Даже "Газпром", несмотря на традиционную политику по сохранению доли рынка, постепенно ограничивает поставки. Из последних новостей можно обратить внимание на прекращение транзита через Польшу. В чем здесь особенность? Шестнадцатого мая закончился долгосрочный транзитный контракт. Одновременно стало известно, что "Газпром" забронировал 80% транзитных мощностей по новым европейским правилам (аукционы) на третий квартал. Но "окно" между 17 мая и 1 июля осталось пустым, здесь проводятся отдельные аукционы. "Газпром" бронировал на них совсем небольшие объемы, а 26 мая и вовсе прекратил прокачку. Образовалась удачная возможность немного сэкономить на польском транзите в период сверхнизких цен. Правда, на июньском аукционе вновь забронирована практически вся мощность (94%), пишет Александр Собко в материале для РИА Новости.
Обращает на себя внимание тот факт, что кратное падение цен на газ не привело, в отличие от аналогичной недавней ситуации на нефтяном рынке, к угрозе макроэкономической стабильности, а рубль (на фоне умеренного роста нефтяных котировок) даже укрепляется. Это и понятно. Традиционно основные бюджетные — да и валютные — поступления наша страна получает именно от нефтяного сектора, а не от газового. Конечно, в нынешней ситуации падения нефтегазовых доходов каждая копейка, а точнее, цент будет нелишним, но критической ситуации здесь нет.
Если говорить об СПГ, то у экспорта сжиженного газа даже нет пошлины, а у проекта "Ямал СПГ" — и освобождение от налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) на 12 лет, и сниженный налог на прибыль. В сетевом газе существует 30%-ная экспортная пошлина (вне зависимости от цены реализации), а также НДПИ, рассчитываемый по достаточно сложной формуле.
Но экспортерам трубопроводного газа чуть проще: больше возможностей "прикрутить" кран. А что с СПГ? Недавно мы обсуждали, что Катар, как страна, лояльная Соединенным Штатам, которые, в свою очередь, заинтересованы в более высоких ценах для развития своего экспорта СПГ, возможно, будет аккуратнее себя вести на мировом газовом рынке.
Тем не менее пока этот крупный производитель СПГ ведет себя достаточно агрессивно. Почему так получается? Здесь нужно выделить краткосрочный и долгосрочный аспекты.
Во-первых, текущий момент. Экспорт СПГ из США уже снизился почти до 50% от максимумов, но все равно это много. Почему? По законам жанра он должен был остановиться. Газовые цены на внешних рынках уже или ниже (в ЕС), чем внутри США, или очень близки к ним (в Азии). Однако этого не происходит, а владельцы заводов сами производят газ, от которого отказались покупатели (отдав обязательный платеж за сжижение). Почему? Одна из причин связана с тем, что экономически невыгодно снижать загрузку заводов по сжижению, от этого резко падает эффективность процессов.
Но ту же самую логику (желание сохранить работающими заводы — с максимальной загрузкой) можно применить и к СПГ-заводам самого Катара, и других производителей, включая Россию. При этом и у Катара, и у России ситуация выглядит лучше. И дело не только в более дешевом газе для сжижения. Важный вклад в экономику заводов вносит попутно добываемый конденсат (совсем грубо — сверхлегкие фракции нефти). Добыча конденсата происходит одновременно с газом, поэтому нельзя добыть и продать выгодный конденсат, не производя СПГ. За счет конденсата операционная (то есть без учета капзатрат и ранее гарантированных платежей) себестоимость становится небольшой, примерно соответствующей текущим ценам. США эта логика не касается, там на заводы поступает "сухой" газ, без конденсата.
В результате и Россия даже увеличила экспорт СПГ в апреле (по сравнению с апрелем прошлого года). А в первом квартале загрузка "Ямала СПГ" вообще составляла 122% от проектной мощности!
"Газпром" менее агрессивен в продажах, но себестоимость его экспорта по операционным затратам также очень невелика. Большая часть трубопроводов находится под контролем самого "Газпрома" либо работает по принципу "качай или плати". Персонал тоже на местах и в любом случае получает зарплату. Топливом для газоперекачивающих агрегатов является тот же газ. В результате российское голубое топливо (по операционным затратам) оказывается выгодно продавать до тех пор, пока цена не падает ниже 50-55 долларов за тысячу кубометров.
Не менее важна и долгосрочная перспектива, где цены будут зависеть от будущего баланса спроса и предложения. В каких масштабах будут строиться новые производства?
И здесь Катар — по крайней мере, пока — демонстрирует агрессивную политику: на днях подтверждены планы по росту мощностей по сжижению с текущих 77 до 110 миллионов тонн к 2025-му и до 126 миллионов к 2027 году. Нельзя сказать, что мы видим здесь что-то новое. Об этих планах по расширению производств с 77 до 126 миллионов тонн было известно давно. Вопрос здесь — в сроках начала работ. Чтобы запустить производство в 2025 году, стройку желательно начать уже в 2021-м.
Так или иначе, расширение катарских мощностей в срок (а это плюс 49 миллионов тонн), если оно состоится, безусловно, окажет давление на цены. В этом случае США не смогут запустить как минимум часть своих новых СПГ-проектов в прежней ценовой модели. В каком-то смысле можно говорить о том, что Катар может лишь "отобрать" часть заводов по сжижению у США, которые были бы в противном случае построены.
А что это значит для нас? Понятно, что цена на газ и СПГ для России — чем выше, тем лучше. Но с точки зрения принятия решений о расширении производств для российского рынка мало что меняется. За некоторым исключением, перспективные российские СПГ-проекты находятся в группе наиболее низких по себестоимости, что позволяет принимать решения о строительстве с минимальной оглядкой на мировую конъюнктуру.
Многое будет зависеть от спроса, который прогнозировать не так просто. Кстати, если посмотреть относительно недавнюю (правда, "докоронавирусную") презентацию одного из американских проектов по строительству заводов СПГ компании Tellurian, то можно увидеть картину дефицита на рынке к 2025 году в 200 миллионов тонн мощностей. Смысл презентации: нужно строить, строить и строить. Разгадка проста — в этой модели годовой прирост спроса на СПГ прогнозируется на уровне 9,3% (на основании предыдущего периода), что выглядит слишком оптимистично. Тем не менее именно труднопрогнозируемый спрос в конечном счете определит будущие цены и покажет, кто был прав, а кто нет при принятии инвестрешений.
И конечно, ключевым моментом становится механизм ценообразования на новый СПГ. Американские проекты тоже имеют право на существование — если только, к примеру, гарантированно будут продавать свой газ не по ценам, рассчитываемым на основе цен на газ в США плюс цена сжижения, а по биржевым ценам, будь то в Европе или Азии. Но найдутся ли желающие взять на себя риски такого арбитража? Для прочих проектов наблюдение за ценообразованием при заключении долгосрочных контрактов также становится очень интересным: каким будет в них соотношение спота и долгосрочных контрактов с нефтяной привязкой и с каким дисконтом к цене нефти будет продаваться СПГ.
