцев шерифа, в общем-то, не волнуют.

Но это текущие оценки и прогнозы поставок по долгосрочным контрактам. А что на споте?

В общем случае, в условиях дефицита газа цены здесь выше, чем по долгосрочным контрактам. И наоборот, при избытке топлива цены могут оказаться и ниже (так как покупатели обязаны выбирать газ по долгосрочным контрактам).

Цены в Европе (здесь к биржевой цене привязана и часть трубопроводного газа, и часть поставляемого СПГ) пока находятся на уровне 8,5 долл. за млн БТЕ (то есть дешевле, чем по долгосрочным контрактам). Видимо, сыграла роль и теплая погода, так как обычно зимние цены в ЕС на споте - это как раз уровень в 10 долл. Что будет с января, зависит от суммы факторов. Во-первых, погоды. Во-вторых, политики "Газпрома" в области ограничения поставок. Ну и ситуации с украинским транзитом.

Кроме того, следует помнить еще об одном крупном игроке - Норвегии, которая перевела газ по своим долгосрочным контрактам на привязку к спотовому рынку, что усложняет картину.

А вот в Азии цены на спотовом рынке (здесь это только СПГ) уже упали до 10 долл. за млн БТЕ (для январских поставок на самый репрезентативный японский рынок), сократив разрыв с европейским рынком всего до 1,2 долл. за млн БТЕ.

Еще один фактор давления на спотовые цены для СПГ в Азии связан с тем, что на фоне избытка нефтяного предложения японские электростанции могут замещать газ относительно дешевой тяжелой (хотя и низкосернистой) нефтью. И по оценкам Wood Mackenzie, при цене марки Brent 70 долларов за баррель этот фактор будет ограничивать рост цен на СПГ уровнем 10,5 долл. за млн БТЕ. Примерно такая же цена соответствует и стоимости долгосрочных контрактов при цене нефти в 70. Поэтому в нынешних условиях ожидать спотовых цен на СПГ в Азии выше цены долгосрочного контракта (что мы наблюдали все последние годы) уже нельзя.

Так или иначе, цены на споте уже упали на 50% в годовом исчислении. И в течение следующего года, после зимнего периода, могут продолжить снижение. Это связано с локальным переизбытком СПГ на рынке, который мы обсудим во второй части материала.

Сделаем некоторые обобщения. Как видно из вышесказанного, падение нефтяных цен приведет к серьезным изменениям в международной торговле газом. Не исключена на многих крупных проектах работа "в убыток".

При этом снижение цен на нефть вызывает умеренные проблемы у нефтяных компаний, а в основном трудности у госбюджетов. Это связано с тем, что в цене нефти на международных рынках традиционно больше составляющая сверхприбыли (за счет которой и могут быть обеспечены низкие цены без серьезных проблем для производителей) по сравнению с газовой отраслью. Особенно в случае СПГ.

Кроме того, рынок нефти - уже насыщенный и растущий умеренно, часто за счет производства суррогатов (сжиженные газы, биотопливо и др.). Основную добычу обеспечивают старые проекты, хотя они и находятся в стадии угасания.

Напротив, газовый рынок - по крайней мере, так планировалось до кризисных явлений в мировой экономике - рынок интенсивно растущий.

Но возможные убытки заставят инвесторов, обжегшихся на молоке, дуть на воду в будущем - то есть с большой осторожностью запускать новые проекты по разработке газовых месторождений.

Все это несет вызовы начинающемуся "газовому веку". Так или иначе, вступая в этот век, мы должны понимать, что диспропорции в балансе спроса и предложения могут оказаться значительно сильней, чем на нефтяном рынке в эпоху его зрелости.

Александр Собко
Родился в 1981 году. Закончил химический факультет МГУ, к.х.н. Сфера интересов - нефть, газ, энергетика. Блог в ЖЖ - obkos.livejournal.com

23 декабря 2014