МОСКВА, 2 дек — ПРАЙМ, Олег Кривошапов. В 2021 году на рынках природного газа сложилась непростая ситуация, которая характеризуется резким удорожанием этого энергоносителя, в первую очередь — в спотовом сегменте, который определяет цены на СПГ. "Прайм" попробовал разобраться, как в перспективе изменятся цены и будет ли СПГ конкурировать с трубопроводным газом, поставляемым по долгосрочным контрактам.
СПОТ ИЛИ КОНТРАКТЫ
Коммерческий директор "Новатэка" по реализации газа и сжиженного природного газа (СПГ) на внешних рынках Юрий Ерошин, рассказывая о продажах объемов, которые должен будет после ввода в строй отгружать российский завод "Арктик СПГ 2", предположил, что к 2030 году на мировом рынке природного газа будут доминировать сделки по спотовым ценам. По его наблюдениям, популярность контрактов, в которых осуществляется привязка к стоимости нефти, постепенно снижается.
Следует заметить, что спотовый рынок является безусловной сферой господства именно СПГ, роль которого на мировом рынке зачастую противопоставляется значению объемов, поставляемых по трубопроводам.
Впрочем, если допустить, что прогноз коммерческого директора "Новатэка" в целом верен, то окончательное торжество "спота" над контрактными поставками газа, по всей видимости, маловероятно в ближайшей перспективе.
Так, в октябре норвежская консалтинговая компания Rystad Energy заявила, что текущие и ожидающиеся перебои в работе предприятий, связанных с поставками СПГ, могут привести к дополнительному сокращению предложения на мировом рынке примерно на 4% ежемесячно (20 партий) до февраля следующего года включительно. Это неизбежно усугубит напряженность на рынке и создаст основу для еще большего удорожания газа, отмечают специалисты компании.
По оценкам экспертов Rystad Energy, возможные сбои на малайзийском заводе MLNG Dua мощностью 9,6 млн тонн в год с января по март 2022 года могут привести к снижению его загрузки до 75% от проектной мощности. В обзоре компании отмечается, что ранее появилась информация о перебоях в работе завода Equatorial Guinea LNG в конце сентября.
Специалисты Rystad Energy обращают внимание, что из-за высоких спотовых цен на газ и их волатильности покупатели в текущем году все чаще согласуют долгосрочные контракты. А формулы, применяемые в этих соглашениях, все в большей степени привязываются к стоимости нефти и нефтепродуктов.
ВСЕ ЗАВИСИТ ОТ СИТУАЦИИ
Использование "спотовой" привязки вместо "нефтяной" не всегда означает удорожание, отмечает аналитик ФГ "Финам" Сергей Кауфман.
"В 2021 году спотовые цены оказались намного выше контрактных, привязанных к стоимости нефтепродуктов", — напоминает специалист. — В 2020-м было наоборот. Все зависит от конкретной ситуации на рынках газа и нефти".
"В период с 2010 по 2020 годы доля спотовой торговли на мировом рынке газа существенно выросла, примерно с 15% до 35%", — рассказывает директор по исследованиям VYGON Consulting Мария Белова.
В последние годы эта тенденция была на пользу потребителям, отмечает она: цены в долгосрочных контрактах с "нефтяной" привязкой, как правило, превышали котировки на торговых площадках.
Однако в конце 2020 года ситуация кардинально изменилась: на фоне роста спроса, обусловленного нетипично холодной зимой 2020/2021 годов, высокими летними температурами, восстановлением экономической активности и иными факторами спотовые котировки существенно выросли, и на сегодняшний день (например, в Азии) превышают контрактные цены более чем в 2,5 раза.
Это подталкивает потребителей к заключению новых долгосрочных контрактов, и ряд крупных сделок на данном фоне уже заключен, напоминает эксперт.
В частности, в текущем году энергогиганты Китая согласовали с крупнейшими поставщиками из США многолетние контракты. Импортеры рассматривают возможности заключения контрактов и на новых условиях, таких как включение в них пунктов, оговаривающих максимальные и минимальные цены (так называемую "S-кривую"), уточняет Белова.
"Поэтому хоронить долгосрочные газовые контракты с нефтяной привязкой, на мой взгляд, рано", — резюмирует специалист.
ВОРОТА В АЗИЮ ШИРЕ ОКНА В ЕВРОПУ
Следует заметить, что наиболее перспективными для реализации существенных объемов российского СПГ (как в краткосрочной, так и в среднесрочной перспективах) специалисты считают страны Азии, а ключевым партнером неизменно называют Китай.
Также эксперты отмечают, что поставки российского газа в КНР по функционирующему ныне газопроводу "Сила Сибири" согласованы в 2014 году в рамках контракта и будут осуществляться в течение 30 лет (до 2049 года, с момента пуска маршрута в эксплуатацию в 2019 году).
Формула, определяющая стоимость объемов, не раскрывается, но известно, что она привязана к цене на мазут и газойль с "лагом" в 9 месяцев и меняется поквартально. То есть не зависит от спотовых цен на СПГ.
Однако в Азии до сих пор не создан ликвидный "хаб" для поставок СПГ, отмечает заместитель гендиректора Фонда национальной энергетической безопасности (ФНЭБ) Алексей Гривач.
"Поэтому оценки о продаже через "спот" большей части объемов СПГ мне представляются довольно смелыми, — делает он вывод. — Тем более, текущие спотовые цены явно сигнализируют о преимуществах долгосрочных соглашений, а также привязке цен к альтернативным видам топлива и корзине разных индексов".
Однако сейчас "Новатэк" совместно с Росморпортом реализует проект строительства СПГ-терминала на Камчатке, на что обратил внимание Ерошин.
Новый терминал должен будет осуществлять именно функции перевалочного хаба по хранению и перегрузке сжиженных объемов, доставляемых из морского порта Сабетта (ЯНАО) и экспортируемых в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР). Ввод в эксплуатацию первой очереди комплекса намечен на февраль 2023 года.
"Покупатели ожидают, что с запуском хаба на Камчатке ликвидность спотовой торговли повысится еще сильнее", — заверил Ерошин.
СПГ ИЛИ ТРУБА
Что касается "Газпрома", то он в ситуации высокой активности на азиатском рынке СПГ будет недополучать выручку в рамках текущего контракта с КНР, полагает аналитик управления торговых операций на российском фондовом рынке "Фридом Финанс" Александр Осин.
Но недополученная выручка составит чуть больше нескольких десятых процента, тогда как на данный момент доля продаж газа в Китае в выручке "Газпрома" — около 2%.
"При этом для "Газпрома" есть возможность пересмотра стоимости поставок в рамках планируемого расширения продаж в Китае, — отмечает специалист. — Первый контракт мог бы быть заключен на условиях покупателей по так называемой "цене вхождения товара на рынок".
С этим соглашается старший аналитик BCS Global Markets Рональд Смит. Он полагает, что стоимость трубопроводных объемов "Газпрома" может измениться в любой момент. При этом эксперт считает, что цены в новых контрактах, которые российский холдинг заключит с китайской стороной, также будут долгосрочными, с "нефтяной" привязкой.
"Текущие цены на европейских хабах не выглядят устойчивыми по окончании этой зимы, — отмечает Смит. — И я ожидаю, что поставки в Китай в долгосрочной перспективе будут для "Газпрома" примерно такими же прибыльными, как и европейский экспорт, учитывая, что "Газпром не должен платить транзитные сборы за поставки по "Силе Сибири".
Член экспертного совета Института развития технологий ТЭК (ИРТТЭК) Дмитрий Коптев отмечает, что сейчас в мире сложилась небывалая ранее ситуация, когда цены на газ тянут за собой цены на другие энергоносители, в том числе и нефтепродукты, которые выполняют роль замещающего топлива для генерации.
Поэтому конъюнктура на спотовом рынке газа действительно способна опосредованно повлиять на стоимость трубопроводных объемов, делает он вывод.