партнеры:
PRO-GAS » Интервью и выступления »

Мария Белова: Наш СПГ на европейском берегу уже не пахнет Русью

02.09.2013 |   

Одной из наиболее интересных и актуальных тем сегодня является вероятность экспорта СПГ из США. Энергетический центр бизнес-школы СКОЛКОВО в 2013 году опубликовал уже два исследования на эту тему: «СПГ: made in USA» и «Развитие мирового рынка СПГ: вызовы и возможности для России». О том, в какой мере американский СПГ повлияет на мировую энергетику, и как будет развиваться российский экспорт газа в новых условиях, рассказала старший аналитик направления «Мировая энергетика» Энергетического центра бизнес-школы СКОЛКОВО Мария Белова.

- В Штатах идет активная дискуссия по вопросу выдачи лицензий на экспорт сжиженного газа. Нефтегазовые компании противостоят промышленникам, выступающим за сохранение низких цен на внутреннем рынке. Сейчас уже 2 компании получили лицензии на свободный экспорт СПГ, еще порядка 20 заявок находятся на рассмотрении. Как Вы считаете, будут ли новые лицензии на экспорт выдаваться в массовом порядке? Станут ли США крупным экспортером СПГ?

М. Б.: Если посмотреть заявленные к строительству экспортные СПГ-заводы Северной Америки (более 20 объектов), то их суммарная мощность составляет около 370 млрд куб. м газа, что превышает текущий суммарный объем мировой торговли СПГ (порядка 230 млрд куб. м в 2012 году). Что говорит нам о том, что вряд ли все эти заводы будут построены, по крайней мере не в ближайшие 15-20 лет. В следующем году СПГ-индустрия отметит полувековой юбилей: сомнительно, что за 5 лет (если посмотреть планы строительства СПГ-мощностей), а в масштабах энергетики читай за одну ночь, появится предложение, превышающее текущую мировую торговлю. Американцы один раз уже «прокололись» из-за неверных оценок. Вплоть до 2007-2008 годов на фоне истощения собственных запасов газа США и ожидавшегося быстрого роста потребностей в импорте СПГ было построено 12 приемных СПГ-терминалов общей мощностью почти 200 млрд куб. м в год. Но инвестиции в приемные мощности в разы ниже, чем в мощности по сжижению. Поэтому, если вы можете себе позволить заморозить $0,5 млрд это неприятно, но не смертельно. Если же строить мощности по сжижению газа на базе приемного СПГ-терминала, где вся инфраструктура есть, потребуется еще порядка $1 млрд и гарантии того, что завод будет постоянно загружен, чего требует технологическая схема.

Объем уже законтрактованного газа в рамках 20 подписанных соглашений составляет порядка 82 млрд куб. м в год (60 млрд куб. м американского и 22 млрд куб. м канадского газа).

Сегодня путь к началу широкомасштабного экспорта американского газа преграждает администрация США. Тем не менее, в ближайшее время станет понятно, намерена ли она следовать принципам свободного рынка или больше озабочена защитой своего потребителя от риска повышения внутренних цен на газ. В отличие от США, Канада однозначно заинтересована в наращивании экспорта СПГ: на фоне растущих запасов газа происходит снижение трубопроводных поставок газа в США.

- В перспективе 2020 года, какие объемы американского СПГ могут выйти на рынок? 

М. Б.: Что касается прогнозов экспорта североамериканского газа, то разброс оценок варьируется в 2015 г. от 5 до 30 млрд. куб. м, в 2020 г. – от 30 до 120 млрд куб. м, в 2030 г. - 120 млрд куб. м.  США начнут экспорт СПГ в объеме 5,5 млрд куб м в рамках первой стадии проекта Sabine Pass уже в середине 2015 г. (ожидается окончание строительства первой технологической линии завода по производству СПГ, которая уже получила разрешение на экспорт от регулирующих органов США).

С учетом реализации экспортных проектов в Канаде, которая еще больше, чем США заинтересована в начале поставок своего СПГ, потому что трубопроводный экспорт ее газа после начала американской сланцевой революции постепенно снижается, приводя к падению доходов бюджета, по нашим оценкам, минимальный объем экспорта газа из Северной Америки в 2015 г. составит 8 млрд куб. м, в 2020 г. – 40 млрд куб. м.  

- В то же время в Канаде себестоимость СПГ проектов выше, чем в США, так как там нет множества регазификационных терминалов?

М. Б.: С учетом упомянутой выше большой заинтересованности Канады в новых рынках сбыта, готовности нуждающихся в газе азиатских партнеров инвестировать в СПГ мощности и благоприятном инвестиционном климате в стране, у канадцев все получится. Капитальные затраты на сооружение мощностей по сжижению газа в Канаде если и окажутся выше американских, то уж точно не проиграют по сравнению с другими странами, где так же ведется строительство заводов СПГ

- Из-за того, что в СПГ проекты вкладываются азиатские инвесторы, СПГ, скорее всего, пойдет именно в Азию или может экспортироваться и на европейский рынок? 

М. Б.: Если посмотреть текущий перечень североамериканских контрактов, то более 70% - это азиатские покупатели. Однако есть договора с такими компаниями как ВР, Shell, British Gas, Gal Natural Fenosa, которые обладают сбытовыми сетями не только в стране своего происхождения – т.е. являются портфельными покупателями. Они повезут свой газ туда, где цены будут выше, в том числе и в Европу

- Получается иностранные компании, инвестируя в американский СПГ проект, предполагают, что будут поставлять газ на свои рынки?

М. Б.: Азиатские компании – да. Когда вы энергодефицитный регион, вам, конечно, важно прежде всего обеспечить газом себя.

- Часто можно услышать мнение о том, что себестоимость сланцевого газа высока, и американский СПГ будет дорогим, поэтому он пойдет только на азиатский рынок. Вы поддерживаете это мнение? Как Вы считаете, будет ли американский СПГ конкурентоспособен на других рынках?

М. Б.: Однозначно можно сказать, что американский СПГ будет конкурентоспособен и в Европе. В среднем его стоимость в Европе с учетом регазификации будет порядка $8 за MMBtu, т.е. примерно $280-300 за тыс куб. м. –Однако на стоимость американского СПГ влияет компонентный состав добываемого для дальнейшего сжижения газа (разница в себестоимости добычи сухого и жирного газа в среднем доходит до 100 долл./тыс. куб. м) и то, с какого терминала (вновь построенного или переделанного) предполагаются экспортные поставки (разница в затратах на сжижение – порядка 40 долл./тыс. куб. м). Т.е. американский СПГ, полученный из жирного сланцевого газа на перестроенном СПГ заводе, в Европе будет стоить порядка 210 долл. за тыс. куб. м, а из сухого на новом заводе – порядка 310. 

- Получается, если мы говорим о возможности поставок американского СПГ в Европу, то там он станет прямым конкурентом российскому трубопроводному газу, средняя стоимость которого около $400 за тыс. куб. м.?

М. Б. Американский СПГ станет серьезным конкурентом «новому» российскому газу, который будет поставляться по «новым» трубопроводам Текущая стоимость нашего газа в Европе с действующих месторождений с доставкой по действующей трубопроводной системе – это все-таки $150-170.

- А насколько вероятно, что «российский газ» в новых условиях будет вытесняться с европейского рынка?

М. Б.  У нас законтрактовано на 2020 год порядка 180 млрд куб м. Отбирает Западная Европа порядка 140. Уровень уже ниже традиционного take-or-pay в контракте. В среднем получается, что отбор газа по нашим контрактам порядка 60% , что мало. Но все-таки долгосрочные контракты это своего рода защита для наших объемов. Нас скорее будет трудно претендовать на покрытие каких-то дополнительных будущие объемов европейского спроса. Там придется конкурировать и, к сожалению, как минимум политически российский трубопроводный газ в Европе что называется не «welcome». После всей этой длинной истории…

- «Газовые войны»?

М. Б. «Газовые войны», негибкость «Газпрома», его нежелание пересматривать контрактные условия. Это нормально: вы хозяйствующий субъект, у вас подписан контракт – он обязательство и для вас, и для второй стороны. Поэтому «Газпром» придерживается своей бизнес стратегии, не нарушая никаких контрактных условий. Ноесли вам (по вашему мнению) выкручивали руки и демонстрировали неготовность принять ваши предложения и условия в период действия контракта, в будущем вы вряд ли будете гореть желанием заключать новый контракт с таким несговорчивым партнером

- Фактически речь идет об имиджевых рисках «Газпрома»? 

М. Б. Имиджевые - да, деловая репутация – да, политические – да. Вся политика ЕС последних лет, с 2006 года точно, направлена на уход от зависимости от крупных трубопроводных поставщиков. Не всегда в прямую звучит Россия, но когда звучит «крупный трубопроводный поставщик», прежде всего подразумевается Россия.

- А на восточном направлении, где идет активная деятельность по реализации Восточной газовой программы, американский СПГ может как-то повлиять на российские проекты? 

М. Б.: Скажем так, с Азией и проще и сложнее. Потому что с одной стороны наши дальневосточные СПГ проекты ближе к рынку, чем американские. Страны АТР считаются рынком с растущим спросом на все виды энергии, в том числе на газ. Всегда проще продавать товар на растущий рынок. И цена там выше. $16-17 за MMBtu это даже не $10 европейских, и не $4 американских. Соответственно стремление американцев продать туда газ логично. Стремление тех купить газ подешевле тоже понятно. Особенно после того, как Япония пошла по пути отказа от атомной энергетики и соответственно наращивания потребления природного газа, страна заявляет, что высокие цены на газ становятся тяжелым бременем для ее экономики Развития страны Азии –ОЭСР (Япония и Южная Корея) предпринимают активные шаги, направленные на снижение газовых цен. В частности, к 2015 году в Японии планируется запуск газовой биржи. В качестве негативных ценовых сценариев компаниями-поставщиками (включая «Газпром») после 2020 года рассматриваются цены на газ в Японии на уровне $12 за MMBtu.

- Когда говорят о том, что азиатский рынок будет показывать масштабный рост, о каких объемах идет речь? Найдется ли место на азиатском рынке и для российского газа, и для американского СПГ, или же возникнет острая конкуренция?

М. Б.: Мы посмотрели до 2020 года потребности стран и то, как они контрактуются. В общем-то, Япония и Южная Корея все свои потребности до 2020 года уже законтрактовали. И не нами. Азиатские страны, понимая свои растущие потребности в газе, с одной стороны, и ограниченность собственных ресурсов, с другой, активно контрактуют будущие объемы. Так, только за 2012 год Япония и Южная Корея подписали 16 долгосрочных контрактов на поставку газа и 4 толлинговых соглашения общим объемом 28,5 млн т в год. За 3 предыдущих года эти страны гарантировали себе еще 37 млн т ежегодных поставок, и это, к сожалению, не российские контракты. Таким образом, на сегодня свободная рыночная ниша в Японии и Южной Корее составляет всего 12 млн т м в 2015 году, 31 – в 2025 году.

- Получается для нас остается только Китай?

М. Б.: Китайцы в период с 2009 по 2011 гг. подписали очень много соглашений, законтрактовав порядка 100 млрд куб. м ежегодных поставок газа - прежде всего из Туркменистана. Китай уже «закрыл» свои потребности в импортном газе на ближайшее десятилетие. Рыночная ниша для поставок газа, в том числе российского, появляется не ранее 2025 года в объеме 26 млрд куб м, что даже ниже существующих договоренностей о поставках нашего газа по «восточному трубопроводу». И даже за эти объемы нам придется конкурировать, причем, к сожалению, не только с Северной Америкой. Мы будем конкурировать с Австралией, которая ближе и которая до конца десятилетия станет самым крупным поставщиком СПГ, обогнав Катар. И там уже сидят азиатские инвестиции, которые гарантируют Австралии рынок сбыта.

- Получается, что когда на азиатский рынок выйдут такие большие объемы, разница между ценами на рынках Европы и Азии будет сглаживаться или даже уровни цен могут поменяться местами?

М. Б.: Местами все-таки не поменяются, потому что в Азии (по крайней мере в обозримой перспективе) не прогнозируется превышения предложения над Хотя нужно помнить, что китайцы активно работают со сланцевым газом, японцы - с газовыми гидратами.. Если это выстрелит, то баланс может претерпеть серьезные изменения. 

- Но прогнозировать это невозможно?

М. Б.: Со сланцевым газом проще. Согласно опубликованному в начале лета обзору  Департамента энергетической информации США «Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States», Китай – страна номер один в мире по объемам технически извлекаемых ресурсов сланцевого газа. Руководство страны предпринимает активные шаги, чтобы запустить добычу сланцевого газа. В 2010 г. для общей координации работ был создан Государственный исследовательский центр по сланцевому газу. Правительство приняло решение о предоставлении субсидии компаниям, разрабатывающим месторождения сланцевого газа, которая 0,4 юаня (шесть центов) на каждый добытый кубометр газа в 2012-2015 гг. Таким образом, субсидии на тысячу кубометров составят около 64 долларов. Региональные правительства также могут открывать собственные фонды для поощрения компаний. Руководство Китая также приняло решение вывести цены на сланцевый газ за рамки государственного регулирования. Проводятся лицензионные раунды.

В плане прогнозов с Китаем проще. Так, при оценке потенциала рыночной ниши мы исходим из предпосылки, что поскольку экономика Китая является регулируемой, а национальная газовая отрасль находится на начальном этапе своего развития, где газ пока занимает несущественную долю в структуре энергобаланса (порядка 5%), правительство КНР будет в зависимости от перспектив собственной добычи газа (в том числе сланцевого) ограничивать, либо стимулировать потребление газа в стране. Другими словами, рост добычи нетрадиционного газа приведет к росту потребления газа в стране и наоборот.

- Возможно ли изменение системы ценообразования на европейских и азиатских рынках? Ведь европейцы постоянно говорят об уходе в сторону спота…

М. Б.: Да, недавно Еврокоммисар по вопросам энергетики Гюнтер Эттингер говорил, что пора уже уходить от таких архаизмов, как нефтяная привязка.

- Возможно, что вообще сформируется глобальный рынок газа?

М. Б.: В принципе все к этому и идет. Сегодня газовая отрасль в своем развитии на пути к глобальному рынку повторяет путь нефтяной – только с временным лагом. Многие страны сейчас занимаются строительством собственных СПГ-терминалов, увеличивая гибкость поставок газа. Ценовые тренды будут сглаживаться. Скажем $4 за MMBtu в Америке – это низко для того, чтобы отрасль нормально развивалась, а $17 в Японии – это высоко. $10 в Европе –приемлемо. Я полагаю, что постепенно будет происходить выравнивание цен на газ на региональных рынках. Если мы посмотрим на Европу, то увидим, что последние два года наблюдается тренд на выравнивание спотовых цен на газ и цен по долгосрочным контрактам. Там где-то разница в $1,5 между, скажем так, условной ценой российского газа на границе Германии по долгосрочному контракту и спотовой ценой на NBP.

- Представители «Газпрома» часто говорят о том, что при спотовом ценообразовании невозможно будет инвестировать в новые проекты. Действительно ли возникнет такая проблема?

М. Б.: Смотря о чем мы говорим. Если мы говорим о 100% спотовой торговле, то безусловно. Расширение же спотового ценообразования это совершенно другая история. Просто будет тот же самый долгосрочный контракт, но формула цены в нем будет основана не на привязке нефтепродуктам, а к спотовым газовым индексам. По моим представлениям долгосрочные контракты все равно останутся основой ценообразования. Просто индикаторы будут другими. Даже те же американцы, по крайней мере, канадцы настаивают на том, что их контракты на газ заключались в привязке к цене нефти. Поэтому не факт, что следующие североамериканские долгосрочные контракты будут заключаться на условиях привязки к цене Henry Hub.

- Стоит ли «Газпрому» бояться привязки стоимости его газа к спотовому рынку? Мы же видели на примере Великобритании, как цена может резко подняться. 

М. Б.: Бояться, наверное, не стоит, потому что это не очень правильное слово для компании. Надо обращать внимание на то, что происходит. От того, что вы закроете глаза и скажете: «Боюсь-боюсь», ситуация на рынке не изменится. Ну проспали сланцевую революцию, хотя Алексей Борисович до сих пор продолжает говорить, что все это пузырь, но как-то не похоже. Необходимо следить за трендами. И кстати у того же «Газпрома» есть GMT (Gazprom Marketing & Trading Ltd. – ред.), который достаточно успешно занимается трейдингом в той же Великобритании, нормально зарабатывает. Что мешает развивать это направление? Трейдинговое подразделение есть и у НОВАТЭКа. Эти компании работают на спотовых газовых площадках и торгуют газом. Просто это не российские объемы. Но если уже есть GMT в Лондоне, где работает несколько сотен высококлассных трейдеров работает что мешает какие-то объемы российского газа переводить на спотовую торговлю?

- Либерализация экспорта российского СПГ приведет к расширению доли нашего газа на мировых рынках? Или же благом для страны и бюджета будет сохранение единого экспортного канала? Например, «Газпром» говорит лучше меньше продавать, но дороже. А НОВАТЭК говорит, что больше будем продавать, больше страна получит прибыли.  

М. Б.: Это разные бизнес стратегии. «Газпром» стоит намертво за свою цену, давая минимальные скидки, настаивает на сохранении уровня take-or-pay. Хотя «в среднем по больнице» они продают только 60% законтрактованного газа. Тем не менее, если мы смотрим на выручку, то она растет, объемы продаж снижаются, но за счет роста цен, растет выручка. В идеальном мире – это классно: вы меньше добываете, сохраняете газ для будущих поколений, а денег зарабатываете гораздо больше. Но мы смотрим на несколько лет вперед и предвидим неприятности в переговорах с европейским бизнесом. Как мы уже говорили, есть вероятность, что других контрактов у вас уже не будет. 

В краткосрочной перспективе стратегия «Газпрома» абсолютно правильная, но как мы писали ровно год назад в своем обзоре «Европейский газовый рынок: мечты не всегда сбываются», «после 2015 года на рынке возможны радикальные перемены как со стороны спроса (его замедление в ответ на высокие инлексируемые по нефти цены), так и со стороны нового предложения». 

- Получается России можно конкурировать, только идя на уступки по цене?

М. Б.: Нет, есть и другие варианты. Как минимум пытаться продавать новые объемы своего газ на на спотовых площадках. Удобнее всего это делать в виде СПГ при условии, если цена его предложения в Европе будет не выше $10 за MMBtu. Ориентированные на Европу СПГ-проекты «Газпрома»: печально известный Штокман и концептуально новый проект«Балтийский СПГ» могут в эти рамки не вписаться. При этом «Газпром» стремится не пустить других российских СПГ-поставщиков в Европу, тормозя либерализацию экспорта сжиженного газа.

- Т.е. здесь уже проекты выстраиваются не с точки зрения экономики?

М. Б.:   Очень похоже. 

- Этот путь тупиковый?

М. Б.: Мы начали наш разговор с того, что политически наш газ, а наш газ, это трубопроводный газ «Газпрома» в Европе не «welcome». У нас есть проблемы с доступом к трубопроводным мощностям на территории Европы в рамках Третьего энергопакета, что, например, сказывается на заполняемости Северного потока А СПГ, когда он будет доставлен метановозом, разжижен на европейском приемном терминале и попадет в европейскую трубу, - уже не будет пахнуть Русью.

- А если было бы несколько поставщиков российского газа, т.е. произошла бы либерализация трубопроводного газа, то отношение к нашему газу улучшилось бы? В принципе европейцы на весь российский газ будут негативно реагировать?

М. Б.: Я думаю, что они будут на весь трубопроводный газ так реагировать. Правда эту ситуацию можно было бы протестировать на примере Северного потока: пустить по трубе не только «газпромовский» газ и тех самым увеличить его загрузку, не нарушая законодательства ЕС об обязательном резервировании мощностей для третьих сторон.

- Возвращаясь к азиатскому направлению. Подписание контракта на поставку газа в Китай вновь перенесено. Теперь речь идет о сентябре этого года. Стоит ли России торопиться с вопросом поставок газа в Китай или же оставить эту тему в качестве страшилки для Европы?

М. Б.: Мне кажется, торопиться с этим вопросом нужно было лет 10 назад, когда еще обсуждалось строительство трубопровода с Ковыктинского месторождения.

- В ходе переговоров назывались большие объемы поставок, минимум 30 млрд куб м газа в год. Будут вообще востребованы эти объемы на китайском рынке?

М. Б.: Как мы с Вами говорили раньше. Китай уже закрыл свои потребности в импортном газе на ближайшую десятилетку – потребности в дополнительном газе у них появятся не ранее 2025 года и то в объемах ниже 30 млрд. куб. м.

Хотя тут многое будет зависеть от цены контракта. Если предложить китайцам газ по $100-150 за тыс куб м то, они явно не откажутся и от согласованных ранее 60 млрд. куб. м газа в год. Но с нашей стороны это было бы чистым дотированием китайской экономики. Однако с учетом недавних предложений Китая о привязке цены на российский газ либо к цене Henry Hub в США, либо к сланцевому газу внутри страны, эти $150 за тыс куб м могут стать реальным предложением Поднебесной.

- А какая цена их сланцевого газа пока не известно?

М. Б.: Разные оценки есть, но коммерческую добычу пока еще никто не ведет. Кто-то говорит $6-8 за MMBtu. Но опять же, к какой цене на сланцевый газ они предлагают привязываться в контракте? $6-8 за MMBtu – это на скважине, если берем субсидию на сланцевый газ ($64 за тыс. кубов – порядка $1,8 за MMBtu), то стоимость сланцевого газа уже будет порядка $4-6 за MMBtu В Китае газ жирный, если мы еще продаем жидкие компоненты и получаем себестоимость сухого газа, за вычетом прибыли, которую получаем от жирного, то там может и $3 за MMBtu (порядка $100 за тыс. куб.) получиться. Поэтому здесь большой вопрос к чему привязаться. За столько лет переговоров обсуждались разные варианты!

- В целом позиции сторон сейчас ближе чем ранее?

М. Б.: Если делать сравнение, то наша переговорная позиция сейчас гораздо слабее, чем раньше, потому что с каждым годом у Китая появляется все больше альтернатив. Активно развивается собственная газовая отрасль, включая сектор сланцевой газодобычи. Наращивается доля альтернативной энергетики, согласно данным ВР, Китай уже является мировым лидером в области гидро- и ветроэнергетики, а в текущем году обгонит Германию и станет крупнейшим рынком солнечной энергии. Появляются новые источники импорта газа. Так буквально на днях (в конце июля с.г.) был сдан в эксплуатацию газопровод между Китаем и Мьянмой, который позволит последней начать поставки газа в Поднебесную. Формируется пул потенциальных импортеров: Австралия с новыми проектами, Восточная Африка. А нам же еще нужно месторождения обустроить и трубопровод построить. И все это случится явно не за год. И несмотря на то, что осенью 2012 года было принято окончательное инвестиционное решение по проекту обустройства Чаяндинского месторождения и строительству магистрального газопровода «Якутия — Хабаровск — Владивосток» (часть проекта «Сила Сибири», на мой взгляд, реализовывать этот дорогостоящий проект, не имея гарантированного рынка сбыта (читай долгосрочного контракта) неразумно.

- Т.е. «Газпром» спешит?

М. Б.: Да. Хотя этому могут быть оправдания: компания демонстрирует добрую волю и серьезность намерений – готовность в максимально короткие сроки сразу после подписания контракта перейти к практической фазе реализации проекта. Однако китайцами это может быть расценено как уступка Россией своей переговорной позиции и готовность двигаться по цене для того, чтобы закрепиться на китайском рынке в целях развития региона в рамках Восточной программы.  
« назад