Дмитрий Кипа Потеря контроля: почему России будет трудно координировать экспорт газа.

На рынке СПГ баланс смещается в пользу потребителей, предпочитающих краткосрочные контракты. Это усложняет и без того маловероятную координацию зарубежных поставок сжиженного и трубопроводного газа
В середине апреля замминистра энергетики Алексей Текслер сообщил, что в течение года Минэнерго проанализирует конкуренцию экспортных поставок трубопроводного и сжиженного природного газа (СПГ) из России, чтобы подготовить предложения об их координации. Заявление Текслера де-факто стало ответом на обеспокоенность "Газпрома", который в конце марта отправил в Минэнерго письмо с просьбой выработать механизм, позволяющий исключить за рубежом конкуренцию СПГ и трубопроводного газа.
Выбор рынков
Поводом для обращения "Газпрома" к регулятору стал запуск завода "Ямал СПГ", первые поставки с которого в конце 2017-го — начале 2018 года пошли не на азиатский, а на ключевой для "Газпрома" европейский рынок. Самую первую партию СПГ трейдер "Новатэка" Novatek Gas & Power продал малазийской Petronas, которая перепродала ее в Великобританию. Еще одна партия была отгружена в Великобританию в марте, когда в сильные холода компания National Grid, оператор британской газотранспортной системы, впервые за восемь лет столкнулась с дефицитом газа.
Сам факт поставок в Европу во многом связан с тем, что в период с декабря по март "Новатэк" осуществлял экспорт по спотовым контрактам, на долю которых, по оценке VYGON Consulting, будет приходиться 14,5% экспортных объемов "Ямал СПГ" учитывая мощность трех очередей завода (2,4 млн из 16,5 млн т). С апреля компания начала поставки по долгосрочным контрактам, в структуре которых почти 60% (8,3 млн из 14,1 млн т) составляют азиатские потребители, в том числе китайская CNPC, являющаяся акционером проекта. Однако нельзя исключать, что доля европейских потребителей окажется выше 40%: среди компаний, заключивших долгосрочные контракты, есть трейдеры (например, Shell International Trading Middle East), которые смогут продать ямальский газ в любую точку мира. Именно поэтому Минэнерго будет сложно создать механизм, который позволил бы координировать поставки сжиженного и трубопроводного газа.
Длительность контрактов
Мировой рынок СПГ изменился даже по сравнению с тем временем, когда "Новатэк" начинал проект "Ямал СПГ". Так, в ноябре 2013 года, за месяц до принятия окончательного инвестиционного решения по проекту, "Новатэк" подписал соглашение с испанской Gas Natural Fenosa на экспорт 2,5 млн т СПГ в год в течение 25 лет. К сегодняшнему дню столь длительные контракты стали редкостью: если в 2016 году в мире было заключено 14 соглашений сроком на 10 и более лет, то в 2017-м — лишь шесть (здесь и далее — данные аналитической компании Poten&Partners). Количество контрактов с длительностью от шести до 10 лет за тот же период уменьшилось с 10 до четырех, тогда как с длительностью от двух до пяти лет увеличилось более чем вдвое — с девяти до 20. Средняя же длительность контрактов уменьшилась с 15 лет в 2014 году до 11,5 лет в 2016-м и 6,7 лет в 2017-м.
Снизился также среднегодовой объем поставок, заложенный в контрактах — с 900 тыс. т СПГ в 2016 году до 660 тыс. т в 2017-м, а в сегменте договоров сроком от шести до 10 лет он сократился с 760 тыс. т до 210 тыс. Сжался и сам рынок новых контрактов, суммарный объем которых за это же время уменьшился с 30 до 22 млн т СПГ. Иными словами, на долю нового газа остаются небольшие и короткие контракты.
Консерватизм инвесторов
В ближайшем будущем тенденция проявится еще сильнее, учитывая, что до 2030 года, по оценке Poten&Partners, истечет срок действия соглашений с суммарным годовым объемом поставок в 213 млн т СПГ. Для сравнения: в 2016 году, по данным Международного газового союза, глобальный объем торговли СПГ составил 258 млн т.
Собственно, это уже происходит сегодня: из шести долгосрочных контрактов, подписанных в 2017 году, лишь один был заключен оператором еще не реализованного проекта — американской компанией Venture Global, планирующей в 2021 году начать поставки с завода Calcasieu Pass LNG, о котором пока не принято окончательное инвестрешение. Все остальные же соглашения сроком на 10 и более лет будут исполнены с использованием уже действующих мощностей.
Следствием этих изменений стал инвестиционный консерватизм в отрасли: за 2016-2017 годы окончательное инвестиционное решение было принято по новым проектам лишь двух компаний: BP, собирающейся построить третью очереди завода Tangguh LNG в Индонезии, чтобы увеличить его годовую мощность до 11,4 млн т СПГ; и Eni, планирующей возвести в Мозамбике завод Coral South FLNG мощностью 3,4 млн т в год. В условиях снижения длительности контрактов компаниям все сложнее использовать механизм проектного финансирования, которое ранее привлекалось под долгосрочные экспортные соглашения.
Изменение рыночной конъюнктуры
На рынке предложение превалирует над спросом: к 2022 году, согласно оценке Международного энергетического агентства, производство СПГ более чем на треть превысит потребление (650 млрд против 460 млрд куб. м). А потому газ с тех немногих проектов, которые в ближайшие годы все же будут реализованы, компании будут продавать по коротким и небольшим по объему контрактам — их будет сложно координировать с поставками трубопроводного газа.
На этом фоне реальной проблемой может стать не конкуренция трубопроводного и сжиженного газа, а стагнация экспорта, который достигнет пика с запуском третьей очереди "Ямала СПГ", намеченной на середину 2019 года. Реализовывать новые СПГ-проекты "Новатэку" ("Арктик СПГ-2") и "Газпрому" ("Балтийский СПГ", "Владивосток СПГ") будет непросто не только из-за санкций, но и из-за конъюнктуры мирового рынка, усложняющей жизнь производителям. Однако будет ли это учтено регуляторами, вопрос открытый.?