СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ ФОРМИРОВАНИЯ ЦЕН НА РЫНКЕ ГАЗА

Ценообразование на рынках газа является одной из самых обсуждаемых тем в научных и деловых кругах. Еще в конце прошедшего десятилетия европейские потребители газа были обеспокоены проблемой надежности поставок из России, сегодня, в условиях обострения политических противоречий и возрастания конкуренции между поставщиками трубопроводного газа и СПГ, высокой неопределённости цен на нефть и глубокого институционального реформирования рынкаЕС, на первый план выходит проблема ценовой конкуренции и рентабельности инвестиционных проектов, прежде всего касающихся расширения газотранспортной инфраструктуры, а также развитие адаптационных механизмов для преодоления целого рядафакторов риска, связанных с неопределённостью динамики экономического роста и изменения спроса на различные виды энергоносителей[1].

В данном контексте выбор политики в области ценообразования на природный газ в России является критически важным вопросом как для Газпрома, так и других российских производителей голубого топлива. Будущее глобальной энергетики в значительной мере будет определяться такими тенденциями, как балансирование между глобализацией и регионализацией, угроза энергетического дефицита и профицита энергоресурсов; смена технологических укладов как в производстве топлива и энергии; завершение эпохи углеводородов и развитие инновационной безуглеродной энергетики и т.д. Открывающиеся возможности коммерциализации различных видов возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и неконвенциональных ресурсов углеводородного сырья обусловливают наступление нового этапа в развитии мировой энергетики – глобального профицита энергоресурсов. Вместе с тем продолжает формироваться новая архитектура мировой геополитики, в сфере обмена энергоресурсами наблюдается возврат к практике силового давления и политизация энергетической сферы, что значительно усложняет выполнение главной функции для мирового энергетического комплекса – бесперебойного снабжения потребителей топливом и энергией.

Природный газ наряду с возобновляемыми источниками энергии является одним из наиболее привлекательных видов топлив на ближайшие два десятилетия. Расширение его использования в значительной мере определяется уровнем текущих и перспективных цен на нефть, которые в свою очередь зависят от большого числа факторов, включая предельные издержки производства, развитие технологий добычи традиционных и нетрадиционных углеводородов, производство энергии из возобновляемых источников, баланс спроса и предложения в целом, энергетической политики отдельных государств, успехов международной климатической политики и др.

В период быстро растущих цен на энергоресурсы в 1999-2005 гг. нефтяные котировки утроились, превысив уровень 54 долл./барр. а затем, исключаягоды мирового кризиса 2009-2010 гг.,устойчиво возрастали до уровня 111,67 долл./барр. В этот период диапазон издержек на производство нефти варьировался от 15 долл./барр. на Ближнем Востокедо 110 долл./барр.. для так называемой синтетической нефти, получаемой из природного газа и угля [2]. Цены на природный газ на большинстве региональных рынков за исключением североамериканского демонстрировали сходную динамику, отражая привязку газовых цен к нефтяным котировкам. Двукратное падение цен на нефть осенью 2014 г. (до 30-40 долл./барр.) в условиях замедления темпов роста мировой экономики и внедрения технологических новаций в производстве сланцевой нефти ознаменовали начало кардинальной трансформации структуры и конкурентного ландшафта мировой нефтегазовой отрасли. Издержки на добычу сланцевой нефти снизились практически в два раза – с 80 до 40 долл./барр [3].В тоже время дорогие проекты (с окупаемостью по цене более 80 долл./барр.), связанные с разработкой глубоководных месторождений, арктического шельфа и нефтеносных песков, а также синтетических углеводород потеряли свою рентабельность. Под влиянием низких цен в 2014-2016 гг. глобальные инвестиции в разработку и обустройство газовых месторождений сократились на 25%.

В Германии цены на импортный газ в 1999-2013 гг. повысились с 1,86 долл./МБТЕ до 10,73 долл./МБТЕ, стоимость импорта СПГ в Японии – с 3,14 долл./МБТЕ до 16,17 долл./МБТЕ. На американском рынке цены продолжали расти лишь до 2008 г. – с 2,27 долл./МБТЕ до 8,85 долл./МБТЕ и к 2012 г. снизились до 2,27 долл./МБТЕ.

В результате формирования нисходящего ценового тренда в 2016 г. значительно замедлились темпы роста мировой добычи газа ─ рост составил всего 21 млрд куб. м, или 0,3%, что является самым низким показателем за 34 года, не считая мирового финансового кризиса. Падение цен на газ в США впервые с начала «сланцевой революции» в начале 2000-х годов вызвало снижение производства газа в этой стране на 2,5% при незначительном росте потребления на 0,4%.Спрос на газ в других регионах мира вырос значительно: в Европе ─ на 28 млрд. куб. м, или 6%, что стало результатом повышения его конкурентоспособности по сравнению с углем и слабого роста ВИЭ.Дополнительный спрос на газ был удовлетворен как за счет импорта трубопроводного газа, так и активного использования запасов в подземных хранилищах. Импорт СПГ сократился более чем на 3%.

Под влиянием роста внутренней добычи и развития инфраструктуры потребление газа увеличилось на Ближнем Востоке – на 19 млрд. куб. м, или 3,5% и в Китае – на 16 млрд куб. м, или 7,7%. Отмечается сильнейшее падение потребления газа в России – на 12 млрд куб. м, или -3,2% и в Бразилии – на 5 млрд куб. м, или -12,5%.В мировом масштабе потребление природного газа выросло на 63 млрд куб. м, или 1,5%, что значительно меньше, чем средний показатель за 10 лет – 2,3%.Столь значительный непрогнозируемый рост спроса на европейском рынке газа в 2016 г. оказал влияние на уровень и динамику импортных цен, чтотребует более детального изучения.

Уточним, что цены на газ в различных регионах мира формируются под влиянием разной группы факторов. В Северной Америке они устанавливаются в самом крупном ликвидном торговом хабе Henry Hub. В Европе оптовые цены основаны на долгосрочных контрактах и большая часть продается по ценам с нефтяной привязкой. В Азии и на многих других развивающихся рынках, где велика доля сжиженного природного газа, цены на СПГ имеют также привязку к цене на нефть и незначительную спотовую составляющую. Исследования подтверждают, что прямо или косвенно колебания цен на нефть определяют динамику цен на природный газ, однако зависимость между ценами на нефть и газ снижается в результате сокращения объемов торгуемого газа с нефтяной индексацией.

Как видно из данных рисунка 1, понижательная тенденция на нефтяном рынке стала доминирующей в конце 2014 г., и в результате среднегодовая цена нефтисвыше 100долл./барр. снизилась до 52 долл./барр. в 2015 г. и до 43 долл./барр. – в 2016 г.

В 2014-2016 гг. американские цены Henry Hub уменьшились с 8,25 долл./МБТЕ до 4,69 долл./МБТЕ. В 2016 г. цены на газ упали до самого низкого уровня с 1999 г. ─ 2,50 долл./МБТЕ. Как отмечалось выше, в Северной Америке низкие нефтяные цены оказали понижающее воздействие на темпы роста добычи газа и расходы на обустройство скважин.

Связанные с нефтяными котировками цены на трубопроводный газ иСПГ в Европе и Азии также снижались, но с временным отставанием, учитывая, что большинство индексов имеют временной лаг от трех до шести месяцев. Азиатские цены на импортный газ оставались относительно устойчивы с 2011 г. до конца 2014 г. Так, цена импортируемого СПГ в Японии в этот период держалась на уровне 15-16 долл./МБТЕ, однако к 2015 г.,следуя за нефтяными котировками, снизиласьдо 10,31 долл./МБТЕ и к 2016 г. – до 6,94 долл./МБТЕ [4].

Газовой рынок Европы не является гомогенным как с точки зрения источников поставок, так и механизмов ценообразования. Самый крупный, не считая России, немецкий рынок (2,2% ─ доля в мировом потреблении) [4], на который поступает четверть импортируемого в этот регион трубопроводного газа, демонстрировал сходные с азиатским рынком тенденции. Цена на импортный газ на границе Германии сократились с 9,11 долл./МБТЕ до 6,72 долл./МБТЕ в 2015 г. и до 4,93 долл./МБТЕ в 2016 г.

Динамика цен на газ в Великобритании, втором по величине рынке газа (2,3% ─ доля в мировом потреблении) с наиболее ликвидным рынком краткосрочной торговли определялась, помимо нефтяных котировок, снижением мировых спотовых цен СПГ, а также слабым внутренним спросом в жилищном и коммерческом секторах.

Уменьшение европейских и азиатских цен в 2016 г. на 20-30% происходило под давлением увеличивающихся поставок сжиженного природного газа.Существенную роль продолжает играть внедрение Третьего энергетического пакета (ТЭП) и пересмотр долгосрочных контрактов на поставку газа в страны ЕС, а также решения арбитражных судов в 2012-2013 гг. о пересмотре контрактных цен в пользу покупателей, стимулирующие продавцов реализовывать газ на более гибких условиях.

Уточним, что пересмотр контрактов Газпрома, который в 2016 г. увеличил свою долю на европейском рынке с 31% до 34%, был осуществлен на следующих условиях:

-   индексация части поставок сверх объемов «бери или плати» к спотовой цене (до 15% годовых контрактных объемов);

-   снижение уровня «бери или плати»;

-   предоставление с 2011 г индивидуальных временных скидок от контрактной цены газа.

Другим не менее важным понижающим фактором является возрастание доли внутренних продаж газа по свободным ценам, напрямую не связанным с ценами на нефть, а формируемым в европейских газовых хабах (торговых площадках) в результате осуществления кратко- и среднесрочных сделок. Хабы, в отличие от поставок газа по долгосрочным контрактам, продают объемы газа без учета издержек на транспортировку и хранение. В результате на рынке формируются более низкие гибридные цены на основе цен долгосрочных контрактов и «коротких» арбитражных сделок.

По данным Международного газового союза, доля продаваемого газа на европейском рынке на условиях межгазовой конкуренции в 2015-2016 гг. возросла с 64% до 66%, в странах Северной Европы этот показатель превысил 90%. За период 2005-2016 гг. удельный вес таких продаж увеличился более чем в четыре раза [5]. В 2014-2016 гг. количество хабов в Европе выросло с 16 до 19, а объемы проданного на них газа ─ с 12550 ТВт/ч до 48445 ТВт/ч, то есть более чем в четыре раза.

Сравнение средних региональных цен на газ в 2014-2016 гг. говорит о том, что в Европе они оставались значительно выше среднемирового уровня, который составил 3,35 долл./МБТЕ, однако их конвергенция с ценами других рынков усилилась, поскольку свободно формирующиеся «рыночные» цены продолжали снижаться, а регулируемые государством ценыпреимущественно росли, за исключением стран бывшего СССР, где слабый рубль привел к снижению цен в долларовом выражении [5].

Ситуация, которая сложилась в первой половине 2017 г. на нефтяном рынке, характеризовалась высокой неустойчивостью ценовой динамики. После решения ОПЕК и еще 11 стран (ОПЕК+), принятом в ноябре 2016 г., о сокращении добычи почти на 1,8 млн барр./деньнаблюдалось заметное повышение мировых цен на нефть. Так, спотовая цена европейского сорта Brent повысилась с 44,73 долл./барр. в ноябре 2016 г. до 54,58–54,87 долл./барр. в январе-феврале текущего года, американская нефть WTI – с 45,66 долл./барр. в ноябре до 52,50 долл./барр.и 53,47 долл./барр. в январе-феврале (см. таблица 1).

В марте стабильность на рынке нефти была нарушена новой волной снижения цен. Нефть марки Brent впервые с декабря 2016 г. опустилась до 50 долл./барр., WTI — до 47 долл./барр. Основным поводом к снижению цен послужили признаки продолжающегося восстановления нефтедобывающего сектора в США и сохраняющихся высоких запасов сырой нефти в различных странах.

Таблица 1 – Цены спот на нефть и газ на рынках США и Европы в январе-августе 2017 г.

Источник: АгентствоPlatts.Режим доступа: https://www.platts.ru/price-assessments/

Временный взлет котировок в апреле сменился их падением, в июне цена Brent упала до 46,37 долл./барр., а WTI – до 45,18 долл./барр. В июле начался повышательный тренд. Цена Brent после краткосрочного незначительного снижения в июле к концу сентября достигла уровня 57,03 долл./барр [6]. Цена WTI продолжала расти до второй половины августа, а затем в течение месяца устойчиво снижалась. В середине сентября рост возобновился и к концу месяца котировки достигли отметки 50,12 долл./барр. [6]

В Европе цены на газ росли начиная с минимальных котировок в 3,94 долл./МБТЕ в 3-м квартале 2016 г. Ценыстали восстанавливаться с 4 квартала 2016 г., однако уже в феврале 2017 г. индекс TTF по сравнению с январем снизился до 218 долл./тыс. куб. м (-2,7%). Снижение было вызвано окончанием зимнего отопительного периода. В феврале спред между ценой на хабе TTF и российским газом сократился до 8 долл./тыс. куб. м (в январе он составил 30 долл./тыс. куб. м), так как цена российского газа возросла под влиянием положительной динамики нефтяных котировок. Средняя цена на TTFв 1 квартале составляла 5,77 долл./МБТЕ и6,00 долл./МБТЕ. на NBP.

Во2 квартале 2017 г. цены снова уменьшились - по индексу TTF до4,98 долл./МБТЕ, по индексу NBP до 4,48долл./МБТЕ, но были выше, чем ценовой минимум 2016 г. Цены на голландском хабе TTF составляли в среднем около 180 долл./тыс. куб. м, что на 13% выше, чем год назад.Низкие цены на газ лишь отчасти объяснялись падением нефтяных котировок.

Сохранение нетипично высокого спроса в летнее время обеспечили такие факторы, как:

-     холодная зима и очень жаркое лето в Южной и Центральной Европе, что увеличивает спрос на электроэнергию;

-   рост цен на энергетический уголь, что приводит к его вытеснению газом на некоторых ТЭС;

-   рост спроса на газ в промышленности и коммунальном секторе ряда европейских стран;

-   восстановление запасов в хранилищах, израсходованных зимой.

В 2016 г. Газпром увеличил объем поставок природного газа в дальнее зарубежье до 179,3 млрд куб. м газа, или на 12,5%, что является историческим максимумом. За прошедший год доля компании на европейском рынке газа возросла с 31 до 34%.По словам заместителя председателя правления Газпрома Александра Медведева, средняя цена экспорта в ЕС в 2016 г. составила 167 долл./тыс.куб.м, что ниже, чем цены в хабах. Поэтому европейские потребители смогли свободно увеличить отбор газа по контрактам «Газпрома» с нефтяной привязкой.

Одним из существенных факторов динамики газовых цен в первой половине 2017 г. стало упомянутое выше ноябрьское решение ОПЕК+ о сокращении добычи. Последующее решение о продлении данного соглашения до конца марта 2018 года, принятое 25 мая 2017 г., позволяет оценить влияние этой организации на ценовую конъюнктуру углеводородов.

Уточним, что участники соглашения «признали необходимость продолжать сотрудничество с целью достижения прочной стабильности на нефтяном рынке».Прежде всего ставилась задача сократить запасы в странах-потребителях с 3 до 2,7 млрд барр. с целью повышения спроса и поддержания более высокого уровня цены на нефть на целевом уровне. Для России это особенно важно в период действия западных санкций и преддверии выборов Президента в 2018 г., для Саудовской Аравии – высокие цены на нефть важны для осуществления IPO акций Aramco, запланированного также на 2018 г.

Повышение цен в июле (Brent -в диапазоне 50-53 долл./барр., WTI – 47-50 долл./барр.) проходило в условиях снижения уровня выполнения сделки по сокращению добычи нефти странами ОПЕК - c 77% до 75%.Эксперты полагают, что в этот период цены поддерживались информацией о состоянии нефтяного рынка в США, где продолжали сокращаться запасы, прекратился устойчивый рост числа буровых установок, но сохранялся рост объемов добычи. Влияние на рынок также оказала информация о возможности введения санкций США против нефтяного сектора Венесуэлы, снижении объема переработки нефти в Китае, укреплении курса доллара и некоторые другие факты.

Таким образом, анализируя последствия принятого соглашения о сокращении добычи нефти ОПЕК+ в 2016-2017 гг., можно сделать вывод о том, что влияние политики ОПЕК на динамику мировых цен носит ограниченный характер и дополняется целым рядом разнонаправленных факторов, независящих от действий этой организации. При достижении определенного уровня цен (в 2017 г. - 47-50 долл./барр.) ключевое влияние на мировую конъюнктуру начинают оказывать производители сланцевой нефти США, увеличивая предложение и сдерживая рост мировых цен, которые по самым пессимистическим прогнозам могут снизиться до 30долл./барр. [7]

В 2008-2016 гг. добыча природного газа в США возросла с 55 до 72,5 млрд куб. футов/сутки. Более 90% добытого в 2016 г. газа потребляется внутри страны. В 2011-2016 гг. годовой экспорт СПГ увеличился с 70,0 до 186,8 млрд куб. футов при значительном сокращении в 2012-2013 гг.За семь месяцев 2017 г.экспорт удвоился до 364,4 млрд куб. футов. За 2010-2016 гг. средняя цена на экспортный газ упала с 5,02 до 2,79 долл./тыс. куб. футов и вернулась на уровень 1986-1999 г. Средняя цена за первые семь месяцев 2017 г. составила 3,6 долл./тыс. куб. футов [9].

Прогнозируется, что к 2020 г. Соединенные Штаты будут иметь третий в мире экспортный потенциал СПГ после Австралии и Катара. По оценкам экспертов компании VYGON Consalting, производственные мощности СПГ терминалов вырастут с текущих 9 млн т до 78 млн т, а экспорт превысит поставки из Австралии и составит не менее 39 млн т в год, или 10% глобального рынка.

Большинство СПГ-контрактов с США (около 80% американского СПГ продается в рамках долгосрочных контрактов)заключалось в период максимальных ценовых дифференциалов между европейским и североамериканским рынками, что делало европейский рынок газа привлекательным для экспортеров американского СПГ. Формулы цены в СПГ-контрактах США базируются на привязке к свободно формируемым ценам Henry Hub, при этом ценовые риски лежат на покупателе СПГ.

В период активного наращивания экспорта сжиженного газа из США 2016-2017 гг. с точки зрения экономической целесообразности европейский регион стал наименее востребованным для продавцов сжиженного газа.В 2016 г. большая доля американского экспорта СПГ (46,8%) приходилась на страны Латинской Америки, при том что ни один долгосрочный контракт с этими странами не был заключен. Около трети (30,1%) ─ на страны Азии, на Ближний Восток и Африку – 13,0% и наименьший объем (10,2%) поступил на рынки Европы.

Региональными лидерами среди стран стали, соответственно, Чили, Китай, Иордания и Турция, абсолютным лидером с объемом экспорта в 29,4 млрд куб. футов/день ─ Чили (см. таблица 2). Большинство поставок в Южную Америку было сделано в рамках долгосрочных контрактов, включая чилийских покупателей, которые заключили договор с компанией Shell. у Аргентина и Бразилия таких долгосрочных контрактов не заключала.

В 2016 г. спрос на газ был заметно выше ожидаемого на Ближнем Востоке, в Северной Африке, Индии и Китае, поэтому рынок оказался более сбалансированным, а спотовые цены выше прогнозных.

Таблица2 – Экспорт американского СПГ по регионам в 2016 г. и первой половине 2017 г.

Источник:      рассчитано      по     U.S.      Natural     Gas      Exports     and     Re-Exports      by      Country

https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_move_expc_s1_m.htm

Сравнительный анализ географической структуры экспорта СПГ по полугодиям, проведенный экспертами VYGON Consalting, свидетельствует о том, что в течение года доля латиноамериканских стран сокращалась по мере увеличения экспорта СПГ в пользу Европы и АТР – с 64 до 49%. Первый американский СПГ поступил на терминалы в Испании, Португалии и Италии, а затем также Турции. Уточним, что Испания и Португалия не имеют долгосрочных контрактов на покупку американского СПГ, однако его привлекательность для этих стран объясняется низкой насыщенностью их газопроводных систем. В 2016 г. доля американского газа в импорте ЕС была ничтожно мала и составила всего 1% , при том что мощности СПГ в Европе остаются загружены лишь на 23% (см. таблицу 2).

По сравнению с 2016 г. географическая структура экспорта американского СПГ в первые семь месяцев 2017 г. была более сбалансированной – снижение доли стран Латинской Америки с 46,8% до 40,6% произошло за счет повышение Ближнего Востока и Африки с 13,0% до 15,2 % и Европы с 10,2 % до 13,5%. Европейские страны, закупавшие американский СПГ в 2016 г., Португалия и Испания почти в четыре раза увеличили объем импорта с 3700 млн куб. футов и 2930 млн куб. футов до 12421 млн куб. футов и 11985 млн куб. футов, соответственно. Турция нарастила импорт с 8763млн куб. футов до11985 млн куб. футов, Италия несколько снизила объем с 3328 млн куб. футов до 3120 млн куб. футов.

Таблица 3 – Объем и средняя цена импорта американского СПГ в странах Европы в январе-июле 2-17 г.

Рассчитано       поданным       U.S.       Natural      Gas       Exports       and       Re-Exports       by       Country

https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_move_expc_s1_m.htm

Среди новых импортеров американского газа появились такие страны, как Польша (3440 млн куб. футов), Мальта (867 млн куб. футов), Нидерланды (3042 млн куб. футов) и Великобритания (3410 млн куб. футов), что отражает стремление европейских стран к большей диверсификации источников поставок при пока незначительных объемах импорта американского СПГ [9].

По оценкам VYGON Consalting, средняя расчётная конкурентная цена поставки американского СПГ в Европу, например, на рынок Бельгии, в 2016 г. составляла бы 5,6 долл./МБТЕ, в Китай – 8,6 долл./МБТЕ, в Бразилию – 8 долл./МБТЕ. Оценка доходности поставки сжиженного газа демонстрирует убыточность европейского рынка для поставщиков американского газа (-0,6 долл./МБТЕ) и прибыльность китайского(+2,1 долл./МБТЕ) и бразильского (+2,0 долл./МБТЕ) рынков. На полученных в 2017 г. 51 млрд куб. м СПГ, Европа потеряла не менее 2 млрд долл.

В второй половине 2016 - начале 2017 гг. наметилась тенденция роста поставок из США в Европу в результате увеличения ценового дифференциала между европейским и североамериканским рынками. В этот период цена в Европе возросла с 4,5 до 6,3 долл./МБТЕ, на что повлияла холодная зима, проблемы с поставками газа из Алжира и высокие цены в европейских хабах.

В то же время в ситуации низких цен летом 2017г. на рынках стран Северо-Западной Европы стала непривлекательной для поставщиков СПГ по сравнению со странами Азии, Ближнего Востока и Латинской Америкой. Это позволило «Газпрому» расширить свою нишу, нарастив экспорт: с начала этого года по 15 июня поставки в Турцию увеличились на 22%, в Венгрию — на 26,6%, в Сербию — на 47,9%, в Болгарию —   на 12,6%, в Грецию — на 10%. В целом экспорт в Европу и Турцию вырос до 102,9 млрд куб. м, или на 12,3%.

В 2003 г. и 2007 г. издержки добычи составили 5 долл./тыс.куб.м и 15 долл./тыс. куб. м, соответственно. Согласно ВР, средние цены импорта Германии в 2003 г. составляли 142,5 долл./тыс. куб. м, в 2007 г. – 280,53 долл./тыс. куб. м. Таким образом разница между ценой продажи и издержками производства в эти годы составила 137,5 долл./ долл./тыс. куб. м и 265,53 долл./тыс. куб. м, соответственно. Таким образом, можно однозначно сделать вывод о том, что рентабельность продаж Газпрома в 2016 г. существенно снизилась.

Мнение экспертов относительно устойчивости тенденции сохранения высокого спроса в Европе расходятся: одни полагают, что тренд достаточно устойчив и рынок восстановится после падения 2010–2014 гг. Другие же объясняют повышение потребления краткосрочными факторами – погодными условиями, приостановкой части атомных блоков во Франции, низкой водностью ГЭС в Турции и т.д.

Дальнейшее снижение цен на североамериканском рынке может произойти после снятия инфраструктурных ограничений в сланцевых провинциях Marcellus и Utica. Верхний ценовой предел в энергетическом секторе будет определяться в процессе межтопливной конкуренции газа, угля и возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Администрация Дональда Трампа планирует значительно расширить добычу нефти и газа, снизив природоохранные ограничения, согласно опубликованному новому плану развития энергетики США (An America First Energy Plan).

Однако в любом случае условия конкуренции на европейском рынке в ближайшее время кардинально не изменятся. Экспорт американского газа в Польшу по цене 4,26 долл./МБТЕ находится на границе безубыточности.

Ведущий аналитик по энергетике агентства Interfax Global Gas Analytics Питер Стюарт и независимый консультант СПГ-отрасли Энди Флауэр полагают, что европейский рынок может оказаться последней надеждой для производителей из США и Австралии, которым придется конкурировать с трубопроводным газом из России по цене, не превышающей 4-6 долл./МБТЕ. По мнению Стюарта,

«перспективы СПГ по-прежнему печальны».

Слабость американской экспортной стратегии объясняется высокой нестабильностью нефтяного и газового рынков. Примерно половина контрактов на поставки СПГ из США были подписаны пять лет назад в условиях рекордно высоких ценовых дифференциалов (8 долл./МБТЕ между США и Европой и 12 долл./МБТЕ между США и Японией), тогда как в начале 2017 г. дифференциалы по рынкам составили около 2 долл./МБТЕ. и 4 долл./МБТЕ.

В условиях низких цен экспортёры американского СПГ могут выбрать одну из четырех возможных стратегий: продавать СПГ по демпинговым ценам, то есть с большими убытками; продавать газ только на премиальном рынке Азии или Латинской Америки в моменты возникновения ценовой премии, что возможно в период сезонных пиков; осуществлять продажу фьючерсных контрактов на бирже ICE и таким образом хеджировать риски финансовых потерь в случае, если продажи по форвардным контрактам окажется выше базы «затраты плюс»; вообще отказаться от использования мощностей по сжижению США, неся потери только за счет уплаты стоимости их аренды, что целесообразно при значительно низком уровне цен в Европе менее ─ 4 долл./МБТЕ. В любом случае в среднесрочной перспективе в ЕС ключевую роль будет играть трубопроводный газ.

Проведенный анализ подтверждает, что разворот в динамике нефтяных и газовых цен в конце 2014 г. определялся двумя крупнейшими участниками рынка –США и ОПЕК, которые играют на мировом рынке принципиально различные роли.

Расширение производства сланцевой нефти, а затем и газа в США стало результатом широкого распространения новых технологий добычи в сочетании с действием целого ряда исторических, экономических и институциональных факторов, породив принципиально новый источник предложения энергоресурсов и структурных дисбалансов на глобальном энергетическом рынке.

Сложившаяся ситуация на рынке в 2014-2017 гг. продемонстрировала способность американских производителей в течение одного года запускать инвестиционные проекты и в достаточно короткие сроки снижать и наращивать добычу при существенном изменении нефтяных котировок (3-6 месяцев) [4], что способствует эффективному поддержанию баланса рынка с точки зрения его долгосрочной структурной трансформации.

Политика ОПЕК в настоящее время не способна кардинальным образом оказать влияние на состояние рынка в том случае, когда сохраняется действие основного фактора, являющегося источником структурного дисбаланса. Как показал опыт 2017 г., даже беспрецедентная скоординированность действий ОПЕК+ при выполнении соглашения о сокращении нефтедобычи не смогла оказывать длительное влияние на рынок. Наиболее точно текущую роль картеля охарактеризовал министр экономики, промышленности и минеральных ресурсов Саудовской Аравии Халид Аль-Фалих, заявив о том, что вмешательства ОПЕК являются эффективными лишь тогда, когда речь идет о краткосрочных аберрациях на рынке нефти [4].

Одним из важнейших последствий «сланцевой революции» является начавшийся процесс реконфигурации международной торговли сжиженным природным газом, в котором США начинают играть все более значительную роль. Газовый рынок Европы усложняется, падение темпов роста собственной добычи компенсируется расширением поставок новых экспортеров. Ценовая война, в которую вступили экспортеры американского СПГ, с новой силой обостряет противоречия между Россией и странами ЕС.

Проведенный анализ динамики и уровня цен на региональных рынках природного газа показал, что при текущем уровне цен европейский рынок является низкодоходным для экспортеров американского СПГ. Нижнюю границу приемлемой конкурентной цены можно определить, как 6,3-6,35долл./МБТЕ, то есть на уровне импортных поставок американского сжиженного газа 2016 г. в Нидерланды и Португалию.

В ближайшие два-три года можно ожидать, что текущий дифференциал между североамериканским и европейским рынком будет сокращаться ввиду того, что цены на будут двигаться в противоположных направлениях: в США – возрастать, так как газ будет утекать на внешние рынки, что объясняет озабоченность Трампа по поводу поддержания национальной добычи углеводородов, в Европе – снижаться в условиях расширения торговли на хабах. В этой ситуации американскому правительству ничего не остается как задабривать европейские страны политическими и экономическими преференциями в других, не связанных с газовой торговлей сферах. Газпром должен выстраивать ценовую стратегию с учетом расширения числа участников краткосрочных сделок и расширения объемов поставок традиционных экспортеров на газовый рынок Европы.

Список литературы

1.        В.А. Кулагин, С.И. Мельникова, А.А. Галкина, Е.Д. Осипова, Е.О. Козина. Перспективы российского газа на европейском рынке в контексте изменения рыночных условий, регуляторной среды и энергетической политики ЕС//Вестник международных организаций – 2016 - Т. 11 -№ 1. – С.

2.        World                 Energy                 Outlook                2013.                OECD/IEA,                 2013.                Режим доступа:http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/WEO2013.pdf

3.        BPEnergyOutlook. Режим доступа: http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/energy-economics/energy- outlook-2017/bp-energy-outlook-2017.pdf

4.        BP         Statistical         Review         of         World         Energy         June         2017         Режим         доступа: https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html

5.        Wholesale Gas Price   Survey 2017   Edition.   A GLOBAL REVIEW OF PRICE FORMATION MECHANISMS   2005       TO        2015.       Р.39-40       MAY        2017       Р.40.        Режим        доступа: http://www.igu.org/sites/default/files/node-news_item- field_file/IGU_WholeSaleGasPrice_Survey0509_2016.pdf

6.        Администрация              энергетической             информации              США              Режим              доступа: https://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=PET&s=RBRTE&f=W

7.        ОПЕК            продолжит           сокращать.          Ведомости           26.05.2017.           Режим            доступа:https://www.vedomosti.ru/business/articles/2017/05/26/691594-opek-sokraschat

8.        EIA: Экспортные СПГ-терминалы в США приближаются к сроку коммерческой эксплуатации. Режим     доступа:  http://www.ngv.ru/analytics/eia_eksportnye_spg_terminaly_v_ssha_priblizhayutsya_k_sroku_kommerches koy_ekspluatatsii/

9.        U.S.         Natural        Gas        Exports        and        Re-Exports        by        Country        Режим         доступа: https://www.eia.gov/dnav/ng/NG_MOVE_EXPC_S1_M.htm

10.     «Газпром»       назвал       цену       на       газ       для       ЕС       в       2017       году.       Режим       доступа: https://regnum.ru/news/2243351.html

11.     Эксперты: сланцевая революция в США может дестабилизировать рынок Режим доступа: https://ria.ru/economy/20170321/1490450249.html21.03.2017