Андрей Конопляник: рынок газа в условиях неопределенности
Один из ведущих российских экспертов в области развития газовых рынков рассказывает о состоянии российско-европейских газовых отношений, базовых трендах в системе ценообразования на газ, будущем долгосрочных контрактов и нефтяной привязки, сланцевой революции и ее реальных последствиях, рынке СПГ и много о чем другом. Как всегда - подробно и интересно.
- Андрей Александрович, более года назад мы брали у Вас интервью для нашего сайта. На Ваш взгляд, что поменялось принципиально в российско-европейских газовых отношениях?
- Принципиально, на мой взгляд, не поменялось ничего. То есть вектор отношений не сменился на противоположный. Но количество острых моментов в российско-европейских газовых отношениях, требующих своего взаимоприемлемого решения, на мой взгляд, не уменьшилось, а может быть, даже, скорее, увеличилось. При продолжении, и даже наращивании, взаимодействия сторон, направленного на снижение рисков и неопределенностей до взаимоприемлемого уровня по вопросам, представляющим взаимный интерес, количество такого рода вопросов, требующих своего решения, на мой взгляд, нарастало опережающими темпами. И причины в этом я вижу как объективного, так и субъективного толка.
- Давайте начнем с причин объективного, на Ваш взгляд, характера.
- Давайте. С одной стороны, мне представляется, окрепло понимание, что на основном для российского газового экспорта европейском рынке (в его сегодняшнем и будущем состоянии) стало больше неопределенностей. Ибо европейский рынок находится сегодня в состоянии «фазового перехода» в новое состояние и конечные параметры такого «нового состояния» в результате этого перехода, на мой взгляд, неочевидны.
Я делю развитие европейского газового рынка на период до и после
Сложившаяся и устоявшаяся в период 1962-2009 гг. на европейском рынке модель его развития опирается на монопольно доминирующую на оптовом рынке т.н. Гронингенскую модель долгосрочного экспортного газового контракта. Эта контрактная модель является инвестиционным инструментом развития системы газоснабжения, то есть именно она вплоть до настоящего времени обеспечивает освоения месторождений и формирование газотранспортной инфраструктуры поставок. Только имея долгосрочные гарантии получения будущей выручки от реализации еще не добытого товара - газа (в виде долгосрочных обязательств по его закупкам оптовым покупателем в пункте сдачи-приемки по фиксированной и регулярно адаптируемой формуле цены) и услуг по транспортировке по не построенному еще трубопроводу (в виде обязательств по прокачке будущих объемов по тарифной формуле), можно обосновать возврат многомиллиардных капиталовложений в создание и эксплуатацию мощностей по добыче и транспортировке газа. Именно благодаря Гронингенской контрактной модели была сформирована в значительной мере современная европейская инфраструктура газового рынка, да и сам газовый рынок.
Эта модель бесперебойно работала в условиях устойчиво растущего спроса на газ в ЕС при относительном дефиците его предложения. Тогда каждый дополнительный кубометр газа находил своего потребителя на условиях нефтепродуктовой привязки контрактной цены газа (когда газ входил на рынок в начале 1960-х гг., его основными конкурентами были нефтепродукты – мазут в промышлености и электроэнергетике и газойль/дизтопливо в коммерческом секторе и домашних хозяйствах), при том, что цены на нефть (в долларах за баррель) до середины прошлого десятилетия оставались в области средней зоны двузначных значений. После
Поэтому причина (и граница водораздела на «до» и «после») состояния рынка, на мой взгляд, не только и не столько в печальных событиях, связанных с российско-украинским газовым кризисом января 2009 года (многие связывают проведение водораздела по 2009-му году именно как рынок «до» и «после» этих январских событий), а в целой совокупности причин на стороне экономических (как спроса, так и предложения), институциональных и политических факторов на европейском газовом рынке, где упомянутый российско-украинский газовый кризис был лишь одним из – хотя и важнейшим – элементом совокупности политических факторов, то есть элементом лишь одной из трех групп факторов, взаимодействие которых привело к тому, что в 2009 году Европа «проснулась» в новом газом мире.
- Можно поподробнее?
- Мне много приходилось писать и говорить об этом (соответствующие публикации и презентации есть на моем сайте www.konoplyanik.ru), поэтому повторюсь очень кратко. Начну с экономических факторов.
Начиная с
- А как это связано с институциональными изменениями?
- Такое состояние рынка (избыток предложения) идеально подходит для проведения либерализационных реформ, демонополизации рынка (впрочем, не страхует и от перегибов, что, на мой взгляд, и происходит сегодня в ЕС).
Пример из недавнего прошлого – либерализация рынка газа Великобритании, которая началась с принудительного создания правительством Ее Величества избытка предложения газа на рынке страны. Простая и элегантная мера (достойная для включения в учебники, например, по государственному управлению): Кабинет Министров принял решение, что компании добывающие нефть и газ в Северном море (большая часть месторождений там нефтегазовые, с чуть ли не самым высоким в мире «газовым фактором») будут иметь возможность реализовывать жидкие фракции только после того, как полностью утилизируют добытый попутный газ. Направлений его утилизации не так много: 1-2% на факел, что-то на энергоснабжение самих промыслов (платформ), сколько-то (пусть 10-20, даже 30-40%) на закачку в продуктивные пласты для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи (на английских североморских промыслах уровень закачки попутного газа в пласт, а в итоге и нефтеотдачи, был исторически – с начала добычи нефти там в
Нечто подобное «английскому феномену» произошло и в пост-2009 ЕС в целом, только, на мой взгляд, не столько благодаря предвидению со стороны политического руководства ЕС благоприятного для проведения радикальных либерализационных реформ состояния газового рынка, сколько вследствие благоприятного – для институциональных либерализационных реформ - стечения обстоятельств. Избыток предложения в Континентальной Европе не был сформирован – да и не мог бы - в результате административного решения, а образовался «естественным» (в смысле, независящим от руководства ЕС) путем.
А руководство ЕС просто, на мой взгляд, последовательно проводило политику по достижению продекларированной еще в
Когда в сентябре
- В чем проявляются эти неопределенности?
- Во-первых, неопределенности связаны с тем, что резко расширилась вилка прогнозных значений по направлениям дальнейшего развития уровней спроса и предложения. Об этом довольно много написано, в частности, (из известного мне) коллегами из Института энергетических исследований РАН, Фонда «Институт энергетики и финансов» (ФИЭФ), Энергетического центра Сколково и др. Большая работа по сближению взглядов на количественные перспективы развития европейского рынка газа, его баланса спроса и предложения, проводится, в частности в рамках первой рабочей группы (по сценариям) Консультативного Совета по газу Россия-ЕС (КСГ) и подгруппы по сценариям и прогнозам тематической группы по энергетическим рынкам и стратегиям Энергодиалога Россия-ЕС. Так, по итогам деятельности последней в 2009-2012 гг., ФИЭФ опубликовал исследование «Современные сценарии развития мировой энергетики», в котором – вот Вам один из примеров неопределенностей – показано, что в соответствии с одним из сделанных по заказу Еврокомиссии сценариев развития рынка газа ЕС импортный спрос ЕС на газ оказывается меньше уровня уже законтрактованных его импортных поставок. Это чревато, – в случае реализации этого сценария - помимо прочего, многомиллиардными судебными разбирательствами с огромными неустойками и т.п., ведь капиталовложения под эти будущие поставки извне ЕС уже либо начались, либо инвестиционные механизмы уже запущены, то есть односторонний отказ покупателей от контрактных обязательств означает либо упущенную выгоду, либо прямые потери для поставщиков, ибо им потребуется пересматривать находящиеся на разной стадии реализации многомиллиардные инвестиционные решения.
Но есть неопределенности и институциональные. Избыток предложения привел в резкому наращиванию спотовых продаж и расширению сегмента разовых сделок. Сложилась двухсекторная модель рынка – долгосрочные контракты и разовые сделки с двумя разными уровнями цен: более высокими – для срочных контрактов, более низкими – для спотовых продаж. На пике кризиса разрыв между ними достигал двукратного (сейчас, правда, сократился почти до нуля). Однако среди идеологов разработки новой конфигурации газового рынка сложилось (и сохраняется до сих пор) представление, что такое состояние рынка – избыток предложения – сохранится если не навсегда, то весьма надолго (до 2020-го и даже до 2030-го года). А коли так, то и внутренняя организация рынка газа ЕС формируется исходя именно из этого предположения, вследствие чего главное теперь – организовать свободные перетоки газа внутри ЕС в интересах потребителей, чтобы этот – постоянно подпитываемый внешними поставщиками сетевого газа и СПГ избыток предложения – мог бы свободно перераспределяться в направлении мест, где по тем или иным причинам внутри ЕС цены оказались выше. Отсюда – концепция рынка газа ЕС как системы зон, построенных по принципу «вход-выход», с построенными по такому же принципу тарифами на транспортировку, с виртуальными торговыми площадками - хабами (предполагается, что они очень быстро станут высоколиквидными) в каждой зоне, с запретом на продажу газа на границе зон, но только на виртуальных хабах (через внедрение механизма «связанных контрактов на транспортные мощности» на границах зон), с аукционным доступом к газотранспортным мощностям и т.п.
Поэтому вторая группа факторов - институциональные факторы, вносящие дополнительную неопределенность в развитие рынка, - это формирование новой архитектуры газового рынка ЕС, причем происходящее по принципу «сверху-вниз» и революционно, а не «снизу-вверх» и не эволюционно, то есть не путем законодательного закрепления постепенно складывающейся бизнес-практики, а путем быстрого внедрения волюнтаристического волеизъявления политического руководства ЕС, которое может входить в противоречие как с интересами бизнес-сообщества, так и с объективными закономерностями развития рынков, ибо временное отклонение от долгосрочной тенденции в эволюционном развитии рынка может восприниматься архитекторами новой организации рынка как раз как новая тенденция в его развитии, а не как отклонение от нее. И тогда новые «правила игры» начинают формироваться под то, что воспринимается в качестве новой тенденции, а не под то, что ею на самом деле является.
Именно это, отчасти, произошло, на мой взгляд, на рынке газа ЕС после
Новые правила игры устанавливаются на рынке директивным путем (Директивы), их апробация только предстоит на практике, а их формирование опирается на (зачастую иллюзорные) представления их разработчиков. Недаром один из главных идеологов реформирования рынка газа ЕС заявил на одном из российско-европейских заседаний, что нынешние реформы рынка газа в ЕС осуществляются «методом проб и ошибок» (“learning by doing”). Другое дело, что цена таких «ошибок» в многомиллиардном бизнесе может оказаться крайне высокой и платить ее придется не регуляторам и/или торговцам, перепродавцам, спекулянтам, а, в первую очередь, производителям, а затем и потребителям.
В условиях, когда отсутствует определенность по выходу Еврозоны из кризиса, сработало большое количество иных факторов неопределенности, которые являются следствиями развивающихся на рынке ЕС процессов. Сработали своего рода множественные последействия, множественные «эффекты домино» тех явлений, которые ведут (и отчасти уже привели) к формированию/организации «нового газового мира» в Европе, но новая конфигурация которого все еще не вполне ясна вследствие появляющихся все новых, непредвиденных ранее тех самых последействий и «эффектов домино».
Недавно в журнале «Деньги» прочитал очень мне понравившееся высказывание тогдашнего (более 10 лет назад) министра обороны США Дональда Рамсфелда: «Есть известное известное – вещи, о которых мы знаем, что мы их знаем. Есть известное неизвестное – вещи, о которых мы знаем, что мы их не знаем. Но есть еще и неизвестное неизвестное – то, о чем мы не знаем, что не знаем». Так вот, среди неопределенностей рынка газа ЕС присутствуют неопределенности всех трех видов, усугубляемые тем, что М.Жванецкий характеризует словами «шибко быстро делали» (я имею ввиду методы построения новой архитектуры рынка газа ЕС). А поскольку рынок газа – наиболее капиталоемкий сектор экономики, а значит и наиболее инерционный, наибольший риск представляют риски неверных инвестиционных решений или риски неверных сигналов для инвесторов: для исправления ошибок потребуются особо крупные затраты времени и денег.
- А можете привести пример такого рода последействий и «эффектов домино»?
- Пожалуйста. Приведу в качестве примера лишь «эффекты домино» американской сланцевой революции. Для меня неоспоримым является тот факт, что этот феномен американского сланцевого газа с полным на то основанием можно называть революцией – как по своим прямым, так и косвенным эффектам. Я вижу несколько цепочек таких эффектов.
Вот, например, первая – в области прямых эффектов: наращивание внутренней добычи газа в США привело к падению цен на газ, отказу от значительной части импорта газа (преимущественно СПГ), превращению США из импортера в экспортера газа после
А вот вторая, в области тех же прямых эффектов: продление «углеводородной эры» за счет смещения вправо-вверх пика «кривой Хабберта» для нефти и газа, поскольку бывшие когда-то нерентабельными для освоения ресурсы сланцевой нефти и газа теперь перешли из категории «нетрадиционных» в категорию «традиционных» энергоресурсов, то есть ушли «под» «кривую Хабберта», сдвинув ее пик вправо-вверх.
Можно отметить несколько таких «эффектов домино» в качестве непрямых последействий американской сланцевой революции. Выделю шесть и в целях экономии места только перечислю их (а желающие могут подробнее посмотреть на моем сайте в разделе «Презентации» за октябрь
- Последствия для европейского газового рынка: часть этой цепочки хорошо известна – я говорил об этом выше: переориентация поставок катарского СПГ с США на Европу и создание там избытка предложения. Но вот еще одна грань этих последствий: избыток предложения на рынке ЕС спровоцировал ускоренную его либерализацию, вынудил крупнейших игроков рынка (в том числе Газпром) приспосабливаться к новому его состоянию, адаптировать контрактные структуры и механизмы ценообразования. Без американской сланцевой революции, думаю, это произошло бы намного позже;
- Уголь: снижение цен на газ в США вытеснило уголь из конкурентных сфер потребления на американском рынке, вытесненный уголь пошел на экспорт, в том числе в Европу, где составил дополнительную конкуренцию газу (в первую очередь российскому);
- Экология: уменьшение потребления угля в США и наращивание его потребления в Европе привело к уменьшению выбросов СО2 в США и фактическому (но не статистическому, из-за механизма торговли квотами на выбросы) их наращиванию в Европе;
- Cланцевая нефть: успехи в добыче сланцевого газа и снижение цен на него в США привели к переносу акцента в освоении сланцевых ресурсов углеводородов с сухого на жирный газ и сланцевую нефть в США для повышения монетизации их освоения;
- Мировой рынок нефти: наращивание добычи сланцевой нефти в США повышает вес этой страны на мировом рынке нефти. США уже давно доминируют на рынке «бумажной» нефти, являются экспортером нефтепродуктов, сокращают импорт сырой нефти. И не приведет ли наращивание добычи сланцевой нефти в США к превращению страны в экспортера жидкого топлива и в итоге в трансформации мирового нефтяного рынка в униполярный (сегодня, на мой взгляд, он биполярный, ибо на рынке физической нефти доминирует Саудовская Аравия)?
- Мировой рынок капитала: снижение цен на газ в США приводит к развороту международных потоков капитала: инвестиции в энергоемкие производства начинают возвращаться в США, привлекаемые низкими затратами на энергию, из развивающихся стран, куда они ранее были привлечены низкими издержками на рабочую силу и более низкими стандартами охраны окружающей среды.
Такого рода факторы не нашли пока еще в экспертном сообществе единообразного понимания в отношении того, какая будет их результирующая, что само по себе является фактором дополнительной неопределенности. Это - неопределенности второй категории («известное неизвестное», если по Рамсфелду). И неизвестно, какие еще неопределенности третьей категории («неизвестное неизвестное») могут в этой связи проявиться.
- Вы пока говорили о факторах неопределенности. А есть ли, на Ваш взгляд, пользуясь Вашим же языком, факторы определенности в российско-европейских газовых отношениях?
- Безусловно. С моей точки зрения, одновременно с изложенным выше, в российско-европейских взаимоотношениях, по крайней мере, в сфере, которой мне приходится заниматься, есть дополнительные факторы, которые я позволю себе назвать «факторами определенности» в том смысле, что у наших европейских коллег окрепло понимание в необходимости продолжения тесного обмена мнениями по формированию новой институциональной среды в Европе с учетом тех озабоченностей, взглядов, соображений, аргументов, которые высказывают производители, в первую очередь – российская сторона. Т.е. понимание того, что без учета мнения поставщиков, в том числе из-за пределов ЕС, формировать новую правовую среду внутри ЕС на базе Третьего энергопакета было бы контрпродуктивно. Вот такое понимание, как мне кажется, там окрепло – что мы живем во взаимосвязанном, взаимозависимом мире трансграничных поставок, связанные стационарной инфраструктурой. И изменение поведения и правил игры на рынке у потребителей меняют мотивации, в том числе инвестиционные, производителей в отношении масштабов и приоритетных направлений долгосрочных экспортных поставок.
Это не означает, что все предлагаемые российской стороной соображения будут в итоге заложены в подзаконные акты к Третьему Энергопакету (Сетевые кодексы и Руководящие указания по их подготовке). Как я обычно говорю в таких случаях, на нашей стороне – «сила аргумента», а не «аргумент силы». А суверенное право принимать или не принимать наши аргументы в отношении оптимальной, на наш взгляд, архитектуры рынка газа ЕС и его законодательного регулирования остается за соответствующими органами ЕС и его стран-членов. Но то, что этот консультационный процесс (процесс неформальных консультаций), который у нас довольно активно идет с начала
Это для меня является залогом того, что поначалу все большее число неопределенностей относящихся к категории «неизвестного неизвестного» для одной стороны, будет переходить в результате экспертного неформального диалога либо в категорию «известного неизвестного», либо в категорию «известного известного». Ибо относится к одной из этих категорий для другой стороны. Так, например, для потребителей и импортеров, риски проектного финансирования проектов по добыче и дальней транспортировке газа относятся к категории «неизвестное неизвестное», а для производителей и экспортеров – к категории «известное известное». Поэтому диалог сторон необходим, причем именно на стадии формирования и детализации новых «правил игры», чтобы подзаконные акты к Третьему энергопакету в отношении, например, формирования новых газотранспортных мощностей на территории ЕС формировались с учетом неизвестных для потребителей, но хорошо известных для производителей и экспортеров рисков проектного финансирования крупномасштабных капиталоемких «апстримовских» проектов, чтобы сохранялось сбалансированное распределение коммерческих и некоммерческих рисков между всеми участниками трансграничных цепочек газоснабжения, а не происходило их перераспределение в направлении перекладывания дополнительных рисков на производителей.
- Можете привести пример такого достигнутого взаимопонимания по какому-нибудь важному для российской стороны вопросу?
- Пожалуйста. Вы знаете, что основой системы экспортных поставок российского газа в Европу являются долгосрочные контракты Гронингенского типа. Сроки действия некоторых из них простираются до середины 2030-х годов. Дискуссия вокруг долгосрочных контрактов ведется с начала века, когда в Преамбуле ко Второй газовой Директиве ЕС
В первых редакциях «Целевой модели рынка газа ЕС» довольно жестко заявлялось, что в течение шести месяцев после ее принятия (а эта модель подразумевает формирование в ЕС рыночных зон по типу «вход-выход» с виртуальными центрами спотовой торговли - хабами) все действующие долгосрочные контракты должны быть пересмотрены и пункты сдачи-приемки газа должны быть перенесены с границ между странами, где они расположены с конца 1960-х годов (с момента начала советского экспорта газа в Западную Европу) – на чешско-германской, словацко-австрийской и т.д. границах - на эти самые хабы в соответствующих странах.
Что это означало бы на практике? Что при сохранении современной структуры долгосрочного экспортного контракта, который является одновременно и контрактом на поставку товара (с конкретными параметрами: объем, цена, качество, сроки), и контрактом на предоставление услуг (гибкость поставки, обеспечение которой является обязанностью продавца), перевод пунктов сдачи-приемки на хаб означал бы, скорее всего, что поставщику вменялось бы в обязанность продавать свой газ по формируемой на хабе цене. В условиях избытка предложения это вело бы к раскручиванию спирали понижения цен (об этой спирали довольно подробно говорил Сергей Комлев, в частности, в своем интервью Вашему сайту).
Механизм запрета на продажу газа на границе между зонами, который должен был применяться поначалу к контрактам всех типов, независимо от даты их заключения и/или завершения, был предложен еврорегуляторами в виде т.н. «связанных продуктов» (bundled products), когда грузоотправитель – поставщик или покупатель товара должны зарезервировать одновременно транспортные мощности в сопряженных точках двух соседних зон, то есть и на выходе из одной зоны, и на входе в соседнюю зону. И так по всей цепочке поставок. Повторюсь, поначалу такое правило должно было начать применяться через 6 месяцев после вступления «Целевой модели рынка газа в силу».
Для нас – российских участников неформальных консультаций было очевидно, что это нововведение приведет к коллапсу системы газоснабжения. Однако еврорегуляторы мотивировали свою настойчивость, в частности, и тем, что такое правило уже принято как законодательная норма в австрийском законе «О газе» (ноябрь
В итоге на последнем заседании КСГ 19.11.2013 в Москве было зафиксировано, что правила Третьего энергопакета на уровне ЕС (принятый Сетевой кодекс по правилам доступа и распределения газотранспортных мощностей) не предусматривают обязательного связывания входных-выходных газотранспортных мощностей на границах зон в действующих контрактах (в отличие от новых контрактов, к которым такое правило применяется). Это означает, что существующие пункты сдачи-приемки газа на границах зон (стран) сохраняются в действующих контрактах до их завершения, то есть не могут быть отменены/ликвидированы в одностороннем порядке. Национальные энергорегуляторы всех опрошенных стран подтвердили, что в их законодательствах отсутствуют положения, свидетельствующие о переносе пунктов сдачи-приемки в действующих контрактах с границы страны/зоны на виртуальный хаб. Дискуссию по этому вопросу решено считать закрытой с взаимоприемлемыми результатами. Как Вы понимаете, решение этого вопроса потребовало определенного времени и не проходило гладко и безболезненно. И такого рода – пока открытых - вопросов в российско-европейской газовой повестке довольно много.
Таким образом, для существующих контрактов по доступу к газотранспортным мощностям пункты сдачи-приемки на границах стран/зон сохраняются до истечения срока действия контракта или обоюдного решения сторон перенести пункт сдачи-приемки на хаб до истечения срока действия контракта. Для новых контрактов по доступу к мощностям транспортировки пункты сдачи-приемки на границах зон (в пунктах входа-выхода) более не могут существовать в результате применения модели «связанных продуктов». Однако новые контракты на мощность могут иметь пунктами сдачи-приемки как виртуальный хаб (на чем настаивала европейская сторона), так и любой иной физический пункт сдачи-приемки внутри зоны (на чем настаивала российская сторона). Последнее означает необязательность применения цен виртуальных хабов к контрактам, имеющим отличный от хаба пункт сдачи-приемки. То есть фактически нам удалось убедить наших европейских коллег отказаться от модели административного (принудительного) ограничения свободы выбора участниками рынка в отношении местоположения пунктов сдачи-приемки газа в долгосрочных контрактах, то есть от модели принудительного перевода ценообразования в долгосрочных контрактах на привязку к ценам виртуальных хабов.
- В итоге, если поставить вопрос в лоб, скажем, система долгосрочных контрактов, нефтяная привязка цен в них, то что ее ждет? Какая судьба?
- Система долгосрочных контрактов, безусловно, сохранится. Это - фактор определенности. Повторюсь, мы начали с нашими европейскими коллегами с того, что в их первой редакции «Целевой модели рынка газа» присутствовали только сегмент спотовых сделок, про долгосрочные контракты вообще не говорилось ни слова, и было предположение, что, может, без них можно вполне обойтись. Теперь мы четко с ними достигли понимания, что рынок газа ЕС - это будет двухсегментный (или гибридный) рынок: будет сегмент спотовых сделок, будет сегмент срочных контрактов. Для меня понятно, что не будет фиксированного процента, приходящегося на каждый из сегментов, конкурентная граница между ними будет подвижной. Для меня также понятно, и я надеюсь, что это будет понятно и нашим европейским коллегам, что в условиях депрессивного рынка, где существует избыток предложения, стагнирующий спрос, на таком рынке доля спотовых сделок будет больше. Если рынок сбыта начинает оживляться и спрос начинает укрепляться, то конкурентная зона спотовых контрактов может начать сжиматься. Долгосрочные контракты в любом случае будут нужны как база для поставок тем крупным энергоемким потребителям, особенно с непрерывным производственным циклом, которые сохранятся, т.е. зона их в структуре спроса сохранится. В отношении структуры рынка по срочности контрактов – картина для меня понятна.
В отношении привязки к нефти (сейчас начну говорить крамольные для некоторых из моих российских коллег вещи): я согласен с теми, кто говорит, что нефтяная индексация в ее нынешнем виде и объеме не сохранится. Она сохранится как факт, но ее конкурентная ниша и ее внутренняя структура изменится.
Исторически нефтяная индексация подразумевала 100-процентную привязку цен долгосрочных контрактов к нефти и/или нефтепродуктам. Если мы говорим про азиатский рынок, там привязка к сырой нефти, на европейском рынке – привязка к нефтепродуктам (газойлю/дизтопливу и мазуту). Для меня абсолютно ясно, что административно запретить нефтепродуктовую индексацию нельзя – это будет нарушением рыночных принципов свободы контрактных отношений. Выбор механизма ценообразования должен остаться на усмотрение сторон срочного контракта. И сколь велика будет в корзине, к которой будут привязаны цены на газ, доля нефтепродуктов и/или других ингредиентов, это определять сторонам срочного контракта. Но то, что корзина ингредиентов в «формуле привязки» расширится и туда может вводиться (и уже вводится), помимо нефтепродуктов, не только спотовая составляющая (отражающая конкуренцию газ-газ), но и расширяющийся спектр иных (помимо жидкого топлива) конкурирующих с газом энергоресурсов (например уголь, который начинает – временно? - вытеснять газ в европейской электроэнергетике), в качестве основы для определения конкурентоспособной цены газа, – это тоже решать сторонам срочного контракта. Т.е. привязка может быть не только к нефтепродуктам, но к более широкому спектру энергоресурсов (включая и неэнергетические компоненты в формуле цены – например, инфляцию), а вот какой это будет выбор, это будет выбор двух сторон срочного контракта. При этом в срочных контрактах, предназначенных для разных отраслей, структура формулы цены может быть разной по набору и по весам различных ингредиентов.
При этом я вижу, что возможен и возврат к 100-процентной нефтяной индексации в отдельных сферах. Напомню, нефтяная индексация появилась в Гронингенской модели контракта для того, чтобы обеспечить конкурентоспособность газа в сферах его прямой конкуренции и технологической взаимозаменяемости с нефтепродуктами в тех областях, где нефтепродукты в то время доминировали (промышленность, электроэнергетика, комбыт и т.д.). Расширяется спектр конкурирующих и взаимозаменяемых энергоресурсов - доля нефтепродуктов в формуле цены сжимается, ибо происходит реальное замещение нефтепродуктов другими энергоресурсами, с которыми приходится конкурировать газу для удержания своей конкурентной ниши. Но если газ выходит в новые сферы, где он раньше не применялся, например, газомоторное топливо выходит на транспорт, то он здесь «в лоб» начинает конкурировать с жидким топливом. И это, с моей точки зрения, дает возможность говорить о том, что в этой сфере нефтепродуктовая индексация в газовых контрактах будет стопроцентной.
Когда мы говорим в общем об изменении нефтепродуктовой индексации, мы рассуждаем в терминах средней температуры по больнице. В среднем по экономике доля нефтепродуктовой индексации действительно уменьшается - со 100% в момент формирования Гронингенской модели в сторону понижения доли из-за включения в формулу новых ингредиентов. В разных отраслях и странах по-разному. Но в отдельных сферах потребления газа, которые появятся, например, газомоторное топливо на транспорте, там, наоборот, может появиться 100-процентная нефтепродуктовая индексация, потому что газ будет напрямую конкурировать с нефтепродуктами, и не с мазутом, а с легкими фракциями – с дизелем, бензином и т.д. То есть будет 100-процентная нефтепродуктовая индексация, но с иной, чем в оригинальном Гронингенском контракте или в его сегодняшних модификациях, структурой. И для того, чтобы газ проникал в эти сферы по экономическим соображениям (имея для этого технологические возможности), его цена должна быть привязана к нефти/жидкому топливу с дисконтом (с учетом потребительских эффектов и т.п.) для того, чтобы получать и удерживать конкурентное преимущество, чтобы производители газа получали свою максимальную монетизируемую ресурсную ренту. Т.е. динамика нефтяной/нефтепродуктовой индексации - это разнонаправленное движение в разных секторах в зависимости от того, с чем газ там будет конкурировать у потребителя.
- Мы беседуем как раз, как Вы отметили, после конференции в Будапеште. По ее мотивам у меня к Вам такой вопрос: как Вы считаете, энергетическая политика Европы – это попытка прогнуть Газпром по цене, или все же Европа действительно стала уже настолько политически мотивированной, что, опасаясь этого сотрудничества с Россией, именно здесь политическое нежелание видеть нас партнерами начинает доминировать?
- Мне кажется, к сожалению, у значительной части наших европейских коллег, особенно среди политиков, присутствуют оба компонента. Готов постараться объяснить, почему я думаю, что присутствует и то, и другое. Начнем со второго – с политики и нежелания (у части политического истеблишмента) видеть нас партнерами.
Я сегодня тоже уже об этом говорил, вспоминая старую революционную песню - «мы сами копали могилу себе»: мы тому, увы, поспособствовали январскими событиями 2006-2009 гг. Повторю свой расхожий тезис, который я повторяю всегда и везде, где это уместно: 22 дня суммарных перерывов поставок независимо от того, кто первый начал – мы или Украина (3 дня в январе
Маховик какой? Объективно обусловленных действий, множественного «эффекта домино», когда падение одной фишки вызывает неизбежное падение другой – и так далее по цепочке (я приводил пример с «эффектом домино» американской сланцевой революции). Политикам сразу нужно было отреагировать на событие – от них этого всегда ждут: мгновенной реакции, чтобы успокоить общественное мнение, назвать причины, кто виноват и что делать. Очень удобно было показать, что большой сосед с Востока виноват – это давало возможность отвлечь от внутренних трудностей, связанных, например, с «перевариванием» последствий присоединения к ЕС новых его членов и последовавшими за этим разнообразными разочарованиями как старых, так и новых членов ЕС, в том числе от неисполнения завышенных ожиданий от (обещаний до) расширения ЕС.
Для консолидации нации зачастую «большая беда нужна», говорил М.Жванецкий. В условиях кризиса политикам удобнее – если есть повод (не обязательно причина) – списать многие беды и неудачи на внешнего (или внутреннего) врага, нежели на собственные промахи. Экстремальный пример – сталинские репрессии в России 1930-х гг. Аналогия из нефтегазовой сферы – первый и второй нефтяные шоки 1973 и 1979 гг., когда импортеры, не вкладывая ресурсов в диверсификацию поставок, оказались не в состоянии компенсировать (за счет других поставщиков и/или накопленных коммерческих и/или стратегических запасов) временное снижение поставок от основного поставщика: во всех смертных грехах был обвинен ОПЕК. Вспомним также известное: «Во всем виноват Чубайс…»
Для того чтобы отреагировать на январские события 2006/2009 гг., в ЕС были сначала сделаны определенные политические заявления (по уменьшению зависимости от ставшего в одночасье ненадежным основного поставщика), которые затем трансформировались в законодательные акты во исполнение сделанных политических заявлений, затем в инвестиционные решения во исполнение принятых законодательных актов, и, в итоге, была пройдена «точка невозврата». Когда деньги закапываются в землю, то дальше их уже выкопать невозможно. Что я имею в виду? Были приняты решения по диверсификации поставок, по обеспечению возможности реверса газовых потоков. Началось создание реверсивных мощностей в пунктах сдачи-приемки, дополнительное строительство подземных газохранилищ. Были приняты решения, что каждая страна должна иметь три источника поставок и чтобы при этом обеспечивалась реализация положения «Минус один». Это значит нужно обеспечить такой уровень диверсификации для каждой страны, чтобы при выбытии самого большого поставщика в случае предполагаемого перерыва в поставках в пиковый зимний день, у каждой страны имелся бы набор возможностей, чтобы этот пиковый дефицит компенсировать. Т.е. диверсификация стала становиться технологической реальностью в результате экономико-правовых мер, обеспечивших движение ЕС в направлении, обусловленном политической реакцией на январские события 2006-2009 гг., необратимо ведущее к уменьшению зависимости от российского газа. Сегодня, на мой взгляд, пасту в тюбик уже обратно не загнать… точка невозврата со стороны ЕС пройдена. Однако, Россия неизбежно останется одним из основных европейских газовых поставщиков.
Политические попытки уменьшить зависимость от российского газа предпринимались давно и в течение долгого времени подогревались, с моей точки зрения, американскими друзьями наших европейских партнеров. Когда в
Теперь второе - про «прогнуть по цене». Как я говорил выше, после
Создалась иллюзия, что теперь это навсегда. И тогда, естественно, у власть предержащих возникло желание защитить свои компании, крупнейших налогоплательщиков в Европе, которые стали терпеть убытки, покупая на оптовом рынке по высоким контрактным ценам, обусловленным нефтяной индексацией, а вынужденные продавать на мелком опте или в рознице по спотовым низким ценам. Государство, мне кажется, просто встало на защиту своего «отечественного товаропроизводителя», придя к выводу, что именно нефтепродуктовая индексация является источником убытков европейских газовых компаний в ситуации, когда они, по сути, являются лишь посредниками, перепродавцами в поставках нашего газа. Отсюда, на мой взгляд, - поддержка анти-газпромовских исков в арбитражных разбирательствах, отсюда же стремление заставить Газпром отказаться от нефтяной индексации для того, чтобы европейские газовые компании не несли убытки. «Прогнуть по цене» - это борьба за низкие цены для европейского потребителя.
Поэтому я думаю, что имеют место оба фактора – и (попытаться или хотя бы сделать вид) уйти от российского газа, и «прогнуть по цене» - тут и то, и другое имеет место быть. Но я исхожу из того, что, скорее всего, коммерческие интересы доминируют. Я вижу это на примере проникновения угля в Европу, в электроэнергетику.
- Что именно?
- Когда принципы вступают в противоречие с коммерческими интересами, зачастую начинают поступаться принципами.
То, что говорил сегодня Ласло Варро, директор департамента газа, угля и энергетики Международного энергетического агентства, при всем уважении к нему, в отношении того, что выбросы СО2 в Европе не увеличились, меня не убедило. У меня есть представление, что есть европейская политика, которая говорит о том, что мы должны расширять применение возобновляемых энергоисточников (повысить их долю до 20% к
Однако считается, почему-то, что газ этому как бы мешает. Оказывается, потому что он более грязный - по выбросам СО2 - чем возобновляемые источники энергии. Предположим, хотя у возобновляемых есть свои (отсутствующие у традиционных энергоресурсов, в том числе у газа) «нетрадиционные» и пока еще недостаточно изученные негативные воздействия на окружающую среду (то самое «известное неизвестное», а я бы добавил и «неизвестное неизвестное»). Но когда выяснилось, что потреблять уголь (преимущественно дешевый импортный американский уголь, вытесненный в Европу американским сланцевым газом) - гораздо более грязное, насколько я понимаю, чем газ, топливо - стало выгоднее, чем потреблять газ (в первую очередь, дорогой контрактный газ с нефтепродуктовой индексацией цены), тут же забыли про борьбу за экологию и стали бороться за прямую коммерческую выгоду. Отсюда расширение доли потребления угля в электроэнергетике, вытеснение газа углем за счет того, что он стал более дешевым.
Это, насколько я понимаю, привело к тому, что Европа, вместо того, чтобы бороться за уменьшение выбросов, стала эти выбросы фактически увеличивать. То, что сегодня сказал Ласло Варро про неувеличение выбросов Европой, я могу понять как механизм, обеспечивающий в рамках специфического статистического учета и отчетности (реальные выбросы плюс/минус «бухгалтерский» баланс торговли квотами на выбросы), бухгалтерский баланс по выбросам, который может показать уменьшение или неувеличение выбросов «на бумаге» (за счет баланса по торговле квотами на выбросы) при их фактическом увеличении в данном регионе (за счет вытеснения более чистого при сжигании газа более грязным углем). У меня было представление, что – если говорить о фактических выбросах, - то скорее США сейчас за счет того, что замещают уголь сланцевым газом, уменьшают выбросы СО2 в окружающую среду, а Европа, которая прорекламировала свои экологические цели, что «мы должны бороться за чистоту окружающей среды», наоборот, увеличивает фактические выбросы СО2.
Вот мне и кажется, что коммерческий интерес доминирует. Буду сейчас говорить как марксист, в том смысле, что есть надстройка, а есть базис, и я понимаю, что когда государство видит, что его собственные компании, которые платят ему налог на прибыль, не могут ему платить этот налог, потому что у них прибыль уходит в минус, тогда государство встает грудью на защиту своих крупнейших налогоплательщиков, каковыми у них, в частности, являются газовые компании. Все-таки, насколько я понимаю, «в нашей юной, прекрасной стране» много налогов есть с выручки, а в Европе большая часть налогов – это налоги не с выручки, а с прибыли, поэтому если прибыль схлопывается, то и налоговые платежи уменьшаются. А они ой-как нужны во время кризиса…
- Ласло Варро уверял нас, что не растут из-за потребления угля выбросы парникового газа. Хотя, мне тоже кажется, что он имел в виду, что компании начинают покупать квоты в других странах, в том числе. И получается, что на бумаге, вроде как, все выглядит чисто, а в реальности за счет потребления угля, то, что должно, казалось бы, волновать с точки зрения экологического эффекта, возрастает. Оттолкнусь от Вашего интересного суждения о США и задам короткий вопрос: не кажется ли Вам странным, что на протяжении долгого периода времени Соединенные Штаты играют против России, это видно на европейском рынке, можно вспомнить и политику на Каспии, и проект Набукко, зачем это США, если в России одновременно с этим растет желание сотрудничать с Китаем? Открыто выдвигаются такие идеи, что раз в Европе так все плохо, давайте, наконец, развернемся на восток. К чему США альянс России с Китаем в энергетической сфере?
- Я бы начал тогда не с альянса России и Китая и роли США. Я бы начал с альянса России и Европы и роли США.
Мне всегда казалось, что вот эта борьба США против российско-европейского сотрудничества вызвана чисто коммерческими интересами, потому что в неэнергетической сфере, в сфере глобально-экономической, США и Европа, хоть и партнеры по трансатлантическому сотрудничеству, они глобально конкуренты. И поэтому если Европа будет иметь обильные поставки российских энергоресурсов, которые будут доступны по цене, то конкурентоспособность европейских товаров на мировом рынке будет увеличиваться, что, конечно, будет создавать большие сложности для американских товаров в рамках глобальной конкурентной борьбы. Это было справедливо в период до американской сланцевой революции, обрушившей цены на газ на американском рынке и поднявшей конкурентоспособность американских товаров.
Поэтому вот моя модель экономического объяснения, почему против этого сотрудничества выступали Соединенные Штаты Америки: во-первых, они проиграли от российско-европейского газового сотрудничества, потому что потеряли огромный рынок сбыта еще в 1970-е годы. И не только и не столько собственно в газе, сколько в сопряженных, в первую очередь машиностроительных отраслях. Все сделки «газ-трубы» 1970-х годов поначалу ориентировались на поставки американского оборудования (и труб, и компрессорного оборудования) и финансирования (связанные кредиты американского Эксимбанка). При этом находящийся под государственным контролем Эксимбанк обуславливает предоставление финансирования обязательными поставками закупаемого на его кредитные ресурсы американского оборудования, доставки его на судах под американским флагом, с американскими экипажами и т.п. То есть эти контракты должны были бы принести ощутимый «довесок» в американскую казну, что было бы совсем не лишним в условиях мирового финансового кризиса середины 1970-х годов.
В итоге, в результате эмбарго все дивиденды от сделки «газ-трубы» достались европейцам (финансирование Дойче Банка, трубы Маннесманна, компрессоры Нуово Пиньоне и т.п.), что помогло вытащить из кризиса финансовый и нефинансовый секторы в Европе. Это была в чистом виде упущенная выгода для американцев. И это дало дополнительный прирост темпам экономического роста Европе, усилило ее глобальные конкурентные позиции. Тогдашний приход обильных поставок относительно доступного по цене газа давал возможность Европе укрепить свои конкурентные позиции, поэтому это была игра, мне кажется, не столько против России в чистом виде в политике, сколько игра для того, чтобы ослабить конкурента. Или двух конкурентов сразу – одного в экономике, второго – в военно-стратегической сфере. Мы до сих пор не являемся конкурентами США в экономической сфере, у нас экспорт не продукции обрабатывающей промышленности, а сырьевых товаров. Но это была попытка ослабить конкурентные позиции Европы, в стремлении помешать ей иметь обильные низкозатратные поставки наших энергоресурсов. А нам заодно помешать получить дополнительные экспортные доходы, которые мы в то время направляли преимущественно на поддержание военно-стратегического паритета со США. Вот такое мое объяснение.
И эта политика продолжается, на мой взгляд, все последующие после 1970-х годов десятилетия. Задача США с сфере российско-европейских энергетических отношений, на мой взгляд, не только и не столько ослабить позиции России, сколько не допустить усиления Европы в глобальной конкурентной борьбе, пытаясь помешать ей получить доступ к обильным и относительно дешевым, до недавнего времени, энергоресурсам (двойной «эффект масштаба»: при добыче - за счет освоения гигантских российских газовых месторождений. и при транспортировке - эффект использования сложившейся и многократно окупившейся инфраструктуры поставок по основным экспортным коридорам). В условиях сохранявшейся до недавнего времени импортной зависимости и США, и ЕС дополнительные конкурентные преимущества в глобальной конкурентной борьбе получал тот импортер, кто минимизировал, в том числе, затраты на энергоресурсы (являющиеся одним из четырех факторов производства, если слегка модифицировать трехзвенную модель факторов производства Адама Смита – труд, капитал, земля - в четырехзвенную – труд, капитал, энергетические и неэнергетические ресурсы).
Сегодня, в «новом газовом мире», в мире после американской сланцевой революции, задачей США может являться препятствование наращиванию/сохранению поставок российского газа в Европу уже не столько для предотвращения выигрыша европейцев от экономии на энергоресурсах как на факторе производства, тем более, что преимущественно нефтяная индексация российских контрактов делает наш газ весьма дорогим, сколько «расчистка», таким образом, дополнительной конкурентной ниши для поставок американского СПГ в Европу в рамках глобальных арбитражных операций с ним после начала экспорта СПГ из США в
Нечто подобное теперь происходит с Китаем. КНР постепенно выходит на стадию развития, когда он является мощным глобальным конкурентом США. И одно дело, когда он зависит от поставок дорогого СПГ. Другое дело, если сложится такой альянс, когда у Китая будут стабильные обильные поставки тех же самых российских энергоресурсов. Это таким же образом может усилить конкурентные позиции Китая на мировом рынке против той же американской экономики. Т.е. некое повторение европейской истории, но в другом оформлении. В то же время, разворот на Восток – это долговременный и высокозатратный проект, требующий либо освоения дополнительной ресурсной базы в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке и создания соответствующей инфраструктуры (более долговременная задача), либо переориентации на Китай части ресурсного потенциала, нацеленного на Европу (менее долговременная задача). Не забудем и про задачу обеспечения внутреннего рынка. Дополнительные затраты – это всегда нагрузка на экономику. Капиталоемкое и жесткое (ибо преимущественно трубопроводное) завязывание России на Европу и Китай может быть на руку США, ибо, например, дает им большую свободу действий в других регионах.
- Это очень простое, но интересное объяснение. В этой связи такой вопрос: не кажется ли Вам, что история в чем-то может повториться в плане того, что сейчас в Европе очень сильны ожидания относительно сланцевой революции в США в контексте расширения поставок СПГ на мировые рынки? Не может ли произойти так, что вместо обильных поставок СПГ Европа как раз получит обильные поставки товаров из США, произведенные благодаря дешевой электроэнергии, получаемой из дешевого газа?
- Хороший вопрос. Я считаю, что это один из тех эффектов домино, последствий американской сланцевой революции, который нельзя недооценивать, потому что миграция производства из развивающихся стран обратно в Штаты именно на волне низких цен на газ – это, насколько я понимаю, фактически подтвержденный феномен (я говорил об этом выше). И это означает, что через некоторое время мы, безусловно, с этим столкнемся, и Европа из-за того, что она сегодня будет иметь дорогой газ, может начать проигрывать в конкурентной борьбе. Отсюда, я думаю, усилится давление на нас как на поставщиков для того, чтобы мы уходили от нефтепродуктовой индексации, будет усиливаться то, что сегодня мы с Вами слышали на конференции как двойное противопоставление: с одной стороны, такая позиция, что «мы европейцы», а потом еще, что «мы – потребители».
К сожалению, попытка одностороннего подхода к решению проблем особенно сильно проявляется в политике Директората по конкуренции – ключевого в системе принятия решений в Еврокомиссии. Недавно на конференции в Гронингене (Нидерланды) в докладе представителя компании GasTerra прозвучало интересное сопоставление высказываний двух Еврокомиссаров по конкуренции: Марио Монти десять лет назад («Мы будем принимать во внимание преимущественно интересы потребителей») и Нелли Крез несколько лет назад («Мы будем принимать во внимание только интересы потребителей»). Как говорится, почувствуйте разницу…
При этом зачастую не принимается во внимание то, что производители имеют закрепленное в международном праве суверенное право (Резолюция 1803 Генеральной Ассамблеи ООН от декабря
Есть три группы участников рынка, которые определяют, какая цена была бы нужна для того, чтобы сбалансировать интересы сторон. Это потребители. Они всегда заинтересованы в низкой цене. Какой бы ни был механизм ценообразования (формульная индексация или спот), они всегда заинтересованы в низкой цене. А есть еще две группы участников рынка, влияющих на цену. Причем это не только производители, а производители и стоящие за ними финансовые институты, которые дают производителям деньги в долг на инвестиции, ибо сегодня освоение апстримовских проектов построено преимущественно на принципах заемного (долгового) финансирования: так, скажем, 2/3 всех финансовых ресурсов в капиталоемкие нефтегазовые проекты в апстриме приходят с рынка капиталов в качестве долгового финансирования. И вот они-то – обе группы этих участников рынка - заинтересованы в первую очередь в том, чтобы цена была более высокой. Для чего? Для того, чтобы можно было компенсировать государству-собственнику недр исчерпание его невозобновляемых природных ресурсов, в чем заключается интерес производителя, особенно если это государственная – как Газпром – компания. Финансовые институты заинтересованы в том, чтобы гарантировать окупаемость этих долговых инвестиций, которые они предлагают в качестве кредитов или иных заемных схем производителям. Поэтому они заинтересованы в том, чтобы была максимально высокая конкурентоспособная цена, чтобы сократить сроки окупаемости инвестиционных проектов, чтобы минимизировать риски невозврата заемных средств. С данных позиций, с позиций различающихся интересов сторон, в этом треугольнике должен быть найден какой-то баланс.
Странам-потребителям можно, конечно, говорить, что цена должна быть минимальна. Но как быть в том случае, если вы разрабатываете не свои природные ресурсы, а зависите от разработки ресурсов третьих стран, где суверенное государство определяет политику в отношении ценообразования, особенно если речь идет о разработке крупнейших месторождений, и государство-собственник недр может только один раз исчерпать свои невозобновляемые природные ресурсы. Для производителя существует нижняя инвестиционная цена (цена самоокупаемости, равная сумме капиталовложений, эксплуатационных расходов и приемлемой нормы прибыли) и верхняя инвестиционная цена (цена замещения газа конкурирующими с ним энергоресурсами у потребителя – собственно, именно эту цену и механизм ее поддержания на конкурентоспособном уровне и ввел в хозяйственный оборот Гронингенский контракт). Это означает, что государство-собственник недр заинтересовано – и имеет суверенное право - получить максимальную ресурсную ренту от их освоения. И вот как здесь найти баланс интересов сторон?
Понятно, что балансирующей (оптимальной) будет не минимальная цена, в которой всегда заинтересован потребитель. Это должна быть цена, которая в условиях избытка предложения должна будет располагаться, наверное, где-то между верхним и нижним инвестиционным ее пределами и которая может колебаться в ту и в иную стороны.
У американцев сегодня имеется конкурентный выигрыш по сравнению с европейцами на рынках товаров и услуг с высокой долей энергозатрат из-за низких газовых цен в результате «сланцевой революции». Поэтому на нас будут давить, чтобы мы отказались от нефтепродуктовой индексации в своих контрактах и тем самым сбросили цены. И это, на мой взгляд, еще одна причина, почему мы выходим на восточный рынок (где цены сегодня на уровне 16-18 долларов за миллион БТЕ), пытаемся стоять на двух ногах, чтобы иметь возможность маневра ресурсными потоками, это совершенно логичное поведение. Мы останемся, естественно, в Европе в качестве крупного поставщика, но вот иметь вторую возможность для наших потенциальных ресурсных поставок необходимо для того, чтобы сделать наших партнеров на обоих экспортных рынках более договороспособными.
- Какова ваша оценка прогнозов относительно того, что Соединенные Штаты способны 300 млрд кубометров экспорта дать аж к 2020 году?
- В 300 млрд я не верю, по той простой причине, что простое суммирование мощностей всех тех проектов, которые фигурируют в разных списках и потенциально могут быть реализованы, не означает, что все они будут реализованы. Первые экспортные поставки американского СПГ начнутся в 2016 году, разрешение на экспорт получили еще два или три завода СПГ, получат еще и какие-то другие, но далеко не весь список. Поэтому я не склонен ожидать, что это будет массовый выброс американского экспортного СПГ, для этого должна быть, в частности, достаточная ресурсная база, точнее – доказанные извлекаемые запасы.
Ресурсная база означает сухой сланцевый газ и ассоциированный газ сланцевых месторождений, скажем, «сланцевой нефти» (назовем так, для простоты, многообразие нетрадиционных ресурсов жидкого топлива из низкопроницаемых пород), где газ добывается как побочный продукт (есть даже такое понятие – “garbage gas”, то есть «мусорный газ»). Насколько я понимаю, в отношении разработки ресурсов сланцевого газа ситуация в США складывается таким образом: бурение на сухой газ резко идет на убыль в силу того, что низкие цены на сланцевый газ делают нерентабельным дальнейшее разбуривание, которое требуется вести очень интенсивно. Накапливается огромный пузырь задолженности этих газодобывающих компаний, о котором мало кто говорит. Бурение на сухой газ (себе в убыток) в значительной степени происходит для того, чтобы не потерять лицензионные права на участки, где всегда есть жесткая программа работ: если вы не бурите, не выполняете обязательную программу работ, вы свои участки потеряете.
Нынешние участки, которые берутся в аренду, все более дороги по сравнению с теми, которые брались в аренду ранее, поэтому когда вы покупаете права на аренду – что делается? – вы разбуриваете в ожидании того, что сможете выйти с экспортом СПГ на, скажем, премиальный азиатско-тихоокеанский рынок и минимизировать те свои потери, которые у вас накапливаются в результате того, что вы бурите в долг, в долг, в долг (проектное финансирование), накапливая свою задолженность (которую вы можете хеджировать, то есть переносить на более поздние периоды). Поэтому в данной ситуации я не вижу дальнейшего линейного роста, экстраполяции прошлых тенденций. Для меня очевидно, что произошел выход на кривую насыщения по сухому газу.
С жидкими фракциями ситуация другая. Насколько я могу понять, разбуривание сейчас идет в основном на сланцевую нефть, где сланцевый газ является побочным продуктом. И тогда это делается совершенно из нормальных экономических соображений. Вы пытаетесь получать максимальную выгоду за счет того, что то, что вы теряете или недополучаете, продавая дешевый газ, вы компенсируете тем, что продаете нефть, цена которой держится на высоком и относительно стабильном уровне (аналог поведения компаний при разработке нефтегазовых месторождений английского сектора Северного моря, о чем я говорил выше). Возникают вопросы: какова будет доля того самого попутного газа или газа, ассоциированного с нефтью, который может быть вывезен на экспорт? Я не ожидаю сохранения линейной тенденции добычи сланцевого газа за счет добычи попутного сланцевого газа, когда он является побочным продуктом добычи жидких фракций. Насколько я понимаю, все идет к тому, что США могут (?) превратиться - возможно, постепенно, с течением времени - в нетто(?)-экспортера жидкого топлива (они уже экспортируют нефтепродукты). Поэтому ожидания, что сланцевый газ в США будет разрабатываться такими темпами, как он разрабатывался в предыдущее десятилетие, за счет экстраполяции тенденций которого и получены те объемы экспорта, о которых Вы говорите, это, с моей точки зрения, голая фантазия. Я не жду, что Штаты станут в таких огромных объемах крупнейшим экспортером на рынке газа.
Я вижу, что здесь, скорее, важно другое: США выносят на мировой рынок газа новую модель ценообразования на СПГ, которая не привязывается в Азиатско-Тихоокеанском регионе к японскому нефтяному коктейлю (JCC), который является основой ценообразования и нефтяной индексации на СПГ, поставляемого на премиальный азиатский рынок. Первые контрактные поставки американского СПГ привязаны к цене Генри Хаба, и эта привязка осуществляется не по принципу стоимости замещения. Эта привязка получается по принципу «кост-плюс», точнее «спот-плюс», где в качестве базы используется спотовая цена на Генри Хаб на дату поставки. Она сейчас постепенно поднимается с тех исторических минимальных значений, которые были весной 2013 года. Было, что ли, два – два с половиной доллара за миллион БТЕ, сейчас она поднялась до трех-четырех долларов. И понятно, что эта цена, даже если она поднимается, плюс транспортные затраты, плюс стоимость сжижения и т.п., тем не менее, оказывается более низкой, чем та, что есть сегодня на азиатском рынке. Если брать цену Генри Хаб, приплюсовать к ней все, что нужно приплюсовать, то вы получаете 11, 12, ну 13 долларов за миллион БТЕ на входе, соответственно, в Японию, в то время, как там сегодня может быть 16, 17 долларов. Есть существенная выгода, существенный запас конкурентоспособности. Поэтому американский СПГ нацелен на и законтрактован в первую очередь для азиатского рынка.
И вот я думаю, что здесь главное – не объем поставок американского газа в Азию. А не может ли случиться так, что новый механизм ценообразования на американский газ в рамках нового предложения СПГ на Азиатско-Тихоокеанский рынок, не только из США, но и из Австралии, переориентация поставок из Катара с Европы на Японию, потому что там рынок премиальный, особенно после печальных событий на АЭС Фукусима, - что все это может создать ситуацию, аналогичную той, которая случилась в Европе в 2009 году? Случится пусть даже небольшой избыток предложения, и тогда может начать работать механика поведения цен, двигающая их вниз. Тогда, чтобы реализовать свой газ, поставщики могут начать менять его ценовую привязку - от нефтяного коктейля Японии на привязку к Генри Хабу. Вот тогда получается, что важно учитывать не столько абсолютные объемы потенциальных американских поставок, но смотреть баланс спроса-предложения на этот СПГ в Азии. Вот этой картинкой я в полной мере не владею, но вижу, что этот риск существует, его надо учитывать. Ибо он может повлиять (надеюсь, не подорвать) экономику наших газовых - как трубопроводных, так и СПГ - поставок в Азию.
- Получается, что может возникать ситуация, когда возникает новая модель ценообразования, даже не привязанная к объемам?
- Да.
- И она все равно, несмотря на то, что этого газа нет, эта модель начинает давить на старую систему?
- В данный момент оказывается необязательным, чтобы все мгновенно перешли на ценообразование по Генри Хаб. Ведь сначала создается небольшой избыток предложения, потом начинают работать ажиотажные ожидания. Я не вижу сегодня четкой картинки по прогнозам. Но если мы допустим, что может получиться такая ситуация, то мы можем получить в Азиатско-Тихоокеанском регионе то, что мы получили в Европе. Это, конечно, риски неопределенности («известное неизвестное»). Их нужно просчитывать. Я количественными оценками здесь не вполне владею.
- Плавно мы перешли ко второй «ноге»: что у нас все же происходит с китайским контрактом, как вы считаете? И каков Ваш прогноз?
- Все, что я говорю, это моя личная точка зрения, мои персональные размышления. Я вижу, что за семь лет мы не приблизились к заключению контракта. Точнее, приблизились, но не заключили. Похоже на историю про Ахиллеса и черепаху. Есть некие фундаментальные различия, расхождения взглядов двух сторон. В чем я, например, вижу фундаментальное расхождение во взглядах? Я так понимаю, что после того, как Россия и/или «Газпром» объявили, что хотели бы иметь цену равнодоходности, чтобы поставки на европейский рынок, поставки на внутренний рынок и поставки на азиатский рынок давали бы одинаковую доходность, чтобы можно было обеспечить ту самую возможность маневра объемами туда-сюда, это приводит к тому, что начинает применяться к поставкам в Китай модель ценообразования, которая у нас сегодня доминирует на европейском рынке, т.е. нефтепродуктовая индексация. Но в Китае замещающим энергоресурсом для газа являются не нефтепродукты, которые используются в наших экспортных контрактах, а уголь. И насколько я понимаю, наши китайские друзья настаивают на том, чтоб была привязка не к нефтепродуктам, а чтобы была привязка к углю, что дает, естественно, более низкую цену при том, что там и более дешевая рабочая сила, и прочее. Поэтому замещающая там цена получалась бы, скажем, несколько меньше, чем при применении европейской формулы. В этой ситуации я начинаю понимать, что если мы бесконечно долго будем вести с ними контрактные переговоры по цене, пока у нас не будет «второй ноги», скажем так, или пока у нас не будет второго поставщика на китайский рынок, эти переговоры могут длиться очень долго. Или быстро закончиться, ведь конкурентная ниша для наших поставок может просто закрыться – желающих выйти на премиальный рынок АТР, в том числе китайский, довольно много.
«Вторая нога» как еще один канал поставок в Китай – это, в моем понимании, Владивостокский завод СПГ. В этой ситуации я начинаю по-другому оценивать его роль. Это не просто возможность выйти с поставками СПГ куда-то в Азию, учитывая то, что у нас уже есть завод СПГ в рамках проекта Сахалин-2 (все его объемы законтрактованы на 20 лет вперед, в основном в Японию), Роснефть с Exxon сейчас будут строить свой (как я понимаю, заводу СПГ в рамках проекта Сахалин-1 быть). Я так понимаю, что ресурсами газа Владивостокский завод СПГ обеспечен – их источником будет газ «Газпрома», частично с Сахалина-2 (вместо строительства третьей очереди завода в рамках этого проекта), частично с Киринского блока (проект Сахаалин-3) и т.д. Труба Сахалин-Владивосток построена уже исходя из того, чтобы можно было довести ее мощности до 30 млрд кубических метров. Т.е. я так понимаю, инфраструктура готовится для того, чтобы Владивостокский завод СПГ мог быть быстро построен. И это, может быть, тогда сделает наших китайских друзей более податливыми и сговорчивыми, и тогда, может быть, переговоры по китайскому трубопроводному контракту у нас благополучно завершатся (не обязательно дожидаясь завершения строительства завода) ко всеобщему удовольствию. Чем завершатся (по цифрам), я не знаю, но, с моей точки зрения, в этом есть, возможно, в том числе, и новая маркетинговая стратегия не только по выводу нашего газа на рынок СПГ в Азиатско-Тихоокеанском регионе, чтобы освоить там конкурентную нишу, но и для того, чтобы решить проблему наших переговоров по трубопроводному газу с Китаем. Так, мне кажется, можно объяснить экономически комплекс вопросов, связанных с Китаем.
- С Вами очень интересно беседовать, но задам последний вопрос. Скажите, пожалуйста, почему, на Ваш взгляд, отвлекаясь от Европы и Китая, не удается создать адекватной методики прогнозирования развития мирового газового рынка? Все те прогнозы, которые мы десять лет назад читали, оказались абсолютно неадекватными реальности. В чем проблема?
- У меня такое впечатление - опять же, это моя личная точка зрения, которую я никому не навязываю, - что это является совершенно естественным фактором или фактом. И нам, я имею в виду, широкой группе энергетической общественности, которая так или иначе в этот процесс вовлечена, никогда не удастся договориться до какой-то одной точки зрения по всей методологии прогнозирования, потому что всегда будут некие разные взгляды, где люди могут по-разному учитывать влияние тех или иных факторов. Поэтому, мне кажется, здесь важно не то, что мы договоримся до каких-то одинаковых методик - в международном широком сообществе это практически невозможно, т.е. каждый исследователь будет иметь возможность для своей интерпретации тех или иных положений. Здесь важнее, чтобы было более-менее задано направление в движении, коридор. Он постоянно будет таким пульсирующим – где-то будет расширяться, где-то сжиматься. Мы никогда, как мне кажется, не договоримся до единого понимания и не придем к единым количественным результатам.
То, что мы переходим к сценарному прогнозированию, это все скорее дает направление движения, но ни в коем случае не дает его жесткие количественные параметры. Поэтому то, что прогнозы, как правило, не оправдываются, это есть объективная реальность, этого нам не избежать: они и дальше будут не оправдываться. Еще в начале 1980- гг., работая в Институте Мировой Экономики и Международных Отношений АН СССР, я делал реферативную работу по анализу прогнозов и их изменению вслед за изменениями конъюнктуры. Тенденции были вполне очевидны: меняется состояние рынка, меняются и направления и количественные параметры прогнозных оценок. То есть любой прогноз является заложником, в той или иной степени, сегодняшней конъюнктуры. Но, по крайней мере, при их подготовке есть и будет возможность учитывать постоянно какие-то новые факторы, которые привносятся по мере развития рынков, которые, соответственно, при каждом новом прогнозе дают нам возможность учесть, в какую сторону можно было бы что-то поменять. Т.е. нам важно не точную цифру получить, для нас важно направление движения, а не конкретная заданная точка, в которую мы обязаны прийти.
У меня в домашнем офисе уже лет десять висит очень мне симпатичная цитата из «Искусства разведки» Алена Даллеса, логике которой я следую сам и учу своих магистров в Губкинском: «Человек не способен объективно оценить информацию, но важно, чтобы он верно уловил тенденцию – тогда он способен правильно делать выводы». Мне кажется, с этой неопределенностью прогнозов нам всегда придется жить. При этом понятно, что разные институты будут акценты делать на разное. Я приведу, может быть, последний пример, который, как мне кажется, подтверждает то, что я сказал. В рамках первой тематической группы в рамках Энергодиалога Россия-ЕС еще в 2009 году было сделано такое исследование, которое показало, что разные прогнозы, подготовленные разными специалистами, дают разные уровни коридора оценок. То, что подготовлено странами-импортерами, то, что подготовлено проспонсированными Европейской комиссией институтами и консультационными фирмами, дает более низкий уровень прогнозных оценок по спросу Европейского Союза на газ и дает более медленную динамику изменения, если мы говорим о сценариях возможного роста спроса. В то же время все прогнозы, подготовленные газовой промышленностью, как правило, показывают более высокие уровни спроса на газ и более высокие темпы его роста. Т.е. получается, что, оценивая одну и ту же ситуацию, разные институты оценивают ее по-разному, потому что они, там, где есть небольшая возможность люфтов в оценке тех или иных показателей, они закладывают разные системы предпочтений. И этого, я думаю, нам никогда не избежать. Т.е. добиться того, чтобы все было единообразно, под единую гребенку, я думаю, этого не будет.
- Чтоб точку поставить, последний самый вопрос, как раз с точки зрения Вашего прогноза: единый глобальный рынок газа – возможно ли это и когда?
- С моей точки зрения, надо ставить не два вопроса: «возможно ли» и «когда», а ограничиться лишь одним: «когда». Вопрос не в «если», а вопрос просто именно в том, когда именно. Ответ: этот рынок, с моей точки зрения, уже находится в завершающей (?) стадии формирования, потому что активное расширение торговли СПГ уже сегодня связывает отдельные региональные рынки сетевого газа в единый глобальный рынок газа, который состоять будет из двух сегментов: рынка СПГ и рынка сетевого газа. При этом я исхожу из того, что единый рынок газа не означает наличие/формирование единой цены, как на рынке нефти. Это означает для меня, что на разных региональных рынках, являющихся составными структурными частями единого глобального рынка газа, могут быть два сегмента – спотовые и контрактные сделки с разными механизмами ценообразования. Т.е. будет доля и хабов, т.е. торговых площадок, где будет определяться цена по балансу спроса и предложения на этом хабе, если мы пока говорим о рынке физического газа, и в то же время будут долгосрочные контракты, где могут быть те или иные формы и формулы индексации. Безусловно, получит свое развитие и биржевая торговля, которая приведет к формированию сегмента «бумажного газа» (то есть газовыми контрактами – финансовыми продуктами).
Я исхожу из того, что единый рынок газа будет давать возможность гибких поставок, гибкого реагирования объемами поставок, будет возможность создания инфраструктуры, когда сетевой газ и газ СПГ могут реагировать на любые изменения спроса и предложения в рамках всего мирового пространства, а не в рамках пока отдельного регионального рынка. Но это не значит, что этот единый рынок будет рынком с единой ценой, как, например, по нефти, где сегодня цена формируется на двух биржах – в Нью-Йорке и Лондоне, правда, - такова моя точка зрения, - она формируется за пределами собственно нефтяного рынка, то есть за пределами его физического и бумажного сегментов, а формируется она на глобальном финансовом рынке глобальными финансовыми инвесторами - ненефтяными (где два «не» вовсе не опечатка) спекулянтами.
Я сегодня пока не вижу, чтобы формировалась единая цена даже в рамках рынка физических поставок, не говоря уже о том, что я не вижу возможности говорить о формировании единого рынка «бумажного» газа, хотя понимаю, что «бумажный» газ, т.е. торговля газовыми контрактами, когда-то займет свое место на рынке (может, не такое большое, как сегодня по рынку нефти, где оборот рынка «бумажной» нефти многократно превышает оборот рынка нефти физической, но какая-то заметная ниша для него будет), когда важно будет на рынке газа не столько поставить газ физическому его потребителю, а появится сегмент, где просто будут торговать (спекулировать) обязательствами по поставкам газа через ликвидную торговлю привязанными к газу финансовыми продуктами, это с течением времени тоже будет.
Но я не вижу пока, что может появиться рынок газа, где будет единая универсальная цена, единая на всем этом глобальном пространстве, как я сегодня, кстати, не вижу, чтобы на рынке континентальной Европы, которая в значительной степени зависит от импортных поставок, мог сформироваться тот механизм ценообразования, который существует, скажем, в Великобритании и в США, где фактически цена определяется на спотовых площадках. Как известно, на рынке США и Великобритании работают другие механизмы ценообразования, связанные с иными, чем в континентальной Европе, факторами, начиная с физико-химических и геолого-экономических. США и Великобритания изначально были независимы от импорта, в отличие от континентальной Европы, развитие газовой отрасли происходило там за счет освоения в основном мелких и средних месторождений с другой (стандартизированной в США) системой изъятия ренты, по сравнению с континентальной Европой, которая зависела изначально от импорта, от поставок газа с гигантских месторождений в находящихся вне европейской юрисдикции суверенных государствах, где решения по цене принимали государства-собственники ресурсов, основной задачей которых была максимизация ресурсной ренты от экспортно-ориентированной разработки их месторождений. Т.е. разные характеристики отдельных региональных рынков дают мне основание предполагать, что глобальный рынок с точки зрения гибкости поставок СПГ и сетевого газа будет построен (создана необходимая для этого инфраструктура), но единой цены на нем, формируемой по единым лекалам, этого не будет.
Точка невозврата в формировании глобального рынка (ответ на вопрос: когда) наступит, на мой взгляд, тогда, когда появится достаточное количество (критическая масса) глобальных арбитражеров, то есть экспортеров, способных поставлять газ на оба основных рынка – в Атлантический бассейн и Азиатско-Тихоокеанский регион. Сегодня в качестве таковых я вижу две страны: Катар, уже являющийся глобальным арбитражером, и США, которые станут таковым с началом экспорта СПГ в